ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПОСНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ НА ПРИМЕРЕ ПРЕДПРИЯТИЯ «ВАРАН»
Содержание
Введение
Глава 1. Физико-географическая игеологическая характеристика района расположения предприятия
1.1 Климатическая характеристика районарасположения предприятия
1.2 Оценка состояния почвенного покрова
1.3 Геологические сведения оместоположении промышленного объекта
Глава 2. Технология добычи нефтишахтным подземным способом и рациональное использование минеральных ресурсов
Глава 3. Характеристика предприятиякак источника загрязнения природной среды
3.1 Производства, загрязняющие водную среду
3.2 Основные производства, загрязняющие атмосферу
3.3 Загрязнение твердыми отходами и обращение с ними
Глава 4. Оценка уровня загрязненияатмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ ватмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО «Варан»
4.1 Мониторинг состояния атмосферноговоздуха в районе действия предприятия ОАО «Варан»
4.2 Характеристика установок по очистке газа
4.3 Сведения о залповых и аварийных выбросах
4.4 Перечень загрязняющих веществ,выбрасываемых предприятием
4.5 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу
4.6 Основные результаты реализации проекта
Глава 5. Экономическое обоснование проекта
5.1 Определение капитальных вложений нареконструкцию котельных НШ-2
5.2 Эксплуатационные затраты новой котельной
5.3 Экономическое и экологическое обоснование проект
Глава 6. Планирование природоохранной деятельности
Заключение
Список использованных источников
Введение
Подземная разработказалежей высоковязких нефтей и природных битумов является одним из эффективныхметодов, обеспечивающих максимальное использование углеводородного сырья.
Мировые запасывысоковязких нефтей и битумов во много раз превышают разведанные в настоящеевремя запасы обычных нефтей. Несмотря на то, что добыча высоковязких нефтей ибитумов в экономическом отношении не может конкурировать с добычей легкихнефтей, освоение и промышленное внедрение эффективных способов добычи такихуглеводородов является важнейшей задачей ввиду ограниченности запасов обычныхнефтей и постоянно растущих цен на мировом рынке./>
Главная роль в решениипроблемы повышения нефтеизвлечения из пластов высоковязких нефтей и природныхбитумов отводится тепловым методам. Основные их достоинства заключаются вснижении вязкости нефти, обеспечивающей повышение её подвижности. Средитепловых методов одним из наиболее эффективных является паротепловоевоздействие. Впервые в мировой практике на Ярегском месторождении (РеспубликаКоми) создана термошахтная технология, промышленное внедрение которойосуществляется с 1972 года.
Для закачки пара в пластнеобходим предварительный прогрев жидкости на поверхности, с этой целью напредприятии существуют котельные, работающие на газе. В представленномдипломном проекте основное внимание уделено работе котельных на промплощадкенефтешахты № 2.
Целью проекта являетсярешение задачи по снижению выбросов загрязняющих веществ от работы котельных иуменьшению затрат на эксплуатацию котельных.
Для достиженияпоставленной цели решаются следующие задачи:
— анализ воздействияпредприятия на окружающую среду/>/>
— выявление наиболеесущественных источников загрязнения на атмосферу
— разработка методов поснижению выбросов в атмосферу />
Глава 1. Физико-географическаяи геологическая характеристика района расположения предприятия
Акционерноеобщество открытого типа «Варан» находится в городе Ухта, Республики Коми. ОАО«Варан» образовано 01.11.92 года путем выделения из уставного фонда УхтинскогоНПЗ части основных фондов в виде технологических установок: БУ-1, БУ-2.Совместное Российско-Британское открытое акционерное общество «Варан» являетсянефтедобывающей и нефтеперерабатывающей компанией и производит широкий спектрнефтепродуктов. «Варан» – единственный на территории бывшего СССР производительуникальных видов продукции из тяжелой Ярегской нефти, поставляемой в Россию и встраны СНГ: масел – мягчителей нафтопласта и полимерпласта, битума,высокоплавкого мягчителя А-1, битумов хрупких марок «Б» и «Г», пластбита,дистиллята трансформаторного масла. Эти продукты переработки тяжелой Ярегскойнефти применяются в производстве изделий резинотехнической, шинной,электротехнической и кабельной промышленности, производствесмазочно-охлаждающих жидкостей и пластических смазок, лакокрасочной продукции,электроизоляционных масел, производстве противошумных автомобильных мастик и вдругих отраслях национальной экономики.
Вавгусте 1993 года к ОАО «Варан» присоединено нефтешахтное управление«Яреганефть», входившее до этого в состав АО «Коминефть». Производство подобыче нефти – структурное подразделение ОАО «Варан», занимающееся добычейнефти шахтным способом, включает в себя три нефтешахты, вспомогательные цеха иучастки. Начало эксплуатации залежи тяжелой нефти положено в августе 1947 года.Промышленная разработка Ярегского месторождения осуществляется шахтным методомс 1939 г. на режиме растворенного газа с применением «Ухтинской» иуклонно-скважинной систем разработки. Вторичная промышленная разработкаместорождения /добыча нефти/ ведется с 1972 г. термошахтным способом, сприменением двух-горизонтной системы разработки.
ОбъектыЯрегского участка расположены в 23-25 км от административного центра Ухтинскогорайона — г. Ухта и связаны с ней автомобильной дорогой. Транспортное сообщениепредприятия с сетью железных дорог общей сети МПС осуществляется посредствомподъездных путей от станции Ярега. Нефть, добываемая на нефтешахтах, поступаетна нефтебазу, с которой железнодорожным транспортом направляется на установкипо переработке, расположенные на территории промплощадки ОАО «Ухтинский» НПЗ. Всанитарно защитной зоне предприятия, в основном размещены объекты промышленногоназначения.
Внепосредственной близости от предприятия отсутствуют зоны отдыха, санатории,пионерлагеря, памятники культуры и другие объекты. Ярегское месторождениерасположено в пределах крупной пологой и асимметричной Ухтинскойбрахиантиклинальной складки, находящейся на восточном склоне Южного Тимана,являющегося западным бортом Печорской депрессии./>
1.1 Климатическая характеристикарайона расположения предприятия
Вгидрографическом отношении описываемая территория относится к бассейну северныхморей и характеризуется сильной разветвлённостью речной сети, заболоченностьюместности. Часть болот была подвержена осушению.
В рельеферайона преобладают увалистые и плоские мореные равнины, сложенныеводно-ледниковыми и озёрными осадками, с обширными болотными массивами.
Слабаяводопроницаемость мореных суглинков и быстрый сток атмосферных осадковобусловили развитие густой сети (0,56 км/км2), преимущественнотранзитных рек. Реки в пределах пологоволнистой равнины, прилегающей к Тиману,характеризуются относительно узкими и глубокими долинами.
Климатрайона умеренно-холодный с продолжительной и довольно суровой зимой и коротким,но сравнительно тёплым летом. Годовое количество осадков (672 мм) превышаетвеличину испарений (200 мм/год),
что иопределяет избыточное увлажнение. Минимум осадков приходится чаще на февраль,максимум на летние месяцы.
Главнойводной артерией, прилегающей с севера к территории, является р. Ухта с еёмногочисленными притоками. Наиболее крупными притоками являются р. Ярега и р.Доманик. Долины рек преимущественно узкие, залесённые. Основным источникомпитания рек являются атмосферные осадки, составляющие около 80% годового стока.
Глубокиеи полноводные весной реки, летом и зимой сильно мелеют, что связано сослабостью грунтового питания их истоков. Замерзают реки в конце октября –начале ноября, вскрываются – в начале – середине мая. Во время весеннегополоводья подъём уровня воды в реках составляет 2-3 м, в это время на участкахс пологими берегами реки широко разливаются, затопляя низменные прилегающиепространства.
Болотапреобладают моховые, бугристые. Средняя глубина болот от 0,5 до 1,5 м.Замерзают болота во второй половине октября. Весной и осенью болота обычнопереувлажнены.
Зимахолодная, с пасмурной погодой и частыми метелями. Самыми холодными месяцамигода являются январь и февраль, среднемноголетняя температура которыхсоставляет от -17 до -21 град. Абсолютный минимум равен –52 град. В начале иконце зимы возможны оттепели, которые сопровождаются гололёдом. Частыснегопады. Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября,толщина его в марте и апреле составляет 0,8 м. Снежный покров распределяетсянеравномерно: с ровных и возвышенных мест снег сдувается ветром, в пониженныхместах наметает сугробы до 2-3 м.
Летопрохладное с пасмурной погодой. Температура воздуха в течение суток изменяетсяот 8 до 17 град. Бывают жаркие дни с температурой 25-33 град, но в любом летнеммесяце возможны заморозки. Осадки выпадают часто, преобладают кратковременныеморосящие дожди, реже обильные короткие дожди.
Ветры втечение года преимущественно юго-западные, весной и летом часто дуютсеверо-восточные. Средняя скорость ветра 4-5м/с. Сильные ветры бывают зимой вовремя пурги (22-28м/с).
Втаблице 1 приведены метеорологические характеристики и коэффициенты,необходимые для расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.
Таблица1
Метеорологическиехарактеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания вредных веществНаименование характеристик Величина Коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы 160 Коэффициент рельефа местности 1
Средняя температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца,0С 19,5
Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного месяца,0С -18,9 Среднегодовая роза ветров, % С 14 СВ 8 В 7 ЮВ 13 Ю 12 ЮЗ 20 З 17 СЗ 9 Скорость ветра, повторяемость которой составляет м/с 7,2
В связи с особенностямиклиматических условий в районе расположения предприятия (преобладание низкойинверсии) условия для рассеивания вредных веществ в атмосфере неблагоприятные,способствующие созданию локальных зон с высокими концентрациями загрязняющихвеществ. Это создает сложную экологическую обстановку на исследуемойтерритории. />
1.2Оценка состояния почвенного покрова
Состояниеуровня загрязнения почв является одним из наиболее важных показателей в ходеэкологических исследований. Это обусловлено тем, что почвенный покров яркоотражает степень вносимых загрязнений, образующихся вследствие деятельностичеловека.
Согласнопочвенно-географическому районированию территория района относится кТимано-Печорскому округу, Южно-Тиманскому почвенному району,торфянисто-глеевых, торфяно-глеевых иллювиально-гумусовых подзолов иподзолистых почв. Сложность растительно-почвенной географической характеристикизаключается в расположении рассматриваемой территории на границе северной исредней подзон таежной зоны. Это обусловливает значительное разнообразие почв ирастительности, благодаря наличию природных черт обеих подзон.
Почвообразующиепороды на большей части территории представлены флювиогляциальными маломощнымигрубозернистыми песками с гравием и галькой, с глубины 40-60см подстилаемымиморенными суглинками. Распространены моренные суглинки, а также покровныеотложения на повышенных участках песчано-суглинистого состава, имеютсядревнеаллювиальные песчаные отложения ( на древних террасах ). Есть такжевыходы известняков, на них залегают карбонатные моренные суглинки.
Развитиепочвенно-растительного покрова связано с характером рельефа и составом пород.
Преобладаютразновидности подзолистого, болотно-подзолистого типов почв, развиты такжеболотные торфяные почвы, чаще верхового типа, в поймах речек представленыдерново-аллювиальные почвы разных степеней оглеения, есть окультуренные почвы.
Типподзолистых почв наиболее распространен в почвенном покрове на слабо повышенныхволнистых водораздельных территориях под сосновыми, еловыми и смешаннымилесами. Разновидности этого типа почв связаны с составом пород, степеньюдренирования, обусловливающих выраженность и мощность подзолистого горизонта.Почвы характеризуются развитием сезонного оглеения, в них практическиотсутствует гумусовый горизонт. Биогенноаккумулятивный слой представленмаломощной лесной подстилкой, слабо разложившейся, оторфованной в нижней части.
Вусловиях удовлетворительного дренирования под еловыми и смешанными лесами наморенных и покровных суглинках строение почвы можно характеризовать следующимпримером. Для подзолистых почв характерна сильнокислая реакция по профилю(рН=3,8-4,1), при подстилании карбонатной мореной рН имеет величину 6,9-7,2.Почвы, особенно песчаные, характеризуются малой буферностью, низкойпоглотительной способностью.
Надренированных приречных участках, на плоских выровненных междуречьях, занятыхфлювиогляциальными наносами, развиты под сосняками подзолистые иторфянисто-подзолистые иллювиально-железисто-гумусовые и иллювиально-гумусовыепочвы. Эти почвы различаются по интенсивности иллювиирования гумуса,нарастающей с возрастанием и увеличением мощности органо-аккумулятивного слоя.
На более влажных местахразвиты иллювиально-железисто-гумусовые или иллювиально-гумусовые почвы.Растительность представлена сосняками, брусничными, черничными. В иллювиальномслое этих почв оседают, вымываемые из органогенного слоя (до 10-15 сммощностью) дисперсные гумусовые вещества (фульвокислоты) вместе с оксидамижелеза.
Достаточношироко распространены болотные почвы, которые развиваются в понижениях рельефаили на плоских выровненных пространствах, очень слабо дренированных. Почвыхарактеризуются значительным накоплением с поверхности (до глубины 50 см иболее) органической массы различной степени разложенности. Под органогеннымслоем залегает иногда органоминеральный оглееный горизонт, прокрашенныйгумусом, чаще же сразу идет глеевый, сизого цвета, разного механическогосостава слой. На данной территории в основном встречаются переходные и верховыеболота. Результаты химического анализа свидетельствуют о кислой реакции, низкомсодержании подвижных фосфора и калия: 3-4 мг на 100 г первого и 1-3 мг на 100 гпочвы второго.
Впоймах речек и ручьев развиты дерново-аллювиальные почвы. Главной ихособенностью является периодическое отложение наилка. Формируютсяаллювиально-дерновые почвы с хорошо развитым дерновым горизонтом, под которымследует серия слоев иногда с погребенным дерновым горизонтом. На низких уровняхразвиты аллювиально-дерновые глеевые, а на карбонатных породах — карбонатныедерновые почвы. Аллювиальные дерновые почвы представляют собой фонд пахотныхпочв, в частности, вблизи известкового карьера (руч. Лыаель), где эти землииспользуются. Биогенно-аккумулятивный слой (лесная подстилка) в рассматриваемыхподзолистых (лесных) почвах имеет чрезвычайно важное экологическое значение.Будучи биоценотической структурой, она достаточно автономно существует от минеральнойпороды, что, с одной стороны, является благоприятным для поддержаниярастительного сообщества, с другой — является причиной чрезвычайной уязвимостибиоценоза к внешним воздействиям, в частности, техногенным, особеннотранспортным. Нарушение растительного покрова сопровождается разрушениеммохового слоя и лесной подстилки, а с этим практически уничтожается биогеоценозв целом вместе с субстратным бикомплексом (микрофлора, беспозвоночные).
Ясно,что в случае полного уничтожения растительной и почвенной (т.е. органогенногослоя) структур, самовосстановление начинается на биологически инертном,практически безгумусном минеральном субстрате, что и является причиноймедленного на Севере процесса самовосстановления растительности зональноготипа.
Пониманиеособенностей строения не только почв, но и северных экосистем в целом даетвозможность охарактеризовать северные (таежные) экосистемы как легко уязвимые ибыстро разрушающиеся, обладающие пониженной способностью к регенерации.Понимание характерных особенностей северных таежных экосистем позволяетразрабатывать на этой концептуальной основе практические приемы биологическоговосстановления разрушенных природных систем.
Натерритории Ярегского нефтяного месторождения наибольшие нарушения почвенногопокрова отмечены при отсыпке стройплощадок и строительстве дорог.
Дляохраны земель и биоты и рационального их использования принимаются следующиемеры:
– организация защитных зон вокругпромышленных площадок;
– обваловка промысловых ипроизводственных площадок на расстоянии 10 м от границ насыпи для локализациивозможных загрязнений;
– предварительная подготовкатерритории, предполагающая вырубку леса в радиусе 50 м от проектируемых зданийи сооружений;
– разделка и использование древесины,складирование порубочных остатков и пней в зоне отводов, их последующий вывоз,захоронение или сжигание;
– срезка плодородного слоя почв иснятие торфа (при мощности до 1 м) для последующего использования приукреплении откосов, устройства газонов, рекультивации;
– прокладка коммуникаций в техническихкоридорах вдоль автодорог с минимально допустимыми расстояниями между ними;
– надземная прокладка комплексакоммуникаций на опорах в общей изоляции;
– использование местного песчаногогрунта из выемок и породоотвалов в устройстве дорожных насыпей и площадок;
– техническая и биологическаярекультивации;
– строительство дополнительныхтрубопроводов на железобетонных опорах на высоте 1,0 – 1,5 м для проходакопытных животных./>
Геологическиесведения о местоположении промышленного объекта
Вгеологическом строении Ярегского месторождения принимают участие отложенияверхнего протерозоя, девонской и четвертичной систем. Отложения верхнегопротерозоя представлены метаморфизованными зеленовато-серыми сланцами икварцитами. Отложения девонской системы представлены средним и верхнимотделами. К среднему отделу относятся афонинский и старооскольский горизонтыживетского яруса.
Этигоризонты слагают основную часть пласта Ш (местное подразделение). Вверхупласта Ш залегают отложения верхнего девона (нижне-франского подъяруса) всоставе пашийского горизонта. Пласт Ш в целом имеет сложное строение ипредставляет собой чередование конгломератов, песчаников, алевролитов иаргиллитов. Мощность его колеблется от 0 до 105 м, в среднем составляет 70 м.
Верхнюючасть песчаников пласта Ш занимает нефтяная залежь, являющаяся объектом шахтнойразработки. Мощность нефтяной залежи в среднем 25 м. Остальная часть пласта Шводонасыщенная и может служить объектом для закачки промстоков нефтешахт послеих предварительной очистки.
Вотложениях нижнефранского подъяруса верхнего девона выделены пашийский,кыновский и саргаевский горизонты. Как указывалось выше, в основании разреза верхнегодевона залегают песчаники продуктивного пласта Ш. Выше по разрезу пашийскогогоризонта залегает пачка надпластовых аргиллитов мощностью порядка 10 м,представленных массивными тонкослоистыми породами средней крепости, являющимисяхорошим водопроницаемым разделом.
Вышепрослеживается туфо-диабазовая толща мощностью около 40 м. Толща сложенатуффитами, диабазами. Туффиты зеленовато-серые, грязно-серые, шлаковой иноздреватой агломератовидной текстуры и могут служить водоупором.
Диабазытёмно-серые и зеленовато-серые, массивные, местами трещиноватые, трещинызаполнены минеральными образованиями (кварц, кальцит). Залегают диабазыпластовыми интрузиями с частыми апофизами и дайками. Выше пашийский горизонтпредставлен в основном аргиллитами, среди которых выделяют два пласта – Б и П,представленные тонко- и мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов,мощность их в среднем составляет 3 – 4 м. Пласт Б не везде прослеживается наплощади. Общая мощность песчано-глинистой верхней толщи пашийского горизонтаможет достигать 25 – 27 м. Промышленного содержания нефти в этих пластах впределах месторождения не имеется.
Выше поразрезу прослеживается кыновский горизонт мощностью до 140 м. Сложен онпреимущественно зеленовато-серыми, реже коричневыми аргиллитами, иногда спрослоями известняков и мергелей. В средней части горизонта залегает пласт Аобщей мощностью 3 –15 м, а вверху – пласт 1, общей мощностью 2 –12 м. Пластыпредставлены тонкозернистыми песчаниками, глинистыми алевролитами с прослоямиглин и аргиллитов. Указанные пласты промышленного значения не имеют./>
Саргаевскийгоризонт сложен аргиллитоподобными глинами зеленовато- серыми, местамипесчанистыми и известковистыми. Средняя мощность горизонта в пределахместорождения около 40 м. Выше залегают отложения доманиковой свитыверхнефранского подъяруса. Эти отложения представлены известнякамитёмнозеленовато-серыми, тонко- и мелкокристаллическими, слоистыми, зачастуюокремнёнными с прослоями глин, мергелей и битуминозных сланцев. Отложенияверхнего девона мощностью до 250 м доманикового горизонта можно считатьнадёжным водоупором для всего Ухтинского района.
Четвертичныеотложения сложены глинами, суглинками, супесями, песками с гравием, галькой ивалунами. Мощность отложений до 24 м.
Наличиезалежей нефти на Ярегском и Западно-Тэбукском месторождении свидетельствуют охорошей гидрогеологической закрытости пласта Ш в Ухтинском районе. Песчаникипласта Ш в районе Ярегского месторождения обладают хорошими коллекторскимисвойствами: эффективная пористость мало отличается от общей и изменяется вшироких пределах от 8 до 34%, в среднем составляя 26%. Проницаемость коллекторатакже колеблется в широких пределах от 0 до 12.2*10-12м2.Средняя проницаемость, определённая по керну, составляет 3,2∙10-12м2.
Среднеепо месторождению текущее соотношение насыщенностей после первоначальнойразработки составляет:
– остаточнаянефтенасыщенность – 83%;
– водонасыщенность– 17%;
Пластоваятемпература – +6ОС.
Вязкостьдегазированной нефти при пластовой температуре изменяется от 12 до 15.3 Па∙с.Плотность нефти при температуре +20ОС – 0.945г/см3:
– общаяпористость 26 – 30%,
– открытаяпористость – 10 – 25%,
– проницаемость– 2,5 –3 дарси.
В районеместорождения выделяются следующие формы скопления подземных вод: водоносныйверхне-протерозойский метаморфический комплекс, живетский комплекс, пласт Шпашийского горизонта, пласты А и 1 кыновского горизонта, доманиковыйкарбонатный горизонт и нерасчленённый четвертичный комплекс. Водыверхнепротерозойского метаморфического комплекса относятся к солёным (23-40г/л), по солевому составу – к хлор-кальциевому типу, группа вод хлоридная,подгруппа натриевая, сульфаты отсутствуют. Водоносной является трещиноватаязона глубиной до 400 м. В водоносном живетском комплексе – пласте Ш выделяютподземные воды подошвенные и краевые. Вода содержится как в порах песчаника,так и в трещинах. Для месторождения характерно увеличение минерализации сглубиной, а так же с северо-запада на юго-восток. Воды пласта относятся ксолёным с минерализацией от 10 до 35 г/л, хлор-кальциевому типу, группехлоридных, подгруппе натриевых. Воды безсульфатные.
Пласт Бсодержит преимущественно пропитанные нефтью песчаники, практически безводные. Впласте А водоносными являются трещиноватые известняки и песчаники.Водообильность пласта относительно низкая. Минерализация вод по площадидовольно изменчивая и колеблется в пределах от 1,5 до 4,4 г/л. Водыгидрокарбонатно-натриевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы.Водоносность пласта 1 установлена на восточном крыле Ярегской структуры.Битуминозные песчаники пласта имеют низкую водообильность. Вода пресная сминерализацией 0,5 г/л, гидрокарбонатно-натриевого типа. По мере погруженияпласта в восточном направлении минерализация увеличивается до 15-20 г/л и посоставу относится уже к хлор-кальциевому типу. В доманиковом карбонатномгоризонте подземные воды пресные с минерализацией до 0,6 г/л,гидрокарбонатно-кальциевого типа с запахом сероводорода. Горизонт имеет высокуюводообильность. Подземные воды его пригодны для водоснабжения населения. Водычетвертичных отложений приурочены к линзам песков, залегающих среди мореныхсуглинков. Отложения имеют невысокую водообильность. Солевой состав водыгидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией порядка 0,5 г/л.
Месторождениепредставляет собой весьма значительную по размерам, сложную по строению, ноединую нефтяную залежь в центральной части Ухтинской складки. Она приурочена кЯрегской и Лыаельской и меньшей между ними Южно-Ярегской структурам, с ихплоскими сводами, пологими крыльями и переклиналями, которые объединяются общимконтуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении ссеверо-запада на юго-восток около 23 км — до скв. 7 – Н… Последняя видимонаходится уже на северной переклинали не менее крупной вежавожской структуры,вместе с которой общая протяженность залежи около 36 км.
Следуетподчеркнуть общий асимметричный характер залежи, обусловленный как морфологическойасимметричностью самих структур, которые имеют значительно более широкие ипологие северо-восточные крылья, так и вклиниванием пласта на западе древнейбереговой линии, где располагаются доживетские и более поздние поднятияфундамента и сформировавшиеся под ними своды структур по пласту. Здесь, а такжена северо-западе месторождения, песчаники главным образом в нижней пачке пластаместами замещаются маломощными существенно глинистыми отложениями и обрезаютсяв зоне выклинивания крупными тектоническими нарушениями. Наибольшей мощности(до 106 м) они достигают в широкой продольной (осевой) части месторождения.
Навостоке по падению залежи пласт снова заметно сокращается в мощности (до 20 –30 м), причем в ряде мест продуктивные песчаники близ контура нефтеносностизамещаются глинистыми отложениями или представлены практически непроницаемыми иконгломератовыми песчаниками верхней части пласта. Максимальная высота залежи83 м на Ярегской структуре и 75 м на Лыаельской. Близка к ним (83 м) высота вВежавожской структуре, а на Южноярегском поперечном куполе она около 45м.
Всеэто позволяет отнести залежь к типу пластовых, сводовых, асимметричных,литологически ограниченных, местами тектонически-экранированных./>
Глава 2. Технологиядобычи нефти шахтным способом и рациональное использование минеральных ресурсов
В 1966-71 годах внаучно-исследовательских институтах «ВНИИнефть» и «ПечорНИПИнефть» былаобоснована технология термошахтной добычи нефти.
На основании этих работ в1968-71 годах проведены опытно-промышленные работы по исследованию различныхсистем паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт. Врезультате чего была разработана и внедрена двухгоризонтная систематермошахтной разработки.
Как показал опытразработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти, наиболее эффективнымспособом шахтной добычи нефти является термошахтный, включающий тепловоевоздействие на пласт, способ получил впервые в мировой практике промышленноеиспользование на этом месторождении.
Критериями выборапервоочередных объектов высоковязких нефей и природных битумов для разработкитермошахтным способом являются: глубина залегания — до 600м; остаточныебалансовые запасы нефти не менее 2,0 млн. т; устойчивые породы продуктивныхпластов и вмещающих горизонтов, вязкость нефти более 50 мПа×с; нефтенасыщенность более 6% весовыхи более 50% (объемных); газонасыщенность не более 10 м3 /т;пористость пород продуктивного пласта более 16 %, проницаемость более 0.1 мкм2;начальная температура пласта не выше 260С.
Основныегеолого-физические характеристики продуктивного пласта Ярегского месторождения,обеспечивающие эффективность применения термошахтного способа: небольшаяглубина залегания, большая эффективная толщина, хорошие коллекторские свойства,большая остаточная нефтенасыщенность после первичной разработки на естественномрежиме истощения.
Практика применениятеплового воздействия на трещиноватый коллектор показывает, что наличие густойсетки пологих скважин создает возможность для интенсивного прогрева, позволяетповысить коэффициент охвата неоднородного пласта.
При нагнетаниитеплоносителя в трещиноватый пласт, закачиваемый агент, особенно в начальнойстадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. Приэтом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счеттеплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры скоростьпрогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки ипочти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущийрасход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резкоснижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающиепороды. Отсюда делается вывод, что в условиях трещиновато-пористой средывысокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпаввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогревапласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит кдополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделенийв шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемого участка. Ускоритьпрогрев пласта при описанном механизме теплового воздействия можно двумяспособами — за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или засчет повышения параметров закачиваемого агента.
Основными факторами,участвующими в механизме нефтеотдачи, являются: снижение вязкости нефти,которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическоерасширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснениенефти за счет капиллярной пропитки.
Роль этих факторов вмеханизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает сее увеличением.
При средней температурепласта 70-90°С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:
– за счет снижения вязкости нефти игидродинамического вытеснения— 15-20%;
-за счет термического расширенияпластовых флюидов — 5-10%;
-за счет гравитационного дренированияпласта — 15-20%;
-за счет капиллярной пропитки — 6-10%.
Таким образом, за счетуказанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегскогоместорождения может достичь 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежина естественном режиме 45-65%.
Технология термошахтнойдобычи нефти реализуется на Ярегском месторождении в виде нескольких систем:двухгоризонтной, одногоризонтной, двухъярусной, панельной.
Из них наибольшее распространениеполучила двухгоризонтная система, а другие имели в основном опытно-промышленныйхарактер.
Сущность двухгоризонтной системы заключается в том,что нагнетание пара в пласт производится с надпластового горизонта,расположенного на 10-30 м выше кровли пласта, через вертикальные икрутонаклонные скважины, а отбор нефти осуществляется из пологовосходящихдобывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в продуктивномпласте галереи (см. рис.1).
Сосредоточение впродуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологическихпроцессов, применение густой сетки размещения нагнетательных и добывающихскважин, закачка в пласт теплоносителя (пара) обеспечивают высокиетехнологические показатели термошахтной разработки. Паро-нефтяное отношениесоставляет 2,54 т/т.
Подготовительные работы:для добычи нефти в условиях нефтяных шахт с применением термошахтной технологиинеобходимо проведение комплекса подготовительных работ, который включает:
/>
Рис. 1
– горные работы (проходка горныхвыработок);
– бурение подземных скважин(нагнетательных и добывающих);
– монтаж поверхностных и подземныхпаропроводов (обвязку устьев нагнетательных скважин в буровых камерах,установку запорной арматуры на устьях добывающих скважин);
– монтаж насосных агрегатов в камерахдобычных уклонов;
– монтаж нефтепроводов и газопроводов.
По двухгоризонтнойсистеме термошахтной разработки необходимо проведение или восстановление внадпластовом горизонте горных выработок откаточных, вентиляционных и полевыхштреков и уклона с подъемными площадками, наклонными частями и эксплуатационнойгалереей в нижней части пласта.
Все горные выработки внадпластовом горизонте проходятся по пустым налегающим породам: аргиллитам,туффитам и диабазам. Выработки эксплуатационной галереи и наклонные частиуклона (половина расстояния) проходят по нефтенасыщенному пласту. Срок службыэтих выработок составляет 10 – 12 лет. Исходя из этого сечения выработокприняты минимальными, но вместе с тем отвечающими их назначениям. Поперечныесечения и конструкция крепи горизонтальных и наклонных выработок соответствуюттиповым сечениям подземных выработок, ранее утвержденных Госстроем.
Минимальные поперечныесечения выработок установлены:
10 для главных откаточных ивентиляционных выработок, вентиляционных и промежуточных штреков и уклонов –6,0 м2 при высоте этих выработок в свету не менее 1,9 м от головкирельсов,
10 для вентиляционных сбоек – не менее4,5 м2.
Двухгоризонтная системаразработки, получившая промышленное использование на Ярегских нефтешахтах,явилась продолжением ранее применяемых шахтных систем на естественном режимеистощения (ухтинской, уклонно-скважинной) со всеми их многочисленныминедостатками, а кроме того, закачка пара в пласт привела к дополнительнымпроблемам, требующим больших текущих и капитальных затрат на нормализациютеплового режима, подачу в шахту огромного количества воздуха и, как следствие,значительного увеличения сечений горных выработок. Все это явилось серьезнымтормозом для дальнейшего развития традиционной термошахтной технологии.
Особенностью новогоподземно-поверхностного способа разработки является следующее: нефтяноеместорождение (залежь) разбивается на отдельные нефтепромысловые блоки(минишахты), размеры которых определяются технической возможностью подземногостанка по бурению в продуктивном пласте горизонтальных (пологонаклонных)нагнетательных и добывающих скважин.
Вскрытие нефтяного пластаосуществляется вертикальными шахтными стволами небольшого диаметра. Согласноустановленным «Правилам безопасности угольных (нефтяных) шахт» необходимо иметьне менее двух стволов диаметром в свету не менее 2,0 м./>
В кровле нефтяного пластасооружается нагнетательная галерея, у подошвы пласта — добывающая галерея семкостями для сбора и подготовки нефти (песколовушки, нефтеводосборники).Нагнетательная и добывающая галереи являются выработками околоствольного дворакольцевого типа и служат для закачки в пласт теплоносителя, отбора жидкости, ееподготовки и транспорта на поверхность. Протяженность галерей выбирается израсчета размещения необходимого количества добывающих и нагнетательных скважинпо сверхплотной сетке (с расстояниями между забоями скважин до 25м). Сечениевыработок галерей принимается исходя из размещения в них бурового станка.Крепление выработок производится металлобетонной арочной крепью сжелезобетонной затяжкой и гидротеплоизоляцией свода и стен. Из галереи,расположенной в кровле продуктивного пласта, бурят до 300 горизонтальных(пологонаклонных) нагнетательных скважин длиной 300-500 м, располагая их в два-триили более ярусов в зависимости от толщины пласта. Конструкция скважинобеспечивает нагнетание теплоносителя давлением до 1.0 Мпа на устье, а длядоставки теплоносителя с давлением 0.2-0.3 Мпа до забоя скважины прокладываетсялифтовая труба диаметром 50 мм.
Добывающие скважиныобъединяются при эксплуатации в группы по 10-12 штук и подключаются к групповымколлекторам, последние подключаются к сборному коллектору. На групповыхколлекторах предусматривается установка средств автоматизации отбора и замера продукциискважин. Автоматизируются процессы регулирования закачки пара и подъемажидкости на поверхность.
Добываемая жидкость(нефть, вода, конденсат) и мехпримеси по сборному коллектору самотекомсобираются в специально сооружаемые на добычном горизонте емкости(песколовушки, водонефтесборники). В песколовушках мехпримеси оседают, а нефтьс водой перетекает в водонефтесборники, откуда погружными (скважинными)насосами автоматически перекачивается на установку предварительного сбросапластовой воды, расположенную на поверхностной промплощадке промысла.
Жидкость, поступающая внагнетательную галерею, перепускается на добычной горизонт в водонефтесборныеемкости по специально пробуренной скважине. Жидкость откачивается из шахты понефтесборочному коллектору и поступает в резервуары предварительного сброса, вкоторых отстаивается в течение 6 часов при температуре 70°С, а затемперекачивается насосами дожимной насоснойв резервуарный парк нефтебазы.
Для эксплуатацииподземно-поверхностного промысла на поверхностной промплощадке располагаетсянадшахтный комплекс.
Подъемно-поверхностныйспособ является более совершенным вариантом термошахтной разработки. Основныетехнические и технологические преимущества новой технологии в следующем:
– удельный объем горнопроходческихработ, наиболее опасных и дорогостоящих, снижается до минимума (в десятки раз),что обеспечивает значительное сокращение капитальных затрат и количества людей,работающих в подземных условиях;
– технологические процессы по закачкепара, отбору и транспорту жидкости автоматизируются, осуществляя закрытуюэксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, при этом выработки галерейизолируются герметическими перемычками от рудничной атмосферы, создавая условиябезлюдной эксплуатации;
– минимальное количество горныхвыработок и закрытая их эксплуатация создает условия для закачки парамаксимальных параметров, что способствует более полному и быстрому охватупродуктивного пласта процессом теплового воздействия, следовательно,максимальному нефтеизвлечению;
– закачка пара высоких параметровобеспечивает возможность эффективной эксплуатации подземных скважин длиной 300м и более, а следовательно, ввода в разработку больших площадей месторожденияодним блоком (минишахтой) со сроком эксплуатации 15-20 лет;
– последовательное обустройство и вводв разработку отдельных минишахт подземно-поверхностного промысла обеспечиваетравномерные инвестиции на строительство с длительным сроком эксплуатации ивысокими стабильными производственными мощностями всего промысла и минимальныесроки и затраты на ввод в эксплуатацию каждой отдельной минишахты;
– всевспомогательные службы (котельная, компрессорная, центральный пункт сбора иподготовки нефти, центральная электростанция, административно-бытовой комбинати др.), предусматривается централизовать на единой площадке промысла, чтосущественно сокращает капитальные и эксплуатационные затраты и обеспечиваетпоследовательное наращивание мощностей промысла в течение всего срока егослужбы.
Разработка месторожденияна естественном режиме истощения показала, что количество нефти, извлекаемой засчет естественной энергии пласта, не превышает 10 %, а большая часть нефтинаходится в капиллярах и пленочном состоянии. Нефть по состоянию её в пластеможно разделить на следующие виды:
– нефть трещин и крупных пор,дренируемая пластовой энергией — 10 ¸ 20 %;
– нефть, капиллярно удерживаемая вмелких порах (освобождается при дроблении песчаника) — 15¸ 20 %;
– пленочная нефть, связанная спесчаником — 47 ¸ 48 %;
– остатки пленочной нефти, смолы,битумы, очень трудно извлекаемые — 10 ¸ 20 %.
Вмещающийнефть песчаник отличается хорошими коллекторскими свойствами, однако, не смотряна это, добыча нефти крайне затруднена в силу специфических особенностейсвойств нефти и состояния её в пласте.
К основным факторам,снижающим нефтеотдачу пласта, относятся:
– высокая вязкость нефти;
– большое содержание в нефтиповерхностно-активных компонентов, что приводит к образованию малоподвижныхструктурных слоёв, примыкающих к поверхностям породы и снижающих проницаемостьколлектора;
– большая величина поверхностногонатяжения нефти на границе с водой и краевого угла смачивания;
– низкая пластовая энергия итемпература пласта.
Важнейшим фактором,повышающим нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти путём тепловоговоздействия на пласт. Кривая вязкости приведенная на рис. 2 показывает, что притемпературе 120оС вязкость нефти снижается до 12 ч 15 мПа×с, т. е. Более, чем в 1000 раз. Крометого, при тепловом воздействии на пласт происходят следующие измененияфизико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличениюнефтеотдачи пласта:
– повышение проницаемости коллекторадля нефти и воды в результате разрушения адсорбционных слоёв нефти;
– уменьшение поверхностного натяжениянефти и краевого угла смачивания;
– тепловое расширение пластовыхфлюидов;
– улучшение реологических свойствнефти;
– разрушение коллектора и повышение егооднородности.
/>
Рис. 2. Зависимостьвязкости нефти от температуры
Таблица 2
Запасы нефти на 01. 01.2004 годНаименования Участки Всего по шахтному полю Отработанные на естественном режиме Не отработанные на естественном режиме Площадь нефтеносности, га 886 175 1061 Нефтенасыщенная толщина, м 26,9 4,7 22,5
Объём нефтенасыщенных пластов, тыс. м3 230180 8237 238417 Коэффициент открытой пористости 0,26 0,26 0,26 Коэффициент нефтенасыщенности 0,87 0,87 0,87
Плотность нефти в стандартных условиях на поверхности, т/м3 0,945 0,945 0,945 Начальные балансовые запасы, тыс. тонн. 48218 1725 49943 Накопления добычи нефти, тыс. тонн. 8559 – 8559 В том числе на естественном режиме 2080 – 2080 За счет прогрева пласта 6479 – 6479 Остаточные балансовые запасы, тыс. тонн. 39659 1725 41384 Принятый коэффициент нефтеотдачи 0,45 0,45 0,45
Основнымсопутствующим компонентом при добыче нефти является титан. На промплощадке НШ-3действует комбинат по производству титановых белил, которые поставляются напродажу на территории России./>
Глава3. Характеристика предприятия как источника нарушений и загрязнений природнойсреды
Понаправлениям деятельности предприятие подразделяется на производство попереработке нефти и производство по добыче нефти. />
Производствопо переработке нефти расположено на территории Ухтинского НПЗ на однойпромплощадке, местоположение — г. Ухта, ул. Заводская, 11.
Производствовключает в себя промплощадки нефтешахт № 1, 2, 3, а также территориивспомогательных участков. Местоположения промплощадки: нефтешахты № 1 граничитс территорией п. Ярега, промплощадки нефтешахты № 2 с п. Первомайский,промплощадки нефтешахты № 3 с п. Нижний-Доманик./>
3.1Основные производства, загрязняющие водную среду
Наиболееактивным загрязнителем воды является производство шахтных нефтесодержащих вод.Менее загрязнённые воды поступают от вспомогательных производств (мойкигаражей, промывки котельных, очистные сооружения посёлка, станочный парк).
Необходимоучесть так же ливневые воды, поступающие с территории производств.
Нефтесодержащиесточные воды образуются при отделении нефти от воды, в результате мойкизагрязнённого ГСМ оборудования (машин, трубопроводов, резервуаров хранения,деталей оборудования), загрязнённой ГСМ территории./>
Потребностьпроизводства Ухтинского куста в питьевой и технической воде и отведениехозяйственно-бытовых и промышленных стоков обеспечивается по договорам сУхтинским НПЗ и предприятием «Горводоканал». Суммарный объём потребления исброса вод составляет: питьевого качества порядка 15000 куб. м/год,технического качества 2,5млн. куб. м/год.
Напроизводстве по добыче нефти и Ярегском кусте потребность в питьевой воде иотведении хозяйственно-бытовых стоков обеспечивается предприятиемЯрегажилкомхоз.
Потребностьв технической воде и отведение промышленных стоков обеспечивается собственнымисилами за счёт эксплуатации двух водохранилищ и очистных сооружений(прудов-отстойников). Объём водохранилища, расположенного на р. Малый Вой-Вож,0,86млн. куб. м., среднегодовой сток 1,26 млн. куб. м. Промстоки на Ярегскомкусте подразделяются на нормативно-чистые (без очистки), которые сбрасываютсянепосредственно в водные объекты, и недостаточно-очищенные, которые проходятмеханическую очистку (отстой) в прудах-отстойниках на нефтешахтах. Объёмотстойника на НШ составляет 9,07 тыс. куб. м со стоком162 тыс. куб. м/год.Кроме того, попутно с нефтью добываются пластовые шахтные воды, часть которыхпосле очистки (отстоя) по трубопроводу закачивается через 5 поглощающих скважинв пласт Ш живетского яруса верхнего девона, где отсутствуют перспективные дляводоснабжения водоносные горизонты, а другая часть закачивается вликвидированные шахтные уклоны. Суммарные объёмы утилизированных пластовых водсоставляют: в скважины 2190 тыс. куб. м/год, в ликвидированные уклоны 2007 тыс.куб. м/год. Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому куступредставлен в таблице 3:
Таблица3
Балансводопотребления и водоотведения по Ярегскому кустуНаименование показателей Объёмы, тыс. куб. м/год 1. Потребление питьевой воды 3300 2. Отведение хозбытовых сточных вод 3. Потребление технической воды 3000 4. Отведение промстоков, всего 1097 в том числе нормативно — чистые 311 недостаточно — очищенные 786 5. Вода, добываемая попутно с нефтью 4197 в т. ч. закачиваемые воды в скважины 2190 закачиваемые в ликвидированные уклоны 2007
Основнымипотребителями воды являются производства нефтешахт Ярегского района и жителипосёлков.
Водапитьевого качества поступает с водозабора р. Лунь-вож на охлаждениекомпрессоров, нагнетающих сжатый воздух в шахты. Здесь предусмотрена оборотнаясистема водоснабжения. Осуществляется периодическая подпитка системы длякомпенсации потерь воды.
Сподпиткой работает система водоснабжения трёх посёлковых котельных. Тепломобогреваются жилые дома, производственные помещения и административные зданияпосёлков. Вода на нужды теплоснабжения забирается из водохранилища.
Наиболеекрупные потребители воды – нефтешахты. Вода необходима для преобразования её впар для закачки в нефтяной пласт с целью умягчения тяжёлой нефти. Для этогоиспользуются производственные котельные нефтешахт. Вода поступает изводохранилища.
Водапитьевого качества используется также для вспомогательных производств (мойкигаражей, промывки систем трубопроводов, охлаждение станков и т.д.)./>
С цельюоценки состояния загрязнения поверхностных вод были отобраны пробы из рек,ручьёв, и озёр района нефтешахт. Пробы воды брались с середины рек иводохранилищ на глубине 0,3 м от поверхности воды, чтобы избежать попаданиямусора с поверхности воды.
Основныепоказатели поверхностных вод:
– рН(ПДК 6,5-8,5) – показатель по всем точкам соответствует норме;
– взвешенныевещества (ПДК = фон + 0,25 мг/л) – на водозаборе р. Лунь-вож соответствуетнорме. Близко к ПДК на р. Доманик, Ярега, водохранилищах. Немного превышает ПДКсодержание взвешенных веществ в воде после прудов отстоя (от 101 до 298 мг/л).Это вызвано недостаточной очисткой вод в прудах отстойниках;
– растворённыйкислород (не менее 6 мг/л) – по всем точкам в пределах нормы (от 8 до 12,6мг/л);
– БПК5(не более 3 мг/л) – по всем пробам довольно высокое (от 3,8 до 21,2), чтоговорит о наличии в пробах загрязняющих веществ, для разложения которыхнеобходим кислород. Наиболее высокое значение БПК5 в воде послепруда- отстойника. Ближе к норме воды р. Ярега, Доманик, Лунь-вож,водохранилища (от 3,8 до 5,3 мг/л);
– аммиак(0,39 мг/л) – во всех пробах находится выше нормы, что говорит о недостаточнойочистке загрязнённых вод (от 2,7 до 11,9 мг/л). Наиболее высокие показателипосле прудов отстойников (11,9 мг/л), это связано со сбросом в данные водоёмыаммиачных вод. Довольно высоки значения и по р. М. Вой-Вож (от 0,31 до 0,8мг/л), что говорит о недостаточном перемешивании сточных вод в ручье и высокомрасходе сточной воды;
– фенол(0,001 мг/л) – практически во всех пробах норма. Но есть превышение в пробахпосле пруда отстойника (0,002 мг/л);
– хлориды(300 мг/л) – довольно значительное содержание хлоридов в воде после прудовотстойников нефтешахты (от 8448 до 9496 мг/л) обусловлено небольшойэффективностью очистки в них загрязнённых сточных вод. Содержание хлоридов в р.Доманик перед впадением его в р. Ухта (446 мг/л) позволяет предположить попаданиев ручей в этом месте загрязнённых сточных вод. По другим точкам содержаниехлоридов ниже ПДК;
– сульфаты(100мг/л) – по всем пробам ниже ПДК
– нефтепродукты(0,05 мг/л) – во всех точках превышение (от 0,09 до 2,48 мг/л)), что говорит онедостаточной очистке загрязнённых сточных вод. Особенно следует отметитьпруды отстойники нефтешахт. Здесь вода очищается от плёночных нефтепродуктовплохо (остаточная концентрация от 0,66 до 2,48 мг/л)./>
ПДСвеществ поступающих в водный объект со сточными водами:
1.Предприятие – НШ п. Ярега.
2.Категория сточных вод – недостаточно-очищенные.
3.Наименование водного объекта, принимающего сточные воды –ручей Малый Вой-Вож, приток р. Ярега.
4.Категории водопользования – рыбохозяйственная.
5.Фактический расход сточных вод – 94 тыс. м3/год,10,7 м3/час.
6.Утверждённый расход сточных вод для установления ПДС — 35,7 м3/час.
7.Утверждённый ПДС и состав сточных вод представлен в таблице4.
Таблица4
УтверждённыйПДС и состав сточных водПоказатели состава сточных вод факт. Конц. Г/м3 факт. Сброс, г/час доп. Конц. ПДС, г/м3 доп. Конц. ВСС, г/м3 утвержд. ПДС, г/час норматив сброса, кг/год лимит сброса, кг/год взвешенные в-ва 145,82 1560,2 7,85 7,85 280,245 2457,05 2457,05 БПК полн. 8,48 90,68 3 8,48 107,1 939 2654,24 хлориды 6082,3 65080 300 5071 10710 93900 1587223 сульфаты 77,35 827,65 100 100 3570 31300 31300 нефтепродукты 1,85 19,795 0,05 1,38 1,785 15,65 431,94 фосфор 0,04 0,327 0,04 0,04 1,428 12,52 12,52 азот аммонийный 6,45 69,015 0,67 1,6 23,919 209,71 500,8 фенолы 0,003 0,0321 0,001 0,003 0,0357 0,313 0,939 железо 0,59 6,313 0,59 2,14 21,063 184,67 669,82 медь 0,003 0,0321 0,003 0,003 0,1071 0,939 0,939 свинец 0,11 1,177 0,11 0,11 3,927 34,43 34,43 никель – 0,01 0,01 0,357 3,13 3,13 кадмий 0,032 0,3424 0,005 0,032 0,1785 1,565 10,016 кобальт – 0,02 0,02 0,714 6,26 6,26 марганец 0,34 3,638 0,108 0,108 3,8556 33,804 33,804 цинк 0,02 0,214 0,16 0,16 5,712 50,08 50,08
8.Утверждённые свойства сточных вод:
– плавающиепримеси (вещества) – на поверхности воды не должны обнаруживаться плёнкинефтепродуктов, масел, жиров и скопления других примесей.
– окраскане должна обнаруживаться в столбике до 20 см.
– запахи,привкусы – вода не должна иметь запах, интенсивностью более 1 балла,обнаруживаемого непосредственно.
– летомтемпература воды в водоеме в результате сброса не должна повышаться более чемна 3 0С по сравнению со среднемесячной температурой воды самогожаркого месяца за последние 10 лет.
– реакция(рН) не должна выходить за пределы 6,5 – 8,5.
– растворённыйкислород не должен быть менее 4 мг/дм3 в любой период. />
Технологическаясхема очистки сточных вод
Поверхностныесточные воды собираются с территории промплощадки в водоотводные канавы ипоступают в пруды отстойники и хвостохранилище, где происходит предварительнаяочистка от взвешенных веществ путём отстаивания и улавливание основной массынефтепродуктов. После этого сточные воды самотёком направляются вгоризонтальные отстойники очистных сооружений, где происходит разделениефракций – всплытие нефтепродуктов и осаждение взвешенных веществ. Послеотстойников сточные воды проходят двухступенчатую доочистку на фильтрах.Очищенная вода после фильтров сбрасывается в поверхностные водоёмы. Уловленныев прудах – отстойниках и очистных сооружениях нефтепродукты самотёком отводятсячерез существующие скважины в нефтешахту. На промплощадке они сбрасываются вподземную ёмкость, откуда перекачиваются к существующей скважине, по которойспускалась в шахту нефть ранее действовавших очистных сооружений. Удалениеосадка, выпавшего в отстойниках очистных сооружений, производится насосами вбункерную, где происходит сгущение и обезвоживание осадка на гидроциклонах.Обезвоженный осадок автотранспортом периодически вывозится в местахранения, складирования. Дренажная вода от гидроциклонов возвращается в головуочистных сооружений.
Отработаннаязагрузка фильтров перегружается в специальные контейнеры и так же вывозится вместа хранения, складирования (отработанные уклоны нефтешахт, отвалы)./>
Проектируемаяплощадка собственных очистных сооружений примыкает к автодороге Ухта – Н.Доманик. Вертикальная планировка площадки выполняется из привозного песчаногогрунта. Средняя высота насыпи 2 м. Покрытие проезжей части принято изпесчано-гравийной смеси. Отвод поверхностных вод производится по спланированнойповерхности за пределы площадки. Комплекс сооружений размещается внепосредственной близости от существующей автодороги Ухта – Н. Доманик. Взаимнаякомпоновка зданий и сооружений производи/>тся в полном соответствии стехнологической частью проекта. Пруд предварительного отстоя расположен наместе существующего земляного пруда. Автоподъезд к пруду принят с покрытием изпесчано-гравийной смеси.
Длязадержания основной массы взвешенных веществ и нефтепродуктов, содержащихся вповерхностных сточных водах, предусматривается использовать существующий пруд-отстойник.Основная часть нефтепродуктов, поступающих в пруд, адсорбирована на глинистыхчастицах и имеет высокую плотность (около 1 т/м3), что приводит — кснижению скорости всплывания нефтепродуктов, а при изменении атмосферногодавления к всплытию ранее выпавших частиц. В соответствии с этим объёмотстойной части пруда-отстойника рассчитан на 18-20 часовое пребывание сточныхвод в нём и составляет 2550 м3./>
Габаритныеразмеры пруда-отстойника приняты конструктивно и равны: длина — 85 м, ширина поверху — 24 м, глубина проточной части — 1,5 м и полная глубина — 2,3 м.
Пруд-отстойникпредставляет собой прямоугольный в плане железобетонный резервуар с постепенносужающейся торцевой частью. Боковые стены имеют уклон 1:1,5. Днище прудапредусмотрено с уклоном 0,02 в сторону торцевой части для опорожнения пруда впериод очистки от осадка. В торцевой части пруда-отстойника расположен узелулавливания нефтепродуктов, состоящий из полупогружной бетонной перегородки инефтесборной поворотной трубы с ручным приводом заводского изготовления.Собранные в трубе нефтепродукты самотёком отводятся в существующую скважину.Очистка пруда-отстойника от выпавшего осадка производится экскаватором на базеколёсного трактора с погрузкой на автосамосвал и вывозом в места утилизации. Сэтой целью предусмотрен съезд в пруд-отстойник шириной 6 м. На подводящем кпруду лотке и обводной линии устанавливаются затворы с ручным приводом.
Длядоочистки поверхностных сточных вод после прудов отстойников предусматриваетсястроительство очистных сооружений. В связи с тем, что расчётный расход сточныхвод, поступающих на очистные сооружения, составляет 40 л/с, принимается дваблока очистных сооружений. Блоки очистных сооружений выполняются из двухсекций, каждая из которых состоит из отстойника и камеры доочистки. Отстойникпредставляет собой подземный железобетонный резервуар длиной 25 м. Сборвсплывших нефтепродуктов осуществляется мазутосборным лотком, расположенным вконце отстойника, с помощью скребкового механизма с ручным приводом. Дляснижения вязкости нефтепродуктов в мазутосборном лотке предусмотрен их подогревдо 60оС регистрами из гладких труб. После отстойника сточная водапроходит двухступенчатую доочистку на фильтрах. Загрузка первой ступенифильтров: керамзит крупностью 10-15 мм. Загрузка второй ступени: древеснаястружка и капрон. Направление фильтрования снизу вверх. Смена загрузки фильтровпроизводится по сигналу о достижении верхнего уровня в одной из перепадныхкамер. Удаление осадка, выпавшего в отстойнике, производится из средней частинасосом НЦС-1. Осадок по напорной линии подаётся в бункерную, оборудованнуюдвумя гидроциклонами ГЦР-360 для сгущения осадка. Взмучивание осадка на днеотстойника производится от напорной линии насоса НЦС-1. Принятые гидроциклонырассчитаны на обезвоживание осадка до 75% влажности. Обезвоженный осадокнакапливается в бункере ёмкостью 4,5 м3. В бункере обезвоженныйосадок отстаивается, а отстоявшаяся вода возвращается на очистные сооружения.Для возможности поочерёдной выгрузки осадка принимается двухсекционный бункер собъёмом каждой секции 2,25 м3. Каждая секция бункера оборудуетсяпереливной трубой и лотками для выгрузки обезвоженного осадка. Периодичностьвывоза осадка определяется при эксплуатации очистных сооружений. Для приёмаслучайных проливов в здании бункерной предусмотрен водоприёмный колодец, откудапотоки подаются на очистные сооружения./>
Дляконтроля за распределением промстоков по пласту Ш создана режимная сеть из 6наблюдательных скважин (N 1-BH, 2-BH, 5-BH, 6-BH, 956, 960).Контроль за состоянием подземных вод в доманиковом горизонте производится в 4-хскважинах (N 2-КН, 3-КН, 4-КН, 5-КН) (приложение №10).
Нагнетательныескважины пробурены в 2,5-6 км к северо-востоку от промплощадки нефтешахты.Месторасположение их выбрано исходя из следующих соображений:
– вграницах действующего в настоящее время полигона отсутствуют подземные водыдоманикового горизонта;
– благоприятныйрельеф местности, имеющий слабовсхолмлённый не заболоченный характер;
– относительнаяблизость расположения нагнетательных скважин от промплощадки нефтешахт иочистных сооружений.
Конструкциянагнетательных скважин определена исходя из задач надёжной изоляции отложенийдоманикового горизонта и отделения туффитового горизонта от III-го пласта.
Конструкцияскважин:
– кондуктордлиной 30 м, Ду=245 мм;
– эксплуатационнаяколонна до глубины 240 м, Ду=168 мм;
– перфорированныйхвостовик в инт. 265-300 м, Ду=114мм.
Обеколонны зацементированы с подъёмом цемента до устья скважин.
ИнтервалIII-го пласта на полнуювскрытую мощность перфорирован и в целях увеличения поглощающей способности скважинпроизведён гидравлический разрыв пласта с последующим гидроразмывом.
Впроцессе бурения скважин проведён необходимый комплекс геофизических игидродинамических исследований. Проверка качества изоляционных работосуществлена внутренним и внешним давлением для эксплуатационных колонн. Внастоящий момент в работе 6 скважин.
Солевойсостав воды аналогичен составу вод III-го пласта с некоторым опреснением засчёт конденсата от закачки пара. После очистки на очистных сооружениях в водесодержится 30 мг/л механических примесей и 20 мг/л нефтепродуктов. В настоящеевремя в районе закачки воды эксплуатируемых водозаборных скважин в радиусе 20км не имеется./>
Количествосточных вод, закачиваемых от нефтешахт, составляет 2300 тыс. м3/год.
Химическийсостав закачиваемых сточных вод:
– доотстоя (запах – 4балла, прозрачность – 5 см, взвешенные вещества – 96,8 мг/л,нефтепродукты – 20 мг/л, жесткость – 65, хлориды – 9812 мг/л, сухой остаток –16587 мг/л);
– послеотстоя (запах – 4балла, прозрачность 15 см, взвешенные вещества -37,4 мг/л,нефтепродукты -12 мг/л, жесткость -56, хлориды -7912 мг/л, сухой остаток -13464мг/л).
Среднесуточныйобъём закачки -6100 м3/> />
3.2Основные производства, загрязняющие атмосферу
Нефтешахта№ 1.
– вентиляционныйствол НШ-1;
– производственнаякотельная;
– ремонтно-механическиемастерские;
– нефтебазас нефтеналивной эстакадой;
– блочно-кустовыенасосные станции
– участокдеревообработки;
– пруд-отстойник;
– гаражиавтотранспорта.
Нефтешахта№ 2.
– вентиляционныйствол НШ-2;
– производственныекотельные;
– ремонтно-механическиемастерские;
– пруд-отстойник.
Нефтешахта№ 3.
– вентиляционныйствол НШ-3;
– производственныекотельные (старая и новая);
– центральныеремонтно-механические мастерские;
– ремонтно-строительныйучасток;
– пруд-отстойник;
Вентиляционные стволынефтешахт
Предназначены дляосуществления вентиляционных горных выработок. Характер работы вентиляционныхстволов – круглосуточный. Выброс загрязняющих веществ осуществляется черезвентиляционные стволы. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываютсяпродукты производственного процесса ведения горных работ и вентиляции уклонов иштреков. Данные о количественном и качественном составе выброса вентиляционныхстволов получены на основании инструментальных замеров./>
В атмосферный воздухвыбрасываются следующие загрязняющие вещества:
– углеводороды;
– оксиды углерода;
– метан.
Производственные котельные
Реологические особенноститяжелой Ярегской нефти и особенности термошахтной добычи вызывают необходимостьпрогрева нефтеносных пластов. Процесс закачки в пласты большого количества парадля снижения вязкости нефти и повышения её текучести обусловил большоеколичество котлоагрегатов, работающих на газе, для выработки теплоносителя.Характер работы котельной круглосуточный. В процессе работы в атмосферныйвоздух выбрасываются продукты сжигания топлива. Данные о количественном икачественном составе выбросов получены методом натуральных замеров наисточниках выброса по каждой котельной.
В атмосферный воздухчерез дымовые трубы котельных выбрасываются следующие загрязняющие вещества:
– оксиды углерода;
– оксиды азота;
– углеводороды;
– 3-4х бенз (а) пирен;
– метан;
– толуол./>/>
Нефтебаза снефтеналивной эстакадой
Назначение – сбор,доведение до товарных кондиций и последующая отправка нефти на перерабатывающиеустановки. Источниками выделения загрязняющих веществ являются резервуары впроцессе сбора, подготовки, хранения и подготовки к отправке нефти, а такжежелезнодорожные цистерны в процессе их налива. Состав резервуарного паркаприведен в таблице 5. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываютсяуглеводороды, а также продукты, содержащиеся в нефти. Данные о количественном икачественном составе выбросов резервуарного парка получены методами натуральныхзамеров.
Таблица 5
Характеристикарезервуарного парка Ярегского участка ОАО «Варан»
№№
источника Объем резервуара
Производительность, м3/час Вид продукта
Т,
0С Время работы, час/год Обогрев заполнен откачка 0012 3000 720 960 Яр. нефть 60 8760 пар 0015 2000 720 960 Яр. нефть 60 8760 пар 0016 2000 720 960 Яр. нефть 60 8760 пар 0017 2000 30 500 Яр. нефть 60 8760 пар 0018 2000 30 500 Яр. нефть 60 8760 пар 0019 2000 30 500 Яр. нефть 60 8760 пар
Налив нефти вжелезнодорожные цистерны осуществляется полуоткрытой струей сверху. Закачкаидет одновременно в 19 цистерн. Скорость закачки составляет 1140 тонн в час,время закачки 2,5 часа. Количество и характер выбросов, выделяющихся при наливенефти, в железнодорожные цистерны получены расчетными методами. Выделяемые впроцессе закачки загрязняющие вещества:
– углеводороды;
– сероводород.
Блочно-кустовыенасосные станции
Назначение – сбор,очистка и последующая закачка в пласт попутных вод, образующихся в процесседобычи нефти. Источники загрязнения атмосферы представлены объектамимеханической очистки производственных стоков (резервуарами, шламонакопителем,прудами-отстойниками).
Источниками выделениязагрязняющих веществ являются резервуары для приема производственных сточныхвод в количестве: РВС-3000 – 2 шт., РВС-2000 – 2 шт., пруды-отстойники – поодному каждой нефтешахте, шламонакопитель – 2. Загрязняющие вещества,выбрасываемые в атмосферный воздух – углеводороды.
Деревообрабатывающиецеха и участки
Деревообрабатывающий цехЯрегского участка представлен следующим парком деревообрабатывающих станков:
– циркулярная торцовочная пилаЦПА-40-ЦН;
– фрезерный станок Ф-4;
– сверлильный станок СВП-2;
– циркулярная пила Ц-6;
– шипорезный станок ШО-15;
– 4-х сторонний строгальный С-26-2;
– станок рейсмусный СР-6-8;
– циркулярная пила ЦДК;
– фуговальные станки СФ-6 и С2Ф-4.
Все станки оборудованыместными отсосами и замыкаются на циклон ЦН-15, с эффективностью очистки –88,4%.
Деревообработкой помимоДОЦ на предприятии занят участок деревообработки в составе РСУ, расположенныйна территории нефтешахты №3. Состав станочного парка деревообрабатывающегоучастка РСУ представлен следующими типами станков:
– круглопильный Ц6;
– фрезерный станок Ф-4;
– станок рейсмусный СР-6-8;
– станок фуговальный ФСШ-6.
Загрязняющие вещества,выбрасываемые в атмосферный воздух:
– пыль древесная.
Ремонтно-механическиемастерские
Ремонтно-механическиемастерские занимаются мелким ремонтом для нужд предприятия. Основной ремонтнойбазой являются центральные ремонтно-механические мастерские (ЦРММ),расположенные на промплощадке нефтешахты №3.
Источниками выделениязагрязняющих веществ в атмосферный воздух служат:
– металлообрабатывающие станки;
– сварочные посты;
– кузнечные горны.
Основные вредные вещества,поступающие от источников загрязнения ремонтно-механических мастерских ватмосферу:
– продукты сжигания топлива в кузнечныхгорнах;
– вещества, выделяющиеся при обработкеметаллов на металлообрабатывающих и заточных станках;
– вещества, выделяющиеся в атмосферупри ручной сварке и газовой резке металла./>
Ремонтно-строительныйучасток (РСУ)
В состав РСУ входят:
– бетонно-смесительная установка соскладом инертных заполнителей;
– участок деревообработки.
Основные загрязняющиевещества, выделяемые объектами РСУ в процессе работы:
– пыль цементная;
– пыль известковая;
– пыль неорганическая;
– пыль древесная.
Транспортный цех
Транспортный цехЯрегского участка шахтной добычи нефти ОАО «Варан» расположен на территориипос. Ярега и предназначен для осуществления технологического процесса.Источниками выделения загрязняющих веществ служат автомобили и спецтехника.
Основные загрязняющиевещества, выбрасываемые объектами транспортного цеха, являются:
– оксид углерода;
– диоксид азота;
– углеводороды;
– сажа./>/>
3.3Загрязнения твердыми отходами и обращение с ними
Дляобеспечения производственно-хозяйственной деятельности предприятие располагаетследующими участками и службами:
Производствопо добыче нефти.
ЗданияАБК, складские помещения и вспомогательные сооружения, промышленно-санитарнаялаборатория.
Административно-бытовыекорпуса, складские помещения, вспомогательные сооружения ипромышленно-санитарная лаборатория являются источником o6pазования твердыххозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территориях вметаллические контейнеры в специально отведенных местах.
Котельные,компрессорные, ремонтно-механические мастерские, участок механизации иавтоматизации участки подъема.
В результате производственной деятельности указанныеподразделения и службы являются источниками o6pазования нефтепродуктов,металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются натерриториях в металлические контейнеры и бочки в специально отведенных местах./>Нефтешахты
Однимиз этапов добычи тяжелой нефти является проходка горных выработок в шахте, впроцессе которой образуются отходы — горная порода. После транспортировки наповерхность порода складируется в горизонтальных отвалах, прилегающих ктерриконам нефтешахт № l, 2, 3, расположенных на промплощадках.
В результатепроизводственной деятельности нефтешахты являются источниками образованиягальванических отходов (отработанные аккумуляторные батареи электровозов ишахтерских ламп), металлолома, отходов нефтепродуктов, твердыххозяйственно-бытовых отходов. Металлолом, отходы нефтепродуктов складируются напромплощадках в металлические контейнеры и бочки в специально отведенныхместах. Твердые отходы захороняются в ликвидированных горных выработках.Гальванические отходы складируются на территориях промплощадок в специальноотведенных местах.
Цехдеревообработки
Цехрасполагается на территории промплощадки нефтешахты № 1 и обладает всемнеобходимым оборудованием для разделки деловой древесины н изготовлениястроительных материалов и столярных изделий для объектов и подразделений ОАО«Варан». В результате производственной деятельности цех деревообработкиявляется источником образования отходов древесины (опилки, горбыль, дрова),отходов нефтепродуктов, металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов.
Горбыльи дрова реализуются населению, опилки реализуются как отделению племхоза «Ухта97» для подстила в коровнике, так и населению. Отходы нефтепродуктов,металлолом, твердые отходы складируются на прилегающей к цеху территории вконтейнеры и бочки в специально отведенных местах.
Ремонтно-строительныйучасток
Участокрасполагается на территории промплощадки нефтешахты № 3, имеет на своем баланседва растворно-бетонных узла и вспомогательные сооружения со станочным парком.Участок производит капитальный и текущий ремонты объектов предприятия. Врезультате производственной деятельности участок является источникомобразования строительного мусора, который, по мере накопления на объектах,вывозится для планировки строительных площадок, а также древесных отходов,которые реализуются для нужд отделения племхоза «Ухта 97».
Участокподготовки и отгрузки нефти, участок подготовки и утилизации сточных вод
Участкирасполагаются на территории промплощадки нефтешахты № 1, имеют на своем балансерезервуарный парк по нефти на 15 тыс. тонн и по шахтным водам на 10 тыс. тонн,вспомогательные сооружения с установленным в них необходимым технологическимоборудованием, коммуникации. В результате производственной деятельности участкиявляются источниками образования отходов нефтепродуктов, металлолома, твердыххозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территории вметаллические контейнеры и бочки в специально отведенных местах.
Участокспецтехники и автотранспорта
Участокбазируется на территории промплощадки нефтешахты № 1 и имеет три помещения длястоянки и обслуживания автомобильного транспорта в 40 единиц, которыеобслуживают подразделения предприятия. В процессе эксплуатации и техническогообслуживания транспорта происходит образование отходов нефтепродуктов,металлолома, отработанных покрышек, гальванических отходов (отработанныхаккумуляторов), твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются натерритории предприятия в специально отведенных местах.
Столоваяс торговой точкой
Столоваяс торговой точкой в 30 м2 располагается в главном административномздании производства по добыче нефти на территории промплощадки нефтешахты № 1.В результате работы столовой происходит образование твердыххозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территории промплощадки вметаллические контейнеры в специально отведенном месте.Ведомственноежилье, общежитие лечебный профилакторий, спортивный комплекс
Ведомственноежилье на 1670 проживающих людей, общежитие на 140 человек, лечебныйпрофилакторий на 100 коек и спортивный комплекс являются источником образованиятвердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются в металлическиеконтейнеры на прилегающей территории в специально отведенных местах.
Накопленныйна производстве по добыче нефти металлолом вывозят на промплощадку нефтешахты №1 для отгрузки вагоном на Череповецкий металлургический комбинат; отходынефтепродуктов передаются для переработки в УФ «Коминефтепродукт»; твердыехозяйственно бытовые отходы и отработанные покрышки передаются по договору ПУ«Жилкомхоз» для их размещения на свалке поселка Ярега; гальванические отходыскладируются на территории промплощадки нефтешахты № 1, ввиду отсутствияорганизаций, принимающих их на переработку.
В ОАО«Варан» для освещения используются люминесцентные лампы типов ЛБ, ЛД,ДРЛ, содержащие пары ртути. Годовое накопление перегоревших люминесцентных лампсоставляет порядка 1200 штук, которые складируются в картонные коробки ихранятся в складе на территории промплощадки нефтешахты №1 ввиду отсутствияорганизаций, принимающих их на переработку.
Лимитыразмещения отходов по ОАО «Варан» приведены в таблице 6.
Мероприятияпо снижению количества образования и степени опасности отходов на объектах ОАО«Варан»приведены в таблице 7./>
загрязняющийпочвенный атмосфера природоохранный
Таблица 6
Лимитыразмещения отходов, установленные ОАО «Варан» на 2003 годИсточники образования отходов Наименование отходов Количество, объем производства
Объём отходов, т/м3 Размещение отходов Промышленные отходы Производство по добыче нефти Металлолом
Добыча нефти 500 тыс. тонн; Горные работы 2400 п.м;
Бурение 150 тыс. м; 40 транспортных единиц;
4 котельных;
3 компрессорных;
Распиловка леса11 тыс. м3; Вспомогательные подразделения. 190 Передается другим предприятиям Нефтепродукты 17 Передаются другим предприятиям Гальванические 12 Складируются на территории предприятия Горная порода 54000 Складируются на территории предприятия Опилки, горбыль, дрова 1750 Передаются другим предприятиям Строительный мусор 100 Идет на вторичное использование Люминесцентные лампы 0,3 Складируются на территории предприятия Отработанные покрышки 1/0,7 Передаются другим предприятиям Твёрдые хозяйственно-бытовые отходы Производство по добыче нефти Твёрдые хозяйственно-бытовые отходы Здания АБК, вспомогательные сооружения на 1040 человек 32/160 Передаются другим предприятиям
Складские помещения 6370 м2 210/420 Передаются другим предприятиям Нефтешахты 620 человек 15/74 Передаются другим предприятиям
Столовая на 120 блюд/сут с торговой точкой на 30 м2 4/16 Передаются другим предприятиям Ведомственное жилье, население 1670человек 480/1320 Передаются другим предприятиям Профилакторий на 100 коек 24/74 Передаются другим предприятиям Общежитие на 140 мест 20/50 Передаются другим предприятиям Спортивный комплекс 2/10 Передаются другим предприятиям
Таблица 7
Мероприятия по снижению количества образования истепени опасности отходов на объектах ОАО «Варан» на 2003 годНаименование отходов Наименование мероприятия Срок выполнения Ожидаемая эффективность Гальванические отходы Решить вопрос о передаче отходов на переработку специализированному предприятию В течении года Ликвидация мест складирования отходов, рациональное расходование ресурсов Перегоревшие люминесцентные лампы Заключить договор с ТОО «Сартос» г. Сыктывкар или другой организацией на прием отходов на переработку
В течении Iго полугодия Ликвидация мест складирования отходов, как возможного источника загрязнения токсичными отходами Пустая горная порода Повторное использование отходов, в качестве грунта при отсыпке дорог и площадок В течении года Снижение объёмов размещения отходов на территориях промплощадок нефтешахт № 1, 2, 3.
Глава 4. Оценка уровнязагрязнения атмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросовзагрязняющих веществ в атмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО «Варан»
4.1 Мониторингсостояния атмосферного воздуха в районе действия предприятия ОАО «Варан»
Контрольвеличины промышленных выбросов в атмосферу осуществляется с целью обеспечениясоблюдения установленных величин ПДВ и предупреждения отрицательного влияниявредных веществ, выбрасываемых предприятием в атмосферу, на здоровье работающихи населения, проживающего вблизи предприятия, а также на животный ирастительный мир в зоне влияния предприятия./>
Контрольза состоянием атмосферы осуществляется по следующим направлениям:
— контроль за выбросом загрязняющих веществ в атмосферу непосредственно на организованныхисточниках выброса;
— контроль за соблюдением норм допустимых выбросов вредных веществ, установленныхдля предприятия в целом.
Организациясистемы контроля зависит от категории предприятия и класса опасности источникавыброса, определяемых степенью их воздействия на загрязнение атмосферы./>
План-графикконтроля на предприятии за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросовпредставлен в таблице 8.
Методикапроведения контроля соответствует:
– сборниквременных отраслевых методик для определения загрязняющих веществ в атмосферномвоздухе. М., ВНИИУС, 1985 г., часть 1;
– сборникметодик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленныхвыбросах. Л., Гидрометеоиздат, 1987 г.
Наосновании п. 3.47 «Правил безопасности при разработке нефтяных месторожденийшахтным способом » (1986 г.), приказа Генерального директора объединения«Коминефть» и начальника Ухтинской РГТИ от 12.08.92 г. за № 192,начальника нефтешахтного управления «Яреганефть» от 12.05.93 г. за №721 в июне-июле 1993 года, на нефтешахтах проводились специальные наблюдения загазовым режимом и проветриванием дляопределения группы опасности шахт по газу.Полученные результаты представлены в «Материалах по определению группыопасности по газу нефтешахт №№ 1, 2, 3».
Анализируясостав рудничной атмосферы, характер выделения газа, были сделаны следующиевыводы:
1.Основным газом, выделяющимся в рудничную атмосферу нефтешахт, является газметан.
2.Парообразные и жидкие углеводороды в рудничной атмосфере отсутствуют.
3.Суфлярные выделения и внезапные выбросы газа на нефтешахтах отсутствуют.
На основании выводовсогласно п. 3.2. «Правил безопасности при разработке нефтяныхместорождений шахтным способом» нефтешахты №№ 1, 2, 3 нефтешахтногопроизводства ЗАО «Варан» отнесены к I группе опасности погазообразным углеводородам от метана до бутана включительно./>/>
План-график контроля напредприятии за собюдением нормативов ПДВ приведен в таблице 8./>