Опис планової діяльностіeia.menr.gov.ua/uploads/documents/950/reports/da... · відвантажується в систему трубопроводів ПАТ

2

З М І С Т

1 Опис планованої діяльності. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності. . . . . . . . . . . . . . . . 4

1.2 Цілі планованої діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.3 Опис характеристик діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 7

1.4 Оцінки за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів

(скидів). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

1.4.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 13

1.4.2 Розрахунок водоспоживання і водовідведення під час подальшої

розробки родовища . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 34

1.4.3 Розрахунок відходів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

1.4.4 Радіаційне забруднення та випромінювання. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

1.4.5 Вібраційне, світлове, теплове забруднення. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

2 Опис виправданих альтернатив . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 41

3 Опис поточного стану довкілля (базовий сценарій) та опис його

ймовірної зміни . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.1 Дані про стан атмосферного повітря . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 42

3.2 Дані про стан вод . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

3.3 Дані про стан ґрунтового покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

3.4 Прогноз зміни стану довкілля без здійснення планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4 Опис факторів довкілля, які ймовірно зазнають впливу з боку

планованої діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.1 Опис загального стану атмосферного повітря . . . . . . . . . . . . . . . . . . 47

4.2 Опис загального стану водного середовища . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.2.1 Поверхневі води . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.2.2 Підземні води . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 49

4.3 Опис ґрунтового покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 51

4.4 Опис стану рослинного покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

4.5 Опис стану тваринного світу . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5 Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.1 Оцінка ризику впливу планованої діяльності на виробничих

майданчиках на здоров’я населення . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 54

5.2 Оцінка соціального ризику планованої діяльності . . . . . . . . . . . . . . 57

6 Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки 59

3

впливів на довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

7 Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання,

відвернення, уникнення, зменшення, усунення значного

негативного впливу на довкілля. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 59

8 Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на

довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

9 Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності

достатніх технічних засобів або знань), виявлених у процесі

підготовки звіту з оцінки впливу на довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . .

62

10 Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 62

11 Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на

довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

12 Резюме нетехнічного характеру . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

13 Список посилань . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

Додаток А Державні акти на право постійного користування землею . . . . . . 67

Додаток Б Кліматична характеристика. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . 82

Додаток В Фонові концентрації . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 84

Додаток Г Свідоцтво про атестацію групи екологічних досліджень . . . . . . . . . 88

Додаток Д Свідоцтво про атестацію лабораторії моніторингу вод та ґрунтів . 119

Додаток Е Свідоцтво про атестацію лабораторії екології Східного регіону . . . 132

Додаток Є Лист про зауваження та пропозиції від громадськості. . . . . . . . . . . . 135

Додаток Ж Висновок державної санітарно-епідеміологічної експертизи на

нафту. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 137

Додаток З Лист департаменту екології та охорони природних ресурсів в

Сумській області. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 140

Додаток И Ситуаційна схема розміщення пробурених свердловин . . . . . . . . . 142

4

1. Опис планованої діяльності

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності

Перекопівське нафтогазоконденсатне родовище в адміністративному

відношенні розташоване на території Роменського району Сумської області

в 10 км на південь від м.Ромни.

Найближчими містами є Ромни, Лохвиця та Гадяч. Перекопівське

родовище розташоване на території Перекопівської, Біловодської та Бобрицької

сільських рад Роменського району Сумської області, включає частково

території сіл Перекопівка, Марківське, Біловод та Бобрик. Іншими

найближчими населеними пунктами є села Коржі, Бобрик, Біловодське,

Попівка, Москалівка, Губське, які зв’язані між собою асфальтними дорогами.

Через територію родовища проходить автомобільний шлях регіонального

значення Р60 Кролевець – Конотоп – Ромни – Пирятин, а в 9 км на північ від

родовища проходить автомобільний шлях національного значення Н07 Київ –

Суми – Юнаківка. Також через родовище проходить залізниця Бахмач –

Ромодан, найближча залізнична станція Біловоди розташована в 1 км на

північний схід від родовища.

В економічному відношенні район переважно сільськогосподарський з

розвинутою нафтогазовидобувною промисловістю. На території області

прокладена мережа нафто- і газопроводів. Нафта, конденсат і нафтовий газ

перекачуються по продуктопроводу на Гнідинцівський газопереробний завод.

Власна артезіанська свердловина на території родовища відсутня.

Потреба у використанні свіжої прісної води на технологічні потреби на даному

етапі експлуатації родовища не передбачена. З метою забезпечення

господарсько-питного та побутового режиму водоспоживання власним

транспортом вода в необхідних об’ємах доставляється до місця

водокористування.

Клімат району робіт помірно-континентальний, середньорічна

температура складає плюс 7 °С. Найбільш холодний місяць – січень, із

середньодобовою температурою від мінус 6 °С до мінус 8 °С, найбільш теплий

місяць – липень, плюс 25 °С. Середньорічна кількість опадів – 550 мм.

В орогідрографічному відношенні район родовища являє собою

слабохвилясту рівнину з розвинутою мережею річкових долин, байраків і

балок. Розташований він на лівому березі р.Дніпро. З його притоками Сула,

Ромен, Олава, Дедюківка пов’язаний ряд мілких рік і річок. Береги їх

асиметричні: праві – круті, ліві – низькі. Долини рік добре відпрацьовані, мають

широкі тераси. Пойми рік сильно заболочені. Абсолютні відмітки земної

поверхні сягають від плюс 110 м до плюс 145 м.

В геологічній будові Перекопівського нафтогазоконденсатного родовища

беруть участь осадові породи палеозойського (девонський, кам’яновугільний і

пермський періоди), мезозойського і кайнозойського віку.

У тектонічному відношенні Перекопівське родовище розташоване в

межах північної прибортової зони ДДЗ і характеризується складною

5

геологічною будовою. Нафтові і газоконденсатні поклади родовища пов’язані з

Перекопівським кріптодіапіровим підняттям, яке знаходиться в південно-

західній частині Роменської прибортової депресії (північна краєва зона ДДЗ)

між Артюхівським і Анастасівським виступами фундаменту. На південному

сході Перекопівське підняття через неглибоку сідловину зчленується з

Анастасівською складкою. На заході воно контактує з Коржівським підняттям.

Поблизу Перекопівського родовища розташовані Анастасівське,

Андріяшівське, Компанське, Ярмолинцівське, Коржівське родовища нафти й

газу.

Карта району розташування родовища приведена на рисунку 1.1.

Скан-копії Державних актів на право постійного користування землею

НГВУ "Охтирканафтогаз" на території Біловодської, Бобрицької,

Перекопівської сільських рад наведені у додатку А.

6

Рисунок 1.1 – Оглядова карта-схема Перекопівського нафтогазоконденсатного родовища (фрагмент карти з сайту

ДНВП «Геоінформ України»)

Перекопівське

родовище

7

1.2 Цілі планованої діяльності

Продовження господарської діяльності з видобування корисних копалин

на Перекопівському нафтогазоконденсатному родовищі (НГКР) – основних:

газу природного вільного, газу природного розчиненого у нафті, нафти,

конденсату. На підставі дії спецдозволу на користування надрами № 1773 від

16 березня 1999р.

1.3 Опис характеристик діяльності

У 1973 р. в межах Перекопівської площі розпочате пошуково-

розвідувальне буріння. Перекопівське родовище відкрите в 1975 р.

розвідувальною свердловиною 9, в 1982 році введено в пробну експлуатацію. В

промислову розробку родовище введено – у 1987 р.

Промислова нафтогазоносність Перекопівського родовища пов’язана з

регіонально продуктивними нижньокам’яновугільними відкладами. При цьому

на родовищі присутні два поверхи нафтогазоносності – верхній з нафтовими

покладами горизонтів В-15, В-19 і В-20 у верхньовізейських відкладах та

нижній – з газоконденсатними покладами горизонту В-26 у нижньовізейських і

горизонту Т-1 у турнейських відкладах.

Перекопівське родовище знаходиться на завершальній стадії розробки.

З початку експлуатації на родовищі пробурені 31 свердловина.

Станом на 01.01.2018 року експлуатаційний фонд налічує: 13 нафтових, 2

газові, 4 нагнітальні та 2 водозабірні свердловини. В консервації – 7

свердловин. У фонді ліквідованих (в т. ч. очікування ліквідації) знаходяться 3

свердловини.

Мета використання нафти – сировина у нафтохімічній промисловості,

газу – висококалорійне паливо і сировина для хімічної промисловості.

Продукція, що видобувається з свердловин Перекопівського родовища,

по системі трубопроводів поступає на групову замірні установки (ГЗУ), де

здійснюється індивідуальний замір свердловин по нафті (конденсату) і газу.

Після ГЗУ вся продукція свердловин Перекопівського родовища по системі

трубопроводів поступає на УПС ЦППС Анастасівського родовища, де разом з

продукцією свердловин інших родовищ здійснюється її сепарація.

Після сепарації та скиду води на УПС ЦППС Анастасівського родовища

та оперативного обліку нафта Перекопівського родовища разом з нафтою

інших родовищ подається системою трубопроводів на ДНС Талалаївського

родовища (НГВУ „Чернігівнафтогаз”). Облік видобутої нафти Перекопівського

родовища разом з нафтою Роменської групи родовищ здійснюється на ДНС

Талалаївка. Далі нафта Перекопівського родовища разом з нафтою Роменської

групи родовищ та нафтою НГВУ „Чернігівнафтогаз” подається на

Гнідинцівський ГПЗ для підготовки (обезсолення, обезводнення, тощо).

Підготовлена нафта Східно-Рогінцівського родовища разом з нафтою

Роменської групи родовищ та НГВУ „Чернігівнафтогаз” з Гнідинцівського ГПЗ

відвантажується в систему трубопроводів ПАТ „Укртранснафта”.

8

Після УПС ЦППС Анастасівського родовища відсепарований газ

Перекопівського родовища разом з газом інших родовищ після оперативного

обліку через систему газопроводів подається на Анастасівську газліфтну

компресорну станцію (ГЛКС) Качанівського ГПЗ. На Анастасівській ГЛКС газ

компримується і системою трубопроводів разом з газом родовищ

НГВУ „Полтаванафтогаз” подається на Глинсько-Розбишівський ЦПГ

Качанівського ГПЗ. Після підготовки та оперативного обліку на Глинсько-

Розбишівському ЦПГ Качанівського ГПЗ газ Перекопівського родовища разом

з газом інших родовищ НГВУ „Охтирканафтогаз” та НГВУ „Полтаванафтогаз”

повертається на Анастасівську ГЛКС Качанівського ГПЗ, компримується і

після оперативного обліку подається в газліфтну систему Роменської групи

родовищ НГВУ „Охтирканафтогаз”. Облік поданого газу з Анастасівської

ГЛКС Качанівського ГПЗ проводиться на вузлах обліку. Принципова схема збору та транспортування продукції свердловин

наведена на рисунках 1.2, 1.3.

9

Рисунок 1.2 – Принципова оглядова схема збирання та транспортування нафти і газу Перекопівського родовища

10

Рисунок 1.3 – Принципова схема збирання та транспортування нафти і газу ГЗУ Перекопівського родовища [3]

11

Установка підігріву газу ПТ 100/160 №1 призначена для підігріву газу

свердловини 38 після комерційного вузла обліку та подачею на "Спутнік Б-40".

Установка підігріву газу ПТ 100/160 № 2 призначена для підігріву продукції

свердловини 1 перед подачею на газову гребінку ГЗУ.

Газліфтний газ з АГЛКС із газопроводу "АГЛКС – ГЗУ "Коржі"

направляється в систему газліфтної експлуатації свердловин – в установки

розподілення газліфтного газу (УРГЛ № 1, 2). В УРГЛ № 1, 2 вхідний потік

заміряється і розподіляється по газліфтних свердловинах з індивідуальним

регулюванням тиску і витрати.

Подача газліфтного газу з АГЛКС на ГЗУ здійснюється через загальний

вузол обліку газліфтного газу. Для попередження гідратоутворення на УРГЛ, в

шлейфах газоконденсатної свердловини 38 і по газопроводам газліфтних

свердловин, а також по газопроводу "АГЛКС – ГЗУ Коржі" використовується

метанол.

Вузол промислового заміру нафти Перекопівського НГКР призначений

для промислового (бригадного) обліку продукції (нафти з конденсатом),

попутного газу, пластової води Перекопівського НГКР, а також для можливості

подачі малообводненої нафти з цього родовища відразу на другий ступінь УПС

(в СВ-2/1, 2).

За діючою схемою продукція нафтових покладів Перекопівського

родовища і конденсат з газоконденсатних горизонтів, після об’єднання на

площадці промислової ГЗУ, робочим колектором діаметром 219 мм подаються

в окрему установку сепарації і роздільного заміру нафти (рідини) та попутного

газу. Продукція Перекопівського НГКР поступає на ЦППС під тиском від 1,2

до 1,6 МПа з температурою від 5 ºС до 20 ºС.

Нафтогазоводяна емульсія з колектора поступає через ручний регулятор

тиску, депульсатор ДП-3, в нафтогазовий сепаратор СН-10. Відділений

попутний газ з депульсатора і газової лінії СН-3 подається через вимірну

діафрагму FE-31/1, 2, регулятор тиску сепарації в діючу газову систему С-3

(УБС) і далі, в суміші з усім газом від ЦППС, – в газопровід на Анастасівську

ГЛКС.

Нафтоводяна емульсія з залишковим розчиненим газом від СН-10

подається робочою лінією через фільтр Ф-4/1, 2, витратомір FT-30/1, 2 та

прилад виміру поточного вмісту води МЕ-2 в нафтопровід.

ППТ

Принципова схема системи ППТ Перекопівського родовища наведена на

рисунку 1.4. [3]

12

Рисунок 0.1 – Принципова схема системи ППТ Перекопівського родовища

Закачування пластової води в продуктивні горизонти Перекопівського

родовища здійснюється за допомогою нагнітальних свердловин. Пластова вода

поступає до нагнітальних свердловин по нагнітальним трубопроводам, які

розраховані на максимальний робочий тиск до 17,0 МПа.

Шурфи призначені для закачки пластової води в нагнітальні свердловини

з метою підтримання пластового тиску. Вода із водозабірних свердловин 47, 48,

а також можливо із УПС, поступає на вхід в резервуари РГС-200 або РВС-

400, а з них по вихідному трубопроводу можливо через підпірну станцію або по

байпасу даної станції і по трубопроводу на вхід в шурфи. Шурфами вода

подається в розподілюючий блок БГ і нагнітається по нагнітальним

свердловинам.

В системі очистки використовуються електронасосні агрегати

Х-Е-250-200-315-Т-5-У2. В системі ППТ Перекопівського родовища задіяна

одна напірна гребінка (БГ-1). Напірна гребінка забезпечує розподілення, замір

кількості і тиску технологічної води, яка подається на свердловини в систему

ППТ. В блоці напірної гребінки установлені блок трубопроводів, площадка для

обслуговування, запірна арматура. З БГ-1 пластова вода розподіляється на

нагнітальні свердловини.

13

1.4 Оцінки за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів

(скидів)

1.4.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря

Оцінка викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря від

існуючих джерел проводиться за результатами інвентаризації стаціонарних та

неорганізованих джерел викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря

[4]. На даний час на родовищі наявні два майданчики з розташуванням джерел

викидів забруднюючих речовин, які заплановано експлуатувати і в

подальшому:

- ГЗУ Перекопівського родовища ЦВНГ-4;

- Факельний амбар свердловини 34 Перекопівського родовища.

ГЗУ Перекопівського родовища

Проммайданчик ГЗУ Перекопівського родовища НГВУ

"Охтирканафтогаз" розташований в Роменському районі Сумської області.

Територія проммайданчика зі всіх сторін оточена

сільськогосподарськими угіддями. Найближча житлова забудова в північному

напрямку на відстані 1000 м розташоване с. Біловоди; в південно-східному

напрямку на відстані 400 м – с. Марківське; в південно-західному напрямку на

відстані 2000 м – с. Перекопівське.

На території проммайданчиків немає інших суб’єктів господарювання.

Дитячі, спортивні установи, курорти, санаторії, будинки відпочинку та інші

лікувально-оздоровчі установи у районі розташування проммайданчика

відсутні.

Технологічна схема збору, промислової підготовки нафти та газу

повністю герметизована. В робочому технологічному процесі виділення

забруднюючих речовин і забруднення атмосфери мінімальне і обумовлене

технічними можливостями сучасного нафтопромислового обладнання, яке

використовується для об’єктів ГЗУ.

Відповідно до Санітарної класифікації підприємств, виробництв та

споруд (Додаток 4 до Державних санітарних правил планування та забудови

населених пунктів ДСП-173-96 [5]) проммайданчик ГЗУ Перекопівського

родовища ЦВНГ-4 НГВУ "Охтирканафтогаз" відноситься до 3 класу небезпеки

(підприємство по видобуванню нафти при викиді сірководню до 0,5 т/д з малим

вмістом летких вуглеводнів) і для нього встановлено нормативний розмір

санітарно-захисної зони 300 м.

Карта-схема району розташування проммайданчика наведена на

рисунку 1.5.

14

Рисунок 1.5 – Карта-схема району розташування проммайданчика

15


На проммайданчику ГЗУ Перекопівського родовища ЦВНГ-4 виявлено

19 потенційних джерел викидів забруднюючих речовин, з них

17 організованих.

Джерело викиду № 4001 – організоване – труба вентиляційна блочної

установки "Супутник". Викиди в атмосферу відбуваються при вентиляції

приміщення блочної установки. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан,

бутан, пентан, гексан.

Джерело викиду № 4002 – організоване – свіча блочної установки

"Супутник". Викиди в атмосферу відбуваються при ревізії запобіжного

клапана. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерела викиду № 4003, 4004 – організовані – труби димові підігрівача

№ 1 ПТ-100/160. Викиди в атмосферу відбуваються при спалюванні газу в

підігрівачі. Забруднюючі речовини – оксид азоту, оксид вуглецю, метан.

Джерела викиду № 4005, 4006 – організовані – труби димові підігрівача

№ 2 ПТ-100/160. Викиди в атмосферу відбуваються при спалюванні газу в

підігрівачі. Забруднюючі речовини – оксид азоту, оксид вуглецю, метан.

Джерело викиду № 4007 – організоване – свіча від підігрівачів ПТ.

Викиди в атмосферу відбуваються при стравлюванні паливного газу при

ремонтних роботах. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 4008 – організоване – димова труба котла КСТ-16.

Викиди в атмосферу відбуваються при спалюванні газу в котлі для

тепловиробництва. Забруднюючі речовини – оксиди азоту, оксид вуглецю.

Джерело викиду № 4009 – організоване – вентиляційна труба блоку

перекачування інгібітору БР. Викиди в атмосферу відбуваються при

перекачуванні інгібітору. Забруднюючі речовини – вуглеводні насичені

С12-С19.

Джерело викиду № 4010 – організоване – дихальний клапан СМДК-50

ємності інгібітора корозії V = 50 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при

зберіганні інгібітора корозії. Забруднюючі речовини – інгібітор корозії.

Джерело викиду № 4011 – організоване – свіча від установки

розподілення газліфтного газу УРГЛ. Викиди в атмосферу відбуваються при

стравленні газу на свічу. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 4012 – організоване – свіча ємності метанолу

V = 15 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при зберіганні метанолу.

Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерела викиду № 4013, 4014 – організовані – вентиляційні труби блоку

перекачування метанолу БР-2,5. Викиди в атмосферу відбуваються при

перекачуванні метанолу. Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 4015 – організоване – свіча від сепаратора С-2.

Викиди в атмосферу відбуваються при стравленні газу на свічу при ремонтних

роботах. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексан.

16

Джерело викиду № 4016 – організоване – дихальний клапан ємності

V = 10 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при збиранні промислових стоків.

Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерело викиду № 4017 – організоване – свіча від сепаратора С-3.

Викиди в атмосферу відбуваються при стравленні газу на свічу при ремонтних

роботах. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерело викиду № 4018 – неорганізоване – фарбувальний пост. Викиди

відбуваються при фарбуванні технологічного обладнання фарбою ПФ-115.

Забруднюючі речовини – ксилол, уайт-спірит, аерозоль фарби.

Джерело викиду № 4019 – неорганізоване – пост зварювання та газової

різки. Викиди відбуваються при ремонтних зварювальних роботах та газовій

різці металу. Забруднюючі речовини – залізо та його сполуки, марганець, азоту

діоксид, вуглецю оксид, фториди, фтористий водень, пил неорганічний.

Схема розташування джерел викидів забруднюючих речовин на

промисловому майданчику наведена на рисунку 1.6.

На основі розроблених документів [14] отримано дозвіл на викиди

забруднюючих речовин в атмосферне повітря № 5924100000-14 від

01.07.2011 р., термін дії до 16.04.2019 р.

Валові обсяги викидів забруднюючих речовин визначені розрахунково за

питомими викидами та об’ємом використаної сировини і палива. Результати

розрахунків наведені в таблицях 1.1 – 1.12 [4].

Таблиця 1.1 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при вентиляції

установки "Супутник"

Позна-чення

Найменування Формула, джерело Од.

вимір.

Вихідні дані та

результати розрахунку

— Номер джерела викиду — — 4001

М

Максимальна масова концентрація забруднюючої речовини: метан

інструментальні лабораторні вимірювання

мг/м

3

3,35

етан мг/м3 1,45

пропан мг/м3 2,23

бутан мг/м3 2,84

пентан мг/м3 3,79

гексан мг/м3 6,18

Т Час роботи обладнання протягом року вихідні дані год 8760

V Об'ємна витрата газопилового потоку, приведена до н.у.


м3/с 0,219

Gрік

Валовий викид забруднюючих речовин: метан

М*V*Т*3600*10-9

т/рік

0,02311

етан т/рік 0,01003

пропан т/рік 0,01541

бутан т/рік 0,01963

пентан т/рік 0,02621

гексан т/рік 0,04269

17

Рисунок 1.6 – Схема розміщення джерел викидів забруднюючих речовин на проммайданчику ГЗУ Перекопівського

родовища

18

Таблиця 1.2 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при ревізії

запобіжного клапана

Позначення Найменування Формула, джерело Од.

вимір. Вихідні дані та результати

розрахунку


— Технологічний процес — — перевірка запобіжного клапана

— Тип запобіжного клапану вихідні дані — СППК

dс Діаметр сідловини клапана вихідні дані мм 50

Fс Площа сідловини клапана — мм2 1963,50

Густина газу вихідні дані кг/м3 0,8812

Р Тиск в апараті вихідні дані МПа 0,1

Т Температура вихідні дані К 273

V Об'ємна витрата газу 35,7*F*0,7*Р*10-3√¯(1/(Т* )) м

3/с 0,316

t Час перевірки запобіжних клапанів

вихідні дані с 10

Т Час роботи за рік вихідні дані год 0,003

П Кількість викидів V* *t кг/год 2,7877

Gmax Максимальний викид приведений до 20-хвилинного інтервалу осереднення

V* *1000*t/(20*60) г/с 2,32308

Gрік Валовий викид V* *T*3600/1000 т/рік 0,00279

Сі

Частка в загальній масі викидів:

вихідні дані

— —

метан % 64,35

етан % 15,05

пропан % 12,46

бутан % 5,57

пентан % 1,83

гексан % 0,74

Gmaxі

Максимальний викид:

Gmax*Сі/100

—

метан г/с 1,49493

етан г/с 0,34973

пропан г/с 0,28935

бутан г/с 0,12930

пентан г/с 0,04255

гексан г/с 0,01722

Gрікі

Валовий викид:

Gрік*Сі/100

—

метан т/рік 0,00179






19

Таблиця 1.3 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при спалюванні газу в

підігрівачах

Позначення Найменування Формула, джерело

Од. вимір.

Вихідні дані та результати розрахунку

— Номер джерела викиду — — 4003 4004 4005 4006

— Тип обладнання — — ПТ-1 100/160 ПТ-2 100/160

Т Час роботи вихідні дані год 8760,0 8760,0 8760,0 8760,0

Qrvi

Об'ємна нижча робоча теплота згорання палива

вихідні дані кДж/м3 38841,3 38841,3 38841,3 38841,3

Bi Витрата палива вихідні дані тис.м3/рік 15,0 15,0 15,0 15,0

Qф Фактична теплопродуктивність

В*Qrvi/100000 ГДж/рік 582,620 582,620 582,620 582,620

— Показник емісії оксидів азоту

— — — — — —

k(NOx) оксиди азоту табл. VIII-8 [6] г/ГДж 70 70 70 70

k(СO) оксид вуглецю табл. VIII-8 [6] г/ГДж 90 90 90 90

k(CH) метан табл. VIII-8 [6] г/ГДж 5 5 5 5

Ei

Валовий викид забруднюючої речовини:

10-6*ki*Qф*Т

— — — — —

оксиди азоту т/рік 0,04078 0,04078 0,04078 0,04078

оксид вуглецю т/рік 0,05244 0,05244 0,05244 0,05244

метан т/рік 0,00291 0,00291 0,00291 0,00291

Cr

Масовий вміст вуглецю в паливі на робочу масу

[6] % 74,72 74,72 74,72 74,72

kC Показник емісії вуглецю палива

Cr * 10

6/(Q

ri*100) г/ГДж 15260,49 15260,49 15260,49 15260,49

CСтупінь окислення вуглецю палива

с. 19 [6] – 0,995 0,995 0,995 0,995

— Показник емісії діоксиду вуглецю

— — — — — —

kСO2 діоксид вуглецю 3,67*kC* C г/ГДж 55725,96 55725,96 55725,96 55725,96

kN2O оксид азоту (1) табл. Д.21 [6] г/ГДж 0,1 0,1 0,1 0,1

— Валовий викид забруднюючої речовини:

— — — — — —

ECО2 діоксид вуглецю 10-6*kСО2*B*Q

ri т/рік 36,06444 36,06444 36,06444 36,06444

EN2О оксид азоту (1) 10-6*kN2О*B*Q

ri т/рік 0,00006 0,00006 0,00006 0,00006

20

Таблиця 1.4 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при стравлюванні

паливного газу на свічу Позна-чення





— Технологічний процес — — стравлення паливного газу

V1 Геометричний об'єм вихідні дані м3 1,00

Густина газу вихідні дані кг/м3 0,8812

Р Тиск в апараті вихідні дані МПа 0,1

Т Температура вихідні дані 0К 285

V Об'ємна витрата газу V1 * Р*2930/Т м3 1,028

t Час стравлювання газу вихідні дані с 10

N Кількість операцій за рік вихідні дані шт 2,00

П Кількість викидів за операцію V* *t кг 9,0591

Gmax Максимальний викид приведений до 20-хвилинного інтервалу осереднення

П*1000/(20*60) г/с 7,54922

Gрік Валовий викид П*N/1000 т/рік 0,01812

Сі

Частка в загальній масі викидів: — — —

метан вихідні дані % 64,35

етан вихідні дані % 15,05

пропан вихідні дані % 12,46

бутан вихідні дані % 5,57

пентан вихідні дані % 1,83

гексан вихідні дані % 0,74

Gmaxі

Максимальний викид: — — —

метан Gmax*Сі/100 г/с 4,85800

етан Gmax*Сі/100 г/с 1,13652

пропан Gmax*Сі/100 г/с 0,94027

бутан Gmax*Сі/100 г/с 0,42018

пентан Gmax*Сі/100 г/с 0,13828

гексан Gmax*Сі/100 г/с 0,05596

Gрікі

Валовий викид: — — —

метан Gрік*Сі/100 т/рік 0,01166

етан Gрік*Сі/100 т/рік 0,00273

пропан Gрік*Сі/100 т/рік 0,00226

бутан Gрік*Сі/100 т/рік 0,00101

пентан Gрік*Сі/100 т/рік 0,00033

гексан Gрік*Сі/100 т/рік 0,00013

Таблиця 1.5 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при спалюванні газу в

побутовому котлі


вимір.



— Тип обладнання — — Котел КСТ-16

Т Час роботи вихідні дані год 8760,0

Qrvi

Об'ємна нижча робоча теплота згорання палива

вихідні дані кДж/м3 38841,30

Bi Витрата палива вихідні дані тис.м3/рік 7,848

Qф Фактична теплопродуктивність В*Qrvi*K/100000 ГДж/рік 304,807

— Показник емісії оксидів азоту — — —

k(NOx) оксиди азоту табл. VIII-8 [6] г/ГДж 80

k(СO) оксид вуглецю табл. VIII-8 [6] г/ГДж 100

Ei

Валовий викид забруднюючої речовини:

10-6*ki*Qф*Т

— —

оксиди азоту т/рік 0,02438

оксид вуглецю т/рік 0,03048

21

Таблиця 1.6 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при вентиляції блоку

перекачування хімреагентів

Позна-чення


вимір. Вихідні дані та

результати розрахунку

— Номер джерела викиду — — 4009 4013, 4014

— Забруднююча речовина — — вуглеводні насичені С12-С19

спирт метиловий

М Максимальна масова концентрація забруднюючої речовини


мг/м3 5,60 1,50

Т Час роботи обладнання протягом року вихідні дані год 8760 8760

V Об'ємна витрата газопилового потоку, приведена до н.у.


м3/с 0,130 0,030

Gрік Валовий викид забруднюючої речовини М*V*Т*3600*10-9 т/рік 0,02293 0,00140

22

Таблиця 1.7 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин від ємностей

хімреагентів




– Номер джерела викиду – – 4010 4012

V Об'єм резервуару вихідні дані м3 50 15

– Тип резервуару вихідні дані – наземний підземний

– Вид продукції вихідні дані – інгібітор корозії метанол

Vрік Прийнято продукції за рік вихідні дані м3/рік 84,00 18

– Середнє арифметичне значення температури атмосферного повітря

– – – –

tах за шість найбільш холодних місяців вихідні дані °С -1,9 -1,9

tат за шість найбільш теплих місяців вихідні дані °С 14,9 14,9

– Середня температура продуктів – –

tжх за шість найбільш холодних місяців вихідні дані °С 1,0 1,0

tжт за шість найбільш теплих місяців вихідні дані °С 17,5 17,5

Мп Молекулярна маса парів речовин табл. 2.9 [8] г/моль 61,08 32,04

– Середня температура газового простору:

– – – –

tгх за шість найбільш холодних місяців K1х+K2х*tах+K3х*tжх °С 0,2 2,0

tгт за шість найбільш теплих місяців К4*(K1т+K2т*tат+K3т*tжт) °С 21,2 14,9

А Константи визначення парціального тиску парів однокомпонентної рідини (const Антуана)

табл. П.1 [8] – 9,274 8,349

В табл. П.1 [8] – 2239 1835

С табл. П.1 [8] – 273 273

Ps(38) Тиск насичених парів рідини при t=38

0С

10^(А-(В/(38+С))/0,7518 гПа 157,96 373,75

n Коефіцієнт обертання резервуару Vрік/V 1,7 1,2

– Коефіцієнти за шість найбільш холодних місяців:

– – – –

K1х поправочний коефіцієнт табл. П.3.1 [8] – 0,30 1,62



K5х залежить від Ps(38) і tгх табл. П.3.5 [8] – 0,1396 0,197

– Коефіцієнти за шість найбільш теплих місяців:

– – – –

K1т поправочний коефіцієнт табл. П.3.1 [8] – 6,12 6,10



K5т залежить від Ps(38) і tгт табл. П.3.5 [8] – 0,4178 0,354

K4 Коефіцієнт залежить від кліматичної зони

табл. П.3.2 [8] – 1,00 1,00

K6 Коефіцієнт залежить від Ps(38) і n табл. П.4.2 [8] – 1,95 2,50

– Коефіцієнт залежить від технічної оснащеності та режиму експлуатації

– – – –

К7м мірник [8] – 1,00 1,10

К7б буферний [8] – 0,20 0,30

– Час роботи в режимі: – – –

Тм мірник вихідні дані год 365,0 180,0

Тб буферний вихідні дані год 8395,0 8580,0

Коефіцієнт ефективності газоуловлюючого пристрою резервуару

вихідні дані – 0 0

Пм Кількість викидів в режимі мірник 2,52*Vрік*Ps(38)*Мп*

*(K5х+K5т)*К6*К7м*(1- )*10-9

кг/год 0,00222 0,00082

Пб Кількість викидів в режимі буферний 2,52*Vрік*Ps(38)*Мп*

*(K5х+K5т)*К6*К7б*(1- )*10-9

кг/год 0,00044 0,00022

Gmax Максимальний викид Пм*1000/3600 г/с 0,00062 0,00023

Gрік Валовий викид (Пм*Тм+Пб*Тб)/1000 т/рік 0,00454 0,00207

23

Таблиця 1.8 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при профілактичних

ремонтних роботах Позна-чення


вимір. Вихідні дані та результати розрахунку

— Номер джерела викиду — — 4011 4015 4017

— Технологічний процес — — стравленя газу огляд апарата огляд апарата

V Геометричний об'єм, який відсікається при проведенні операції

[9] м3 1 12 8

Р Тиск в апараті вихідні дані МПа 0,1 0,1 0,1

Т Температура вихідні дані 0К 288 288 288

В Об'ємна витрата газу V*Р*2930/Т м3 1,02 12,21 8,14

Густина газу вихідні дані кг/м3 0,8812 0,8812 0,8812

П1 Кількість викидів за одну операцію

В* кг 0,90 10,76 7,17

N Кількість операцій вихідні дані шт. 365,00 1,00 1,00

П Кількість викидів за рік П1*N кг 327,21 10,76 7,17

Gmax Максимальний викид приведений до 20-хв інтервалу осереднення

П1*1000/(20*60) г/с 0,74706 8,96470 5,97647

Gрік Валовий викид П/1000 т/рік 0,32721 0,01076 0,00717

Сі

Масова частка в загальній масі викидів:


— — — —

метан % 64,35 64,35 64,35

етан % 15,05 15,05 15,05

пропан % 12,46 12,46 12,46

бутан % 5,57 5,57 5,57

пентан % 1,83 1,83 1,83

гексан % 0,74 0,74 0,74

Gmaxі


Gmax*Сі/100

— — — —

метан г/с 0,48074 5,76888 3,84592

етан г/с 0,11247 1,34962 0,89974

пропан г/с 0,09305 1,11658 0,74438

бутан г/с 0,04158 0,49896 0,33264

пентан г/с 0,01368 0,16421 0,10947

гексан г/с 0,00554 0,06646 0,04430

Gрікі


Gрік*Сі/100

— — — —

метан т/рік 0,21056 0,00692 0,00462

етан т/рік 0,04926 0,00162 0,00108

пропан т/рік 0,04076 0,00134 0,00089

бутан т/рік 0,01821 0,00060 0,00040

пентан т/рік 0,00599 0,00020 0,00013

гексан т/рік 0,00243 0,00008 0,00005

Таблиця 1.9 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин від ємності нафти


вимір.


1 2 3 4 5

– Номер джерела викиду – – 4016

V Об'єм резервуару вихідні дані м3 10

– Тип резервуару вихідні дані – підземний

– Вид продукції вихідні дані – нафта

Vрік Прийнято продукції за рік вихідні дані м3/рік 32,00

– Температура кипіння рідини: – – –

tп початку вихідні дані °С 41

tк кінця вихідні дані °С 350

– Середнє арифметичне значення температури атмосферного повітря

– – –

tах за шість найбільш холодних місяців вихідні дані °С -1,9

tат за шість найбільш теплих місяців вихідні дані °С 14,9

24

Кінець таблиці 1.9 1 2 3 4 5

– Середня температура нафтопродуктів – – –

tжх за шість найбільш холодних місяців вихідні дані °С 1,3

tжт за шість найбільш теплих місяців вихідні дані °С 17,8

Мп Молекулярна маса парів нафтопродуктів табл. 2.9 [8] г/моль 69,6

– Середня температура газового простору: – – –

tгх за шість найбільш холодних місяців K1х+K2х*tах+K3х*tжх °С 2,2

tгт за шість найбільш теплих місяців К4*(K1т+K2т*tат+K3т*tжт) °С 15,0

tекв Еквівалентна температура початку кипіння tп+(tк-tп)/8,8 °С 76,1

Ps(38) Тиск насичених парів рідини при t=38 0С табл. П.6.1 [8] гПа 267,9

n Коефіцієнт обертання резервуару Vрік/V – 3,2

– Коефіцієнти за шість найбільш холодних місяців: – – –

K1х поправочний коефіцієнт табл. П.3.1 [8] – 1,62



K5х залежить від Ps(38) і tгх табл. П.3.5 [8] – 0,165

– Коефіцієнти за шість найбільш теплих місяців: – – –

K1т поправочний коефіцієнт табл. П.3.1 [8] – 6,10



K5т залежить від Ps(38) і tгт табл. П.3.5 [8] – 0,446

K4 Коефіцієнт залежить від кліматичної зони табл. П.3.2 [8] – 1,00

K6 Коефіцієнт залежить від Ps(38) і n табл. П.4.2 [8] – 2,50

– Коефіцієнт залежить від технічної оснащеності та режиму експлуатації

– – –

К7м мірник [8] – 1,00

К7б буферний [8] – 0,20

– Час роботи в режимі: – –

Тм мірник вихідні дані год 6,0

Тб буферний вихідні дані год 8754,0

Коефіцієнт ефективності газоуловлюючого пристрою резервуару

вихідні дані – 0

Пмс Кількість викидів в режимі мірник осереднено 2,52*Vрік*Ps(38)*Мп*

*(K5х+K5т)*К6*К7м*(1- )*10-9

кг/год 0,00229

Пм Кількість викидів в режимі мірник Пмс*8760/Тм кг/год 3,34941

Пбс Кількість викидів в режимі буферний осереднено 2,52*Vрік*Ps(38)*Мп*

*(K5х+K5т)*К6*К7б*(1- )*10-9

кг/год 0,00046

Пб Кількість викидів в режимі буферний Пбс*8760/Тб кг/год 0,00046

Gmax Максимальний викид Пм*1000/3600 г/с 0,93039

Gрік Валовий викид (Пм*Тм+Пб*Тб)/1000 т/рік 0,02412

Сі

Частка в загальній масі викидів:


– –

метан % 0,56

етан % 4,99

пропан % 36,34

бутан % 41,15

пентан % 12,68

гексан % 4,28

Gmaxі


Gmax*Сі/100

– –

метан г/с 0,00518

етан г/с 0,04641

пропан г/с 0,33812

бутан г/с 0,38290

пентан г/с 0,11799

гексан г/с 0,03979

Gрікі


Gрік*Сі/100

– –

метан т/рік 0,00013






25

Таблиця 1.10 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при фарбуванні

Позначення Найменування Спосіб отримання показників Од.



— Технологічний процес вихідні дані — фарба ПФ, нанесення фарби пензлем

mф Витрата фарби за рік вихідні дані кг 15

mзм Максимальна витрата фарби за зміну вихідні дані кг 2

dа Частка аерозолю при фарбуванні табл. 3.21 [7] % 2,5

dр' Частка розчинника, що виділився при нанесенні фарби табл. 3.21 [7] % 23

dр'' Частка розчинника, що виділився при сушінні табл. 3.21 [7] % 77

fр Частка летючої частини (розчинника) в лакофарбовому матеріалі, табл. 3.21 [10] % 45

Мфа Маса викиду аерозолю при нанесенні фарби mф* а*(100-fр)/10000 кг 0,20625

Мфпар

Маса викидів парів розчинника при нанесенні фарби mф* fр* р'/10000 кг 1,5525

Мспар

Маса парів летючої частини матеріалів при формуванні і процесі сушіння покриття mф* fр* р''/10000 кг 5,1975

Мпар

Всього маса викидів в вигляді парів Мфпар

+Мспар

кг 6,75

— В тому числі викиди забруднюючих речовин по компонентах: — — Ксилол Уайт-спірит Аерозоль

фарби

частка компонента в лакофарбовому матеріалі табл. 3.21 [10] % 22,5 22,5 55

Gрік валовий викид забруднюючої речовини [7] т/рік 0,00338 0,00338 0,00021

Мзмфа Маса викиду аерозолю при нанесенні фарби за зміну mф* а*(100-fр)/10000 кг 0,0275

Мзмфпар

Маса викидів парів розчинника при нанесенні фарби за зміну mф* fр* р'/10000 кг 0,207

Мзмспар

Маса парів летючої частини матеріалів при формуванні і процесі сушіння покриття за зміну

mф* fр* р''/10000 кг 0,693

Мзмпар

Всього маса викидів в вигляді парів за зміну Мфпар

+Мспар

кг 0,9

Gмах Максимально-разові викиди забруднюючої речовини [7] г/с 0,01563 0,01563 0,00095

26

Таблиця 1.11 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при зварюванні

Позначення Найменування Спосіб отримання

показників Од.



— Технологічний процес вихідні дані — ручне дугове зварювання сталі штучними електродами УОНИ-13/55

Мрік Масовий розхід електродів за рік вихідні дані кг 60

tг Час горіння електроду вихідні дані с 160

Мел Маса електроду вихідні дані кг 0,05

Nш20

Максимальний розхід електродів за 20 хв вихідні дані шт. 3

М20

Максимальний масовий розхід електродів за 20 хв Мел*Nш20

кг 0,15

t20

Час горіння електрод.на протязі 20 хв tг*Nш20

с 480

Kst20

Коефіцієнт перерахунку до 20-хв інтервалу t20

/(60*20) — 0,40

T20

Час безперервної роботи протягом року ((Мрік/Мел)*Тг)/3600 год 53,33

T Час роботи з врахуванням Kst20

протягом року Т20

/Кst20

год 133,33

— Код забруднюючої речовини — — 123 143 301 337 342 343 344 2908

Gпит Питомі викиди речовин [6] г/кг 14,9 1,09 2,7 13,3 1,26 4,8 2,7 1,0

G1мах Максимальний викид забруднюючої речовини Gпит*М20

/(60*20) г/с 0,00186 0,00014 0,00034 0,00166 0,00016 0,00060 0,00034 0,00013

G1рік Валові викиди забруднюючої речовини (Gпит*Мрік)/1000000 т/рік 0,00089 0,00007 0,00016 0,00080 0,00008 0,00029 0,00016 0,00006

— Технологічний процес — — газове різання

— Тип і максимальна товщина матеріалу вихідні дані — сталь вуглецева, dмах = 10 мм

Т Кількість робочих годин протягом року вихідні дані год 25,00

l Довжина різки протягом 20 хв вихідні дані м 1,00

— Код забруднюючої речовини — — 123 143 301 337 342 343 344 2908

qi Питомий викид табл. V - 2 [6] г/м 4,37 0,13 2,20 2,18 — — — —

G2мах Максимальний викид забруднюючої речовини qi*l/(20*60) г/с 0,00364 0,00011 0,00183 0,00182 — — — —

G2рік Валові викиди забруднюючої речовини G2мах*T-3600/1000000 т/рік 0,00033 0,00001 0,00017 0,00016 — — — —

Всього по джерелу:

— код забруднюючої речовини — — 123 143 301 337 342 343 344 2908

Gмах максимальний викид забруднюючої речовини макс. (G1мах,G2мах) г/с 0,00364 0,00014 0,00183 0,00182 0,00016 0,00060 0,00034 0,00013

Gрік валові викиди забруднюючої речовини G1рік+G2рік т/рік 0,00122 0,00008 0,00033 0,00096 0,00008 0,00029 0,00016 0,00006

27

Таблиця 1.12 Викиди забруднюючих речовин ГЗУ Перекопівського родовища

№ з/п Забруднююча речовина Фактичний обсяг

викидів (т/рік) код найменування

1 6000 /

337 Оксид вуглецю 0,2412

2 7000 /

11812 Вуглецю діоксид 144,25776

3 12000 /

410 Метан 0,27043

4 1000 Метали та їх сполуки, в т.ч.: 0,0013

5 1003 /

123 Заліза оксид**(в переpахунку на залізо) 0,00122

6 1104 /

143

Марганець та його з'єднання (в переpахунку на діоксид

марганцю) 0,00008

7 3000 Речовини у вигляді суспендованих твердих частинок, в т.ч.: 0,00027

8 3000 /

2908

Пил неорганічний,який містить двоокис кремнію у %:70-20

(ш.ц.) 0,00006

9 3000 /

11510 Аерозоль лакофарбових матерiалiв 0,00021

10 4000 Сполуки азоту, в т.ч.: 0,18807

11 4001 /

301 Азоту діоксид 0,18783

12 4002 /

11815 Азоту (1)оксид (N2O) 0,00024

13 11000 Неметанові леткі органічні сполуки, в т.ч.: 0,30754

14 11000 /

402 Бутан 0,04993

15 11000 /

403 Гексан 0,04643

16 11000 /

405 Пентан 0,03597

17 11000 /

2752 Уайт-спірит 0,00338

18 11000 /

2754 Вуглеводні гpаничні С12-С19(розчинник РПК-265 П та інш.) 0,02293

19 11000 /

10304 Пропан 0,06977

20 11000 /

10305 Етан 0,06634

21 11000 /

10930

Інгібітор корозії "Нафтохим-1" ( талове масло -32%, керосин-

20% 0,00454

22 11030 /

616 Ксилол 0,00338

Усього 145,2671

28

Факельний амбар свердловини 34 Перекопівського родовища

Проммайданчик факельного амбару свердловини 34 Перекопівського

родовища ЦВНГ №4 НГВУ "Охтирканафтогаз" розташований в Роменському

районі Сумської області. Карта-схема району розташування проммайданчика

наведена на рисунку 1.7.

Відповідно до Санітарної класифікації підприємств, виробництв та

споруд [5] (Додаток 4 до Державних санітарних правил планування та забудови

населених пунктів ДСП-173-96) для факельних амбарів встановлена

нормативна санітарно-захисна зона роміром 300 м (підприємство ІІІ класу).

Факельні амбари призначені для спалювання газу під час проведення

продувки шлейфів свердловин при дегідратації (усунення гідратної пробки, що

утворюється внаслідок накопичення всередині трубопроводів та обладнання

суміші води та газового конденсату) та при ремонті свердловин.

Факельний амбар св. 34 Перекопівського родовища відносять до

горизонтальної факельної установки. Забруднюючі речовини, що виділяються

від факельних установок, представляють собою газоповітряну суміш продуктів

згорання і незгорілих компонентів спалюваної вуглеводневої суміші. Якісна і

кількісна характеристика викидів забруднюючих речовин визначається складом

спалюваної суміші, типом і параметрами факельної установки. Викиди в

атмосферу відбуваються при згоранні газу під час продування трубопроводів.

Сумарний час роботи одного факельного амбару не перевищує 12 год на рік.

На основі розроблених документів [15] отримано дозвіл на викиди

забруднюючих речовин в атмосферне повітря № 5924100000-18 від

01.07.2011 р., термін дії до 16.04.2019 р.

29

Рисунок 1.7 – Карта-схема району розташування факельного амбару св. 34 Перекопівського родовища

30

Таблиця 1.13 – Результати розрахунку викидів забруднюючих речовин при спалюванні газу на факельному амбарі св.34

Перекопівського родовища

Позна- чення

Найменування Формула, джерела Одиниці вимірюв.


1 2 3 4 5

– Номер джерела викиду – – 908

В Об'ємна витрата газової та газоконденсатної суміші протягом року

Вг*3600*Т м3 44301

Т Час роботи факельної установки протягом року вихідні дані год 12,00

– Геометричні параметри джерела виділення – – –

dс діаметр вихідного сопла вихідні дані м 0,089

d діаметр труби вихідні дані м 0,150

S площа перерізу труби *d2/4 м

2 0,018

hг відстань між горизонтальною віссю труби і рівнем землі вихідні дані м 1,0

la відстань від площини виходу вуглеводневої суміші із сопла до протилежної стінки амбару

вихідні дані м 5

Рг Тиск газу в газопроводі при продуванні вихідні дані МПа 2,1

час однієї продувки вихідні дані хв 30

B1пр витрата палива на продування в режимі критичного витікання (30 % від загального часу продування)

2960*S*Р* *0,3 [11] м3 988,6

B2пр витрата палива на продування в режимі докритичного витікання (70 % від загального часу продування)

1100*S*Р* *0,7 [11] м3 857,2

Bпр загальна витрата палива на продування B1пр+B2пр м3 1845,9

Вг Об'ємна витрата газової та газоконденсатної суміші Bпр/ /60 м3/с 1,03

То Температура спалюваної газової та газоконденсатної суміші вихідні дані оС 0

– Склад вуглеводневої суміші, % об.ч. – – –

[CH4]o метан вихідні дані % 76,720

[C2H6]o етан вихідні дані % 9,576

[C3H8]o пропан вихідні дані % 5,402

[C4H10]o бутан вихідні дані % 1,832

[C5H12]o пентан вихідні дані % 0,489

[C6H14]o гексан вихідні дані % 0,165

[CO2]o двооксид вуглецю вихідні дані % 2,315

[O2]o кисень вихідні дані % 0,030

[N2]o азот вихідні дані % 3,473

[H2S]о сірководень вихідні дані % 0,000

31

Продовження таблиці 1.13 1 2 3 4 5

– Вміст в спалюваній суміші, % мас.ч – – –

[CO2]m двооксиду вуглецю вихідні дані % 4,821

[нег]о Загальний вміст негорючих домішок в спалюваній суміші, % об.ч.

[CO2]o+[O2]o+[N2]o+[H2S]о % 5,82

[C]m Масовий вміст вуглецю в спалюваній суміші 12* х i о)*100/[(100-[нег]о)*М] % 75,02

Qнг Нижча теплота згорання газової та газоконденсатної суміші вихідні дані кДж/м3 38842

M Молярна маса спалюваної суміші вихідні дані кг/моль 21,131

Густина спалюваної суміші вихідні дані кг/м3 0,8812

Спс Теплоємність продуктів згорання вихідні дані кДж/(м3х

оС) 1,6341

Коефіцієнт надлишку повітря вихідні дані – 1

п Повнота згорання газової та газоконденсатної суміші вихідні дані – 0,9984

Wдж Швидкість витікання газової та газоконденсатної суміші 4*Вг/( *d2) м/с 164,8

K Показник адіабати Додаток Ж [9] – 1,3

Wзв Швидкість розповсюдження звуку в спалюваній газовій та газоконденсатній суміші

91,5*[K*(To+273)/M]0,5

м/с 375,0

Відношення швидкості витікання до швидкості звуку в газі

(при періодичних та аварійних скиданнях 0,5) Wдж/Wзв – 0,440

Gг Масова витрата спалюваної газової та газоконденсатної суміші

1000*Вг* г/с 904

Vо Стехіометрична кількість повітря для спалювання 1 м

3

вуглеводневої суміші

0,0476*{1,5[H2S]o+

(x+y/4)*[CxHy]o-[O2]o} м

3/м

3 11,011

Vпс Кількість газоповітряної суміші, отриманої при спалюванні 1 м

3 вуглеводневої суміші

1+ *Vо м3/м

3 12,011

е Частка енергії, що втрачається за рахунок випромінювання факела

0,048*(M)0,5

– 0,221

Тг Температура газоповітряної суміші, що викидається То+(Qн*(1-е)*п)/(Vпс*Cпс) 0С 1540

V Витрата газоповітряної суміші, що викидається в атмосферне повітря

B*Vпс*(273+Т)/273 м3/с 81,79

Lф Довжина факела [9] м 18,5

H Висота джерела викиду 0,707*(Lф-la)+hг м 10,5

Dф Діаметр факелу 0,14*Lф+0,49*d м 2,6

Wо Середня швидкість надходження в атмосферу газоповітряної суміші

4*V/ *Dф2 м/с 14,98

32


– Питомі викиди забруднюючих речовин – – –

qNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) табл. VIII-15 [6] г/г 0,002

qсажа сажа табл. VIII-15 [6] г/г 0,03

qCO оксид вуглецю табл. VIII-15 [6] г/г 0,25

qCH4 метан табл. VIII-15 [6] г/г 0,03

– Потужність викиду забруднюючої речовини – – –

МNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) Gг*qNO2 г/с 1,80724

Mсажа сажа Gг*qсажа г/с 27,10858

MCO оксид вуглецю Gг*qCO г/с 225,90487

MCH4 метан Gг*qCH4 г/с 27,10858

– Валовий викид забруднюючої речовини – – –

ПNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) В* *qNO2/1000 т/рік 0,07807

Пcажа сажа В* *qсажа/1000 т/рік 1,17109

ПCO оксид вуглецю В* *qСО/1000 т/рік 9,75909

ПCH4 метан В* *qСН4/1000 т/рік 1,17109

Розрахунок викидів парникових газів

Cr Масовий вміст вуглецю в паливі на робочу масу [C]m % 75,02

Qri масова нижча робоча теплота згорання палива Qнг/( *1000) МДж/кг 44,080

kC Показник емісії вуглецю палива Cr * 10

6/(Q

ri*100) г/ГДж 17019,84

C Ступінь окислення вуглецю палива с. 19 [6] – 0,995

— Показник емісії: — —

kСO2 діоксид вуглецю 3,67*kC* C г/ГДж 62150,52

kN2O оксид азоту (1) табл. Д.21 [6] г/ГДж 0,1

— Валовий викид забруднюючої речовини: — —

ECО2 діоксид вуглецю 10-6*kСО2*B*Qнг т/рік 106,94377

EN2О оксид азоту (1) 10-6*kN2О*B*Qнг т/рік 0,00017

33

Таблиця 1.14 – Викиди забруднюючих речовин факельного амбару св.34 Перекопівського

родовища

На промислових майданчиках використовується технологічне обладнання

виключно промислового виробництва, яке забезпечує нормативні значення

допустимих рівнів звукового тиску в октавних смугах частот та еквівалентних

рівнів звуку на постійних робочих місцях, що в свою чергу гарантовано

забезпечує дотримання відповідних допустимих значень шумового забруднення

на межі витриманої нормативної санітарно-захисної зони встановлених в ДСН

3.36.037-99 і ДБН В.1.1-31-2013 і наведених у таблиці 1.15.

Розрахунок та/або заміри шумового забруднення при експлуатації

обладнання промислового майданчика ГЗУ Перекопівського родовища не

проводився.

Таблиця 1.15 – Допустимі рівні звукового тиску та еквівалентні рівні звуку

Характеристика

середовища

Рівні звукового тиску (дБ) в октавних смугах з

середньогеометричними частотами, Гц

Рівні звуку,

дБА

31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000

екві-

валент-

ний

макси-

маль-

ний

Постійні робочі місця в

приміщеннях і на території

підприємств 107 95 87 84 78 75 73 71 69 80 –

Території, які безпосередньо

прилягають до житлових

будинків: в денний час

в нічний час

89

83

75

67

66

57

59

49

54

44

50

40

47

37

45

35

43

33

55

45

70

60

№ з/п Забруднююча речовина Фактичний

обсяг викидів

(т/рік) код найменування

1 06000

337 Оксид вуглецю 9,75909

2 07000

11812 Вуглецю діоксид 106,94377

3 12000

410 Метан 1,17101

03000 Речовини у вигляді суспендованих твердих частинок, в т.ч.: 1,17101

4 03000

2902 Суспендовані частинки, недиференційовані за складом 1,17101

04000 Сполуки азоту, в т.ч.: 0,07824

5 04001

301 Оксиди азоту (у перерахунку на діоксид азоту (NO + NO2) 0,07807

6 04002

11815 Азоту(1) оксид (N2O) 0,00017

Усього 119,12312

34

1.4.2 Розрахунок водоспоживання і водовідведення під час подальшої

розробки родовища

Розрахунок водоспоживання і водовідведення виконано відповідно до

вимог СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при

бурінні свердловин, видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і

нормативів”[12].

Потреба у використанні свіжої прісної води на технологічні потреби на

даному етапі експлуатації родовища не передбачена. З метою забезпечення

господарсько-питного та побутового режиму водоспоживання власним

транспортом вода в необхідних об’ємах доставляється до місця

водокористування.

Каналізаційні стоки відводяться у вигрібну яму (металева ємність

об’ємом 5 м3). З вигрібної ємності стоки вивозиться на очисні споруди м. Ромни

згідно договору №.1839-р від 13.11.2017р. з КП „Комбінат комунальних

підприємств” Роменської міської ради.

Відповідно до оптимального варіанту подальшої розробки родовища

згідно [1] передбачено здійснювати розробку родовища протягом 2017 –

2021 рр. існуючим фондом свердловин. За проектний період з родовища буде

видобуто 85,762 тис. т нафти, 52,276 млн м³ природного газу.

35

Відповідно до вимог СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при бурінні свердловин,

видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і нормативів” потребу води при видобуванні нафти розраховано згідно

базових технологічних нормативів водоспоживання.

Таблиця 1.16 Потреба води при видобуванні нафти

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

на технологічні потреби на допоміжні потреби на господарсько-питні потреби Всього

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всьо-

го

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ви

до

бу

в н

афти

тис.

то

н

м3/

10

00

то

н н

афти

− 390,0 4728,5 19,5 370,5 − 58,8 27,8 0,2 58,6 26,7 28,8 − 2,9 15,7 26,7 477,6 504,3 4756,3 22,6 444,8

85,

762

Всього за

період

розробки тис.

м3

−

33

,447

18

40

5,5

25

62

1,6

724

31

,774

82

-

5,0

428

1

2,3

841

8

0,0

171

5

5,0

256

5

2,2

898

5

2,4

699

5

-

0,2

487

1

1,3

464

6

2,2

898

5

40

,959

93

43

,249

78

40

7,9

09

8

1,9

382

2

38

,146

94

36

Водовідведення при видобуванні нафти розраховано згідно СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та

водовідведення при бурінні свердловин, видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і нормативів”.

Таблиця 1.17 Водовідведення при видобуванні нафти

Спосіб

виробництва/об'єкт

Назва

продукції

Одиниці норми

водовідведення

Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні

потреби

допоміжні потреби господарсько-питні

потреби

Всього

Видобування

нафти

тис.т нафти м3/тис.т нафти − − 36,8 36,8

85,762

Всього: тис. м3 − − 3,15604 3,15604

37

Відповідно до вимог СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при бурінні свердловин,

видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і нормативів” потребу води при видобуванні газу розраховано згідно

базових технологічних нормативів водоспоживання.

Таблиця 1.18 Потреба води при видобуванні газу

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

на технологічні потреби на допоміжні потреби на господарсько-питні потреби Всього

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всьо-

го

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ви

до

бу

в г

азу

10

0ти

с.

м3

м3/1

00

ти

с.м

3 г

азу

2,39 18,08 131,42 9,20 - 0,09 4,18 - - - 1,93 3,18 − - - 4,41 25,44 29,85 131,42 9,20 -

522,

76

Всього за

період

розробки тис.

м3

1,2

494

9,4

515

68

,701

12

4,8

093

9

-

0,0

470

5

2,1

851

4

- - -

1,0

089

3

1,6

623

8

- - -

2,3

053

7

13

,299

01

15

,604

39

68

,701

12

4,8

093

9

-

38

Водовідведення при видобуванні газу розраховано згідно базових технологічних нормативів водовідведення згідно

СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при бурінні свердловин, видобуванні нафти і газу.

Правила розроблення норм і нормативів”.

Таблиця 1.19 Водовідведення при видобуванні газу

Спосіб

виробництва/об'єкт

Назва

продукції

Одиниці норми

водовідведення

Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні

потреби

допоміжні потреби господарсько-питні

потреби

Всього

Видобування газу 100 тис м

3 м

3/100 тис м

3 11,48 4,13 2,03 17,65

522,76

Всього: тис. м3 6,00129 2,159 1,0612 9,22671

Зведені показники водоспоживання і водовідведення наведені в таблиці 1.20

Таблиця 1.20 Зведені показники водоспоживання і водовідведення

Технологічний процес Споживання свіжої води, тис. м3 Водовідведення, тис. м

3

Видобування природного газу 15,60439 9,22671

Видобування нафти 43,24978 3,15604

Разом 58,85417 12,38275

Враховуючи плановий період експлуатації родовища споживання води в рік орієнтовно становитиме 11,77083 тис. м3,

водовідведення 2,47655 тис м3.

На даному етапі експлуатації родовища для забезпечення технологічного процесу потреба у споживанні свіжої води

для технологічних потреб відсутня. Питний режим забезпечується привозною водою.

39

1.4.3 Розрахунок відходів

В процесі розробки Перекопівського родовища можливе утворення

відходів буріння свердловин, будівельного та побутового сміття (таблиця 1.21).

Таблиця 1.21 –Відходи, що можуть утворюватися на Перекопівському

родовищі

№ п/п Назва відходів за ДК 005-96 Код клас

небезпеки

1 Тара металева використана, у т.ч. дрібна(банки консервні тощо), за

винятком відходів тари, що утворилася під час перевезень 7710.3.1.07 3

2 Тара металева використана, у т.ч. дрібна 7710.3.1.07 4

3 Пісок бітумінозний та суміші на його основі некондеційні 1110.3.1.14 4

4 Матеріали обтиральні, забруднені нафтопродуктами 7730.3.1.06 4

5 Одяг захистний зіпсований, відпрацьований чи забруднений 7730.3.1.07 4

6 Взуття зношене чи зіпсоване 7710.3.1.14 4

7 Відходи комунальні змішані, у т.ч. сміття з урн 7720.3.1.01 4

Кількість утворення побутових відходів розраховано відповідно ПКМУ

№ 1070 від 10.12.2008 року. ГЗУ Перекопівського родовища перебуває один

оператор. Кількість утвореного побутового сміття становитиме:

2 х 0,35 = 0,7 кг/добу = 255,5 кг/рік.

Утворені тверді побутові відходи згідно договору №.1838-р від

13.11.2017р. з КП „Комбінат комунальних підприємств” Роменської міської

ради передаються на полігон ТПВ.

1.4.4 Радіаційне забруднення та випромінювання

З метою визначення радіаційного стану родовища силами служби

охорони навколишнього середовища та радіаційної безпеки

НГВУ "Охтирканафтогаз" проводиться радіаційний контроль об’єкту щорічно.

Дані радіаційного Перекопівського родовища наведені у таблиці 1.22.

Об’єм і параметри радіаційного обстеження визначені Програмою

радіаційного контролю, яка діє на підприємстві.

Для вимірювань використовувалась апаратура та допоміжне обладнання,

які дозволені для проведення радіаційного обстеження й мають метрологічну

атестацію:

- дозиметр-радіометр РКС-01 „СТОРА-ТУ”;

- дозиметр-радіометр МКС-07 „Пошук”.

На території Перекопівського родовища перевищення радіаційного

випромінювання не спостерігається.

40

Таблиця 1.22 - Результати вимірів гамма-випромінювання та радіаційного

забруднення Перекопівського НГКР

Найменування

об'єкта

дослідження

Потужність гамма-випромінювання, мкР/год Радіаційне

забруднення об'єкта,

Фон Територія Устатк

ування

Гирло

свердло

-вини

Пригир-

ловий

приямок

бета-

част/хв

см2

альфа-

част/хв

см2

1 2 3 4 5 6 7 8

Сверд. 1 газ. 11-12 10-14 12-17 41-51 15-19 2 н/в

Сверд. 2 нагн. 10-11 10-13 10-13 12-14 12-15 4 н/в

Сверд. 3 нагн. 9-10 10-11 13-15 12-14 13-15 3 н/в

Сверд. 4 нагн. 10-11 11-12 12-14 13-15 12-14 4 н/в

Сверд. 6 нафт. 11-12 10-12 14-18 55-58 18-21 2 н/в

Сверд. 9 нагн.

(концс.) 9-10 10-12 13-15 13-15 13-14 3 н/в

Сверд. 26 нафт. 11-12 11-12 17-19 58-65 22-23 5 н/в

Сверд. 30 нафт. 10-13 10-12 18-19 76-85 17-19 5 н/в

Сверд. 31 нафт.

(концс) 10-12 11-12 12-13 13-15 12-13 3 н/в

Сверд. 33 нафт. 11-13 10-13 18-20 12-14 11-13 3 н/в

Сверд. 34 нафт. 11-13 10-12 18-21 66-70 17-19 4 н/в

Сверд. 35 нафт.

(концс.) 9-10 11-12 13-14 13-15 12-14 3 <0,1

Сверд. 36 нафт. 10-12 11-12 12-14 13-15 12-13 3 н/в

Сверд. 37 нафт. 12-13 11-13 17-19 68-78 17-21 5 н/в

Сверд. 38 газ. 10-11 10-11 12-14 12-15 12-14 2 н/в

Сверд. 39 нафт. 10-11 12-13 19-21 74-79 19-23 9 н/в

Сверд. 40 нафт. 10-12 10-11 13-15 13-15 12-13 4 н/в

Сверд. 41 нагн. 10-11 12-13 12-14 12-14 12-14 3 н/в

Сверд. 42

нагн.(конс.) 9-13 11-13 17-19 60-74 14-19 7 н/в

Сверд. 43 водоз.

(концс.) 10-12 11-12 11-12 10-14 13-15 8 н/в

Сверд. 44 водоз.

(концс.) 10-13 12-14 11-12 9-12 11-14 6 н/в

Сверд. 45 нагн. 11-12 12-13 15-16 14-15 15-16 8 н/в

Сверд. 46 нафт. 11-12 10-11 13-14 12-14 11-12 3 н/в

Сверд. 47 водоз. 10-12 11-13 11-12 11-12 11-14 3 н/в

Сверд. 48 водоз. 11-13 11-13 12-13 12-13 10-12 2 н/в

Сверд. 49 водоз. 9-11 11-13 9-15 16-20 10-16 3 н/в

Сверд. 50 наг. 9-11 11-13 17-18 65-71 18-21 3 н/в

Сверд. 60 нафт. 11-12 11-13 13-15 12-14 12-13 3 н/в

Сверд. 61 нафт. 10-12 10-12 17-19 54-59 19-21 3 н/в

41

Загальна оцінка радіаційного стану Перекопівського родовища виконана

по наступних параметрах контролю:

– потужність дози гамма-випромінювання;

– забруднення поверхонь технологічного обладнання бета-частинками та

альфа-частинками.

Радіоекологічне обстеження й подальший аналіз його результатів,

Програми радіаційного контролю дозволяють зробити такі висновки:

1. Радіаційний стан на робочих місцях обслуговуючого персоналу

находиться на безпечному рівні і негативних змін не зафіксовано.

2. Внаслідок діяльності з видобування корисних копалин радіонукліди

природного походження можуть забруднювати внутрішні поверхні

технологічного обладнання й устаткування, що надалі може стати джерелом

додаткового опромінення персоналу.

3. Результати радіаційного контролю джерела (технологічне обладнання

та трубопроводи) свідчать, що елементи й вузли технологічного устаткування

на об’єктах Перекопівського родовища не мають підвищеного значення ПЕД.

4. Радіоактивне забруднення промислового обладнання на

Перекопівському родовищі не виявлено.

1.4.5 Вібраційне, світлове, теплове забруднення

Експлуатація видобувних свердловин у відповідності з технологічними

режимами та здійснення на промислових майданчиках виробничої діяльності у

відповідності до діючих технологічних регламентів ведення робіт не

створюють вібраційного, світлового та теплового забруднення довкілля.

2 Опис виправданих альтернатив

Перекопівське родовище відкрите в 1975 р. В промислову розробку

родовище введено – у 1987 р. і є діючим об’єктом. Станом на 01.01.2018р. з

Перекопівського родовища видобуто 3528 тис.т нафти і 1809 млн м3 нафтового

газу, 985 млн м3 вільного газу та 88 тис.т конденсату.

Перекопівське родовище знаходиться на завершальній стадії розробки.

Станом на 01.01.2018 року в розробці перебувають 2 нафтові об’єкти (В-15, В-

19) і 2 газові (Т-1, В-26 ).

З родовища отримують вуглеводні, видобуток яких технологічно

можливий і економічно доцільний під час розробки покладу із застосуванням

сучасної технології і техніки видобутку за умови додержання вимог з охорони

надр і навколишнього природного середовища, згідно всіх нормативних

документів, що контролюють державні органи та стандарти підприємства.

Згідно Уточненого проекту промислової розробки Перекопівського

родовища [1] для подальшої розробки родовища уточнено проектні

технологічні показники розробки для двох нафтових (В-15, В-19) та двох

газових (В-26, Т-1) об’єктів за базовим варіантом до 2021 р. існуючим фондом

свердловин. Альтернативи розробки Перекопівського родовища відсутні.

42

3 Опис поточного стану довкілля (базовий сценарій) та опис його

ймовірної зміни

3.1 Дані про стан атмосферного повітря

Стан атмосферного повітря в межах впливу виробничих об’єктів НГВУ

«Охтирканафтогаз» ПАТ «Укрнафта» на Перекопівському родовищі

залишається задовільним, виробничі об’єкти здійснюють незначний вплив, про

що свідчать заміри концентрацій забруднюючих речовин на межі санітарно-

захисної зони, наведені у роботі [16] (таблиця 3.1).

43

Таблиця 3.1 Результати досліджень приземних концентрацій забруднюючих речовин на межі санітарно-захисної зони ГЗУ

Перекопівського родовища за даними [16]

Дата

відбору

проби

Місце відбору проби

Метеорологічні показники навколишнього середовища

в місці відбору проби Забруднююча речовина, яка контролюється

покази

термометра, оС

відносна

вологість

повітря,

%

атмосфер-

ний тиск,

кПа

швидкість

та напрямок

руху вітру,

м/с

назва речовини

визначена

концентрація,

мг/м3

ГДК/ОБУВ,

мг/м3

сухого воло-

гого

11.03.

2015 р.

ЦВНГ № 4

ГЗУ Перекопівського

родовища

точка № 149

12,0 9,1 68,55 101,1 3,0

західний

Азоту діоксид 0,098 0,2/–

Азоту оксид 0,084 0,4/–

Вуглецю оксид 2,16 5,0/–

Метан 1,136 50/–

29.07.

2015 р.

ЦВНГ № 4

ГЗУ Перекопівського

родовища

точка № 149

25,3 23,2 84,00 96,5 2,0

західний

Азоту діоксид 0,090 0,2/–

Азоту оксид 0,063 0,4/–

Вуглецю оксид 3,01 5,0/–

Метан 12,897 –/50

44

Як видно з таблиці 3.1 фактичні концентрації забруднюючих речовин на

межі промислового майданчика ГЗУ Перекопівського родовища не

перевищують їх гранично-допустимих концентрацій. Максимальні значення у

частках ГДК зафіксовано для оксиду вуглецю – 0,602 ГДК, для диоксиду азоту

– 0,49 ГДК, для оксиду азоту – 0,21 ГДК, для метану – 0,258 ГДК.

Вищенаведене свідчить про зовсім незначний вплив промислових об’єктів на

стан атмосферного повітря. Відомості про фонові концентрації наведено у

таблиці 4.2 цього звіту.

Для факельного амбару контроль концентрацій забруднюючих речовин

на межі санітарно-захисної зони не передбачено.

У таблиці 3.2 наведено максимальні концентрації забруднюючих речовин

на межі СЗЗ за результатами проведених розрахунків розсіювання для

факельного амбару св.34 Перекопівського родовища.

Таблиця 3.2 – Результати розрахунку розсіювання забруднюючих речовин для

факельного амбару свердловини 34, згідно [15]

Забруднююча речовина Розрахункові

максимальні

концентрації

на межі СЗЗ,

в долях ГДК

код назва

клас

небез-

печності

ГДК

(ОБРД),

мг/м3

301 Азоту діоксид 2 0.2 0.36

2902 Суспендовані частинки, недиференційовані за складом 3 0.15 0.96

337 Вуглецю оксид 4 5.0 0.74

За результатами розрахунку розсіювання викидів забруднюючих речовин

з врахуванням фонового забруднення максимальні приземні концентрації

забруднюючих речовин, що включені до розрахунку, не перебільшують

нормативного значення ГДК для населених місць по всьому розрахунковому

майданчику при будь-якому напрямку вітру.

Як видно з результатів розрахунків перевищень ГДК на межі СЗЗ не

спостерігається.

3.2 Дані про стан вод

На підприємстві організовано систему локального моніторингу за станом

поверхневих та підземних вод на території родовища. Зокрема,

гідромоніторингові дослідження здійснюються відділом екології НДПІ ПАТ

«Укрнафта». Аналітичні дослідження виконувалися в лабораторії інституту, яка

акредитована на даний вид діяльності.

У спостережних свердловинах Перекопівського родовища вміст хлоридів

складає 14 – 78 мг/дм3, при цьому загальна мінералізація води становить у

св. 07 – 1046,6 мг/дм3, у св. 08 – 525,6 мг/дм

3, св. 09 – 853,9 мг/дм

3. Вмісту

нафтопродуктів у свердловинах не виявлено, що свідчить про відсутність

впливу обєктів нафтогазової промисловості на підземні водоносні горизонти.

45

У мережу спостережень на Перекопівському родовищі включено три

колодязі: в с. Перекопівка, с. Івано-Павлівка, с. Біловодське. В криниці

с. Біловодське загальна мінералізація води складає 753,7 мг/дм3. При цьому

серед аніонів переважає вміст карбонат-іону – 488,16 мг/дм3, вміст хлоридів

складає 49,63 мг/дм3, нафтопродуктів у воді не виявлено, вміст нітратів –

3,1 мг/дм3. З вищенаведеного можна зробити висновок, що води колодязя не

зазнають сутєвого техногенного впливу.

Криниця с. Івано-Павлівка. Вміст хлоридів у воді становили

921,77 мг/дм3, сульфатів 602,02 мг/дм

3, гідрокарбонатів 646,81 мг/дм

3, загальна

мінералізація води – 3255,1 мг/дм3. При цьому вміст нітратів складав більше

400 мг/дм3, що вказує на суттєвий вплив на води колодязя стоками

господарсько-побутового або сільськогосподарського походження.

Криниця на північній околиці с.Перекопівка характеризується

підвищеним вмістом гідрокарбонатів - 634,6 мг/дм3, при цьому вміст хлоридів

становить 63,18 мг/дм3, нітратів – 121,6 мг/дм

3. Високий вміст нітратів у воді

свідчить про вплив на підземні води стоків сільськогосподарського чи

господарсько-побутового походження.

Крім того, у мережу спостережень входить канал, що розташований

поблизу спостережної свердловини 08. Результати досліджень наведені у

таблиці 3.3.

46

Таблиця 3.3 Хімічний склад вод в районі Перекопівського родовища НГВУ «Охтирканафтогаз»

Код

об’єкту

Місце

відбору

проби

Дата

відбо-

ру

проби

pH

Аніони, мг/дм3 Катіони, мг/дм

3 Нафто-

проду-

кти

мг/дм3

Сухий

зали-

шок,

мг/дм3

Міне-

ралі-

зація,

мг/дм3

Жорст-

кість

мг·экв/

дм3

Гідро-

кар-

бонати

Кар-

бо-

нати

Хлори-

ди

Суль-

фати

Нітра-

ти

Каль-

цій Магній

Ка-

лій

Нат-

рій

Амо-

ній

Залізо

загаль-

не

142007

Спостережна

свердловина

07ПР

16.03.

2017 7,89 512,56 <5.0 46,08 84,3 80,16 127,68 1,4 24 2,09 <0.04 720,0 876,2 14,5

26.10.

2017 7,69 659,01 <5.0 53,17 91,6 56,11 162,94 1,4 22,4 3,4 <0.04 802,0 1046,6 16,2

142008



08ПР

16.03.

2017 7,76 475,95 <5.0 17,72 51,3 60,12 25,53 0,9 11,8 <0.05 <0.04 440,0 643,3 5,1

26.10.

2017 7,25 378,32 <5.0 14,18 <50.0 48,09 26,75 0,6 7,7 <0.05 <0.04 370,0 525,6 4,6

142009



09ПР

16.03.

2017 7,43 475,95 <5.0 49,63 <50.0 92,18 29,18 1,4 36,2 <0.05 <0.04 566,0 734,5 7,0

26.10.

2017 7,09 561,38 <5.0 77,99 <50.0 94,18 43,77 2,2 24,4 <0.05 <0.04 618,0 853,9 8,3

142306

Криниця

с.Перекопівка

північна

околиця біля

2-х поверх.

будинку

16.03.

2017 7,56 585,79 <5.0 74,45 <50.0 117,02 150,3 81,47 2,8 26,4 <0.1 <0.05 <0.04 806,0 1011,2 14,2

24.10.

2017 7,09 634,6 <5.0 63,18 98,76 121,6 144,28 76,6 1,9 22,1 <0.1 <0.05 <0.04 772,0 1041,4 13,5

142313

Криниця

с.Іваново-

Павлівка

(с.Біловоди)

16.03.

2017 7,22 439,34 <5.0 1006,86 155 >400 612,24 212,8 144 384 <0.1 <0.05 <0.04 2810,0 2954,2 48,5

24.10.

2017 6,78 646,81 <5.0 921,77 602,02 >400 671,34 200,64 52 160,5 <0.1 <0.05 <0.04 2930,0 3255,1 50,0

142331

Криниця

с.Біловодське

навпроти

автозупинки

16.03.

2017 7,38 390,52 <5.0 88,63 87,14 2,46 112,22 37,69 1,2 26,8 <0.1 <0.05 <0.04 650,0 744,2 8,7

24.10.

2017 7,23 488,16 <5.0 49,63 64,5 3,1 88,17 44,99 0,8 17,4 <0.1 0,15 <0.04 554,0 753,7 8,1

142401

Канал біля

спост.свердло

вини №8

16.03.

2017 7,35 305,1 <5.0 269,44 37,9 <0.5 86,17 30,4 14,2 246 0,19 <0.05 <0.04 862,0 989,2 6,8

24.10.

2017 7,18 378,32 <5.0 450,25 32,4 0,83 104,2 46,2 10,3 142 2,57 0,24 <0.04 1004,0 1163,7 9,0

47

3.3 Дані про стан ґрунтового покриву

Експлуатація видобувних свердловин у відповідності з технологічними

регламентами не впливає на стан грунтового покриву. Спостереження за

станом грунтового покриву в межах Перекопівського родовища не

проводиться.

У випадку встановлення необхідності проведення постпроектного

моніторингу, спостереження за станом грунтового покриву на родовищі може

проводитися лабораторією моніторингу вод та грунтів НДПІ ПАТ «Укрнафта»

(свідоцтво про атестацію лабораторії наведено в додатку Д) чи іншою

спеціалізованою організацією.

3.4 Прогноз зміни стану довкілля без здійснення планованої

діяльності

Перекопівське родовище є діючим об’єктом з видобування корисних

копалин, промислова розробка якого ведеться із 1987 року. При цьому, з

початку експлуатації на родовищі пробурені 31 свердловина. На даний час в

розробці перебувають 2 нафтові об’єкти (В-15, В-19) і 2 газові (Т-1, В-26 ).

Відповідно до вибраного оптимального варіанту розробки родовища

заплановано розробку родовища існуючим фондом свердловин. Виходячи з

даних попередніх розділів, результатів замірів, тривалий період видобування

нафти і газу на родовищі не призвів до суттєвого забруднення чи деградації

компонентів довкілля. Без подальшої експлуатації родовища показники якості

довкілля скоріш за все залишаться на рівні даних наведених у таблицях 3.1-3.3.

4 Опис факторів довкілля, які ймовірно зазнають впливу з боку

планованої діяльності

4.1 Опис загального стану атмосферного повітря

Клімат району помірно-континентальний, теплий. Середньорічна

температура становить плюс 6,7 °С. Зими холодні, літо вологе, тепле.

Пересічна дата появи снігового покриву 15 – 25 листопада. Повністю

сходить сніговий покрив, в середньому, наприкінці березня. Опади в районі випадають переважно у вигляді дощу. Річна кількість

опадів досягає 628 мм, з них у теплий період року (квітень – жовтень) випадає

близько 65 %, решта у холодний (листопад – березень). Осінньо-зимовий період триває 4 – 5 місяців. Середня глибина промерзання ґрунту становить 1,0 м.

Кліматичну характеристику і коефіцієнти, які визначають умови розсіювання шкідливих речовин в повітрі, надано Сумським обласним центром з гідрометеорології (лист № 05-53,3/82 від 31.03.2010 р.) і наведено в таблиці 4.1 (додаток Б).

48

Таблиця 4.1 – Кліматологічна характеристика і коефіцієнти Назва показників Величина

Коефіцієнт “А”, який відповідає несприятливим метеорологічним умовам, при

яких концентрація шкідливих речовин в атмосферному повітрі максимальна 200

Середня максимальна температура зовнішнього повітря найтеплішого місяця, °С + 24,3

Середня мінімальна температура зовнішнього повітря найхолоднішого місяця, °С - 4,2

Коефіцієнт, який враховує вплив рельєфу місцевості 1

Середня річна “роза” вітрів, %

Пн

Пн-Сх

Сх

Пд-Сх

Пд

Пд-Зх

Зх

Пн-Зх

10,7

9,7

16,0

9,4

11,8

12,1

16,9

13,4

Швидкість вітру, повторення перевищення якої складає 5% і більше, м/с 10 – 11

Максимальна зареєстрована швидкість вітру, м/с 28

Переважаючий напрям вітру західний

Фонові концентрації основних забруднюючих речовин, які

характеризують стан забруднення атмосфери в районі Перекопівського

родовища, надано Головним управлінням Держсанепідслужби у Сумській

області (висновок державної санітарно-епідеміологічної експертизи від

23.09.2015р. № 05.03.02-07/43499) і наведено в таблиці 4.2 (додаток В).

Таблиця 4.2 – Фонові концентрації забруднюючих речовин Забруднююча речовина Фонові

концентрації,

мг/м3

ГДК ,

мг/м3 Сф в частках ГДК

Код Найменування

1 2 3 4 5

143

Марганець і його

сполуки ( у

перерахунку на

двоокис марганцю)

0,004 0,01 0,4

301 Азоту діоксид 0,08 0,2 0,4

304 Азоту оксид 0,16 0,4 0,4

337 Оксид вуглецю 2,0 5,0 0,4

342

Фтористі сполуки

газоподібні (фтористий

водень,

чотирифтористий

кремній) у

перерахунку на фтор

0,008 0,02 0,4

343


добре розчинні

неорганічні ( фторид

натрію,

гексафторсилікат

натрію) у перерахунку

на фтор

0,012 0,03 0,4

49


402 Бутан 80 200 0,4

2752 Уайт-спіріт 0,4 1,0 0,4

10304 Пропан 26 65 0,4

2754 Вуглеводні граничні

С12-С19 0,4 1 0,4

123 Заліза оксид ( у

перерахунку на залізо) 0,016 0,04 0,4

403 Гексан 24 60 0,4

405 Пентан 40 100 0,4

410 Метан 20 50 0,4

616 Ксилол 0,08 0,2 0,4

344


погано розчинні

неорганічні (фторид

алюмінію,

гексафторалюмінат

натрію)

0,08 0,2 0,4

328 Сажа 0,06 0,15 0,4

10305 Етан 26 65,0 0,4

330 Сірчистий ангідрид 0,2 0,5 0,4

402 Бутан 80 200 0,4

Наведені фонові показники вказують на задовільний стан атмосфери.

4.2 Опис загального стану водного середовища

4.2.1 Поверхневі води

В орогідрографічному відношенні район родовища являє собою

слабохвилясту рівнину з розвинутою мережею річкових долин, байраків і

балок. Розташований він на лівому березі р. Дніпро. З його притоками Сула,

Ромен, Олава, Дедюківка пов’язаний ряд мілких рік і річок. Береги їх

асиметричні: праві – круті, ліві – низькі. Долини рік добре відпрацьовані, мають

широкі тераси. Пойми рік сильно заболочені.

4.2.2 Підземні води

Гідрогеологічні умови Перекопівського родовища визначаються його

приуроченістю до північної прибортової зони ДДз – зони інтенсивного розвитку

великих розломів і зчленування з Воронезьким кристалічним масивом. В

осадовому чохлі родовища по фізико-хімічній характеристиці, гідродинамічних

особливостях і умовах залягання виділяють шість водоносних комплексів:

кайнозойський, крейдовий, середньоюрський, тріасовий, нижньопермський,

верхньо-, середньо- та нижньокам’яновугільні.

50

У верхній частині осадового розрізу - зоні дуже активного водообміну -

залягає водоносний комплекс кайнозою і сеноман-нижньокрейдових відкладів

мезозою. Мінералізація вод не перевищує 1 г/дм3. Склад їх гідрокарбонатний,

кальцієво-натрієвий. Цей же комплекс містить водоносні горизонти крейдових

відкладів. Води прісні і слабосолонуваті з мінералізацією від 0,5 г/дм3 до

3,0 г/дм3, гідрокарбонатно-натрієві, натрієво-кальцієві, інколи з підвищеним

вмістом заліза. Нижче за розрізом знаходиться водоносний комплекс середньої

юри, який включає в себе зону повільного водообміну. Води солонуваті,

гідрокарбонатні, кальцієво-натрієві із загальною мінералізацією до 10 г/дм3.

Ще нижче, у водоносному комплексі середнього карбону, води із загальною

мінералізацією до 247 г/дм3 належать до хлоркальцієвого типу.

Водоносні комплекси палеозою вміщують у себе зони утрудненого і дуже

утрудненого водообміну. До них в ДДз відносяться водоносні комплекси

нижньої пермі, верхнього, середнього та нижнього карбону, а також девону.

Водоносний комплекс нижньої пермі та верхнього карбону пов'язаний з

піщано-алевролітовими шарами товщиною від 1 м до 30 м і включає до 10-12

водоносних горизонтів. Води високонапірні. Виміряні пластові тиски близькі

до умовного гідростатичного і дорівнювали 18-20 Мпа.

Водоносний комплекс середнього карбону, який представлений

теригенно-карбонатною товщею московського та башкирського ярусів, залягає

в інтервалі глибин 2770-3500 м. Водоносні горизонти цього комплексу

розділені з вищезалягаючою глинистою пачкою порід товщиною 100-150 м, яка

включає в себе і окремі малопотужні піщано-алевролітові шари. Пластові тиски

в середньому на 6% перевищували умовно гідростатичні. Води комплексу із

загальною мінералізацією до 247 г/л належать до хлоркальцієвого типу.

Пластова температура складає від 60ºС до 75ºС.

Наступним і найбільш глибокозалягаючим водоносним комплексом є

нижньокам’яновугільний з горизонтами візейського та турнейського ярусів, з

якими пов’язані поклади нафти та газу. Пластові води горизонтів В-15 і В-16 за

хімічним складом віднесені до хлоркальцієвого типу із загальною

мінералізацією від 213 г/дм3 до 250 г/дм

3. Ступінь метаморфізації дорівнює

0,79 – 0,81, коефіцієнт сульфатності – 0,22. Серед мікроелементів у сольовому

складі присутній йод (до 10 мг/дм3) і бром (209 мг/дм

3).

Води горизонту В-18, які отримані тільки у св. 2, належать до

хлоркальцієвого типу із загальною мінералізацією 268 г/дм3. Значення ступеня

метаморфізації та коефіцієнту сульфатності набагато нижчі одиниці. Вміст

компонентів йоду і брому рівний 21,16 мг/дм3 і 106,56 мг/дм

3 відповідно. У

пластовій воді виявлена присутність бору до 18,52 мг/дм3.

Води нафтоносного підгоризонту В-19в належать до хлоркальцієвого

типу із загальною мінералізацією до 270 г/дм3 і густиною при стандартних

умовах менше 1190 кг/м3. Значення ступеня метаморфізації та коефіцієнту

сульфатності, як і для вод горизонту В-18, значно нижчі одиниці. Серед

мікроелементів присутні йод, бром та бор.

Пластові води підгоризонту В-19н за хімічним складом і властивостями

однотипні з водами вищезалягаючих горизонтів В-18 і В-19в. Відносяться вони

51

до хлоркальцієвого типу. Загальна мінералізація складає від 227 до 296 г/дм3 з

густиною від 1180 до 1195 кг/м3. Ступінь метаморфізації та коефіцієнт

сульфатності не перевищують одиниці. Серед мікроелементів у сольовому

складі присутні йод і бром в кількості до 10 мг/дм3 і 170 мг/дм

3 відповідно.

Пластові води горизонту В-20 відносяться до хлоркальцієвого типу із

загальною мінералізацією від 250 до 257 г/дм3. Ступінь метаморфізації та

коефіцієнт сульфатності не перевищують одиниці. У сольовому складі

присутні йод (до 11 мг/дм3) і бром (до 230 мг/дм

3).

Пластові води горизонту В-26 на Перекопівському родовищі зовсім не

вивчалися у зв’язку з тим, що жодна із свердловин не розкрила горизонт у

законтурній області.

Пластові води горизонту Т-1 належать до хлоркальцієвого типу з

мінералізацією 310 г/дм3, ступінню метаморфізації від 0,59 до 0,77,

коефіцієнтом сульфатності від 0,12 до 0,48. У водах наявний бром в кількості

до 230 мг/дм3, йод – до 22,0 мг/дм

3 та бор – до 22 мг/дм

3.

Води турнейських відкладів близькі до вод нижньокам’яновугільного

гідрогеологічного комплексу. Всі вони належать до хлоркальцієвого типу, з

високою ступінню метаморфізації. Характеризуються дуже низькою

сульфатністю та значною мінералізацією.

4.3 Опис ґрунтового покриву

Ґрунтовий покрив у районі розташування родовища сформувався завдяки

таким факторам: рослинності, яка проростала в даному місці,

геоморфологічним особливостям місцевості, геологічній будові (материнській

породі), кліматичним умовам та гідрологічним особливостям. Так, на

вододільних ділянках розвинуті типові чорноземи. У знижених місцях (балках)

зустрічаються лучно-чорноземні ґрунти, які сформувалися в умовах

атмосферного та ґрунтового зволоження.

Типові чорноземи, що поширені в районі, відзначаються високою

родючістю [18].

Верхній горизонт рослинного покриву типових чорноземів до глибини

0,4 м – гумусовий горизонт темно-сірого до чорного кольору, пухкий. З

глибини 0,4 м горизонт карбонатний, має підвищену щільність і зернисто-

грудкувату структуру.

Значення водневого показника (рН) в гумусованому горизонті –6,8-7,2

(кислотність нейтральна), а з глибиною значення рН збільшується.

Материнською породою при утворенні типових чорноземів послужили

лесові породи – суглинки карбонатні, для яких характерним є високий вміст

фосфору та калію.

Чорноземи утворилися внаслідок розвитку дернового ґрунтотворного

процесу. Для них характерна нейтральна (рН=6,9-7,2) або слаболужна (рН=7,2-

7,5) реакція ґрунтового середовища та розвиток потужного гумусового

горизонту. Серед інших ґрунтів вони різко відрізняються природною

родючістю, властивостями та будовою ґрунтового профілю. Дерновий процес

52

ґрунтоутворення відбувається під покривом лучно-степової рослинності. На

поверхню та в метрову товщу ґрунту надходить значна частина органічних

решток та зольних речовин, їх розкладання відбувається за участю мікрофлори,

мікро- та мезофауни. Наявність у карбонату кальцію у породі та в профілі

ґрунту є причиною насичення ґрунтового поглинального комплексу (ГПК

Отже, гумус у чорноземах майже нерухомий, він закріплюється на місці свого

утворення, тобто розвивається акумулятивний процес нагромадження гумусу. )

обмінним кальцієм, який сприяє нейтралізації кислих продуктів розкладання

органічної речовини та закріпленню гумусових речовин. При цьому чорноземи

набувають сприятливих водно-фізичних і фізико-механічних властивостей.

Профіль чорноземів простий, він формується за гумусово-акумулятивним

типом розподілу речовин. Верхній гумусовий горизонт має рівномірне темно-

синє забарвлення, у вологому стані майже чорне. Він поступово переходить у

темно-сірий з буруватим відтінком горизонт (Нр), де є ледь виражені ознаки

ґрунтотворної породи. Із глибиною поступово гумусність зменшується,

забарвлення гумусного горизонту стає сірим з жовтувато-бурим відтінком – це

горизонт РН, потім горизонт Рh, а нижче знаходиться материнська порода Р.

Ґрунтовий збиральний комплекс чорноземів насичений здебільшого

катіонами кальцію та магнію (відношення Ca2+

:Mg2+

– 7–6:1), що сприяє

утворенню агрономічно цінної структури.

Чорноземні ґрунти широко представлені на території України. Вони

розвиваються під степовою та різнотравно-степовою трав’янистою

рослинністю. В профілі чорноземів виділяється потужний темнозабарвлений

гумусний або гумусно-акумулятивний шар (35-150 см), котрий містить значну

кількість гумусу (250 – 700 т/га). Чорноземи класифікують на види:

а) по потужності гумусового шару:

– малопотужні (<40 см);

– середньопотужні (40-80 см);

– потужні (80-120 см);

– надпотужні (>120 см).

б) по вмісту гумусу:

– малогумусні (слабогумусовані) (<6 %);

– середньогумусні (6-9 %);

– високогумусні (>9 %).

Збагаченість чорноземів гумусом, інтенсивна міграція біогенного кальцію

визначають їх сприятливі фізико-хімічні властивості. Це в першу чергу висока

ємність поглинання (включаючи і токсичні речовини), насиченість

поглинального комплексу основами, нейтральна реакція верхніх горизонтів і їх

висока буферність. В складі обмінних катіонів головна роль належить кальцію.

Магній складає 15-20 % від суми. В опідзолених чорноземах в поглинальному

ґрунтовому комплексі присутній водень, а гідролітична кислотність може

досягати помітних величин (5-7 мг-екв.).

Фізичні і водно-фізичні властивості чорноземів в значній мірі

визначаються високим вмістом в них гумусу, потужністю гумусових горизонтів

і хорошою структурованістю. Тому чорноземи характеризуються

53

сприятливими фізичними і водно-фізичними властивостями: рихлим

складанням в гумусовому шарі, невеликою об’ємною масою, високою

вологоємкістю і доброю водо проникливістю.

Завдяки хорошій оструктуреності чорноземів, їх об’ємна вага в

гумусовому горизонті невисока і коливається в межах від 1 до 1,22 г/см3

і

тільки в під гумусових горизонтах вона зростає до 1,4 -1,5 г/см3

. Об’ємна вага

може помітно збільшуватись в вилужених ілювіальних горизонтах опідзолених

чорноземів.

Питома вага чорноземів в верхніх горизонтах не є високою і становить

2,4 – 2,5 г/см3

. Це обумовлено великим вмістом гумусу в верхніх горизонтах

ґрунту. В під гумусових горизонтах і в породі питома вага ґрунту зростає до

2,55 – 2, 65 г/см3 .

Чорноземи мають темне забарвлення. Завдяки йому вони добре

поглинають променеву енергію і тривалий час зберігають тепло.

В гумусному горизонті в зв’язку з неоднорідністю забарвлення

органічною речовиною розрізняють два самостійні горизонти: верхній – з

найбільшим вмістом гумусу (горизонт А) і нижній (аж до гумусових затікань)

– перехідний горизонт (В1). Перехід в горизонт В1 поступовий і

характеризується появою коричневого відтінку в забарвленні, який донизу

відчутно посилюється. Горизонт гумусових затікань виділяють в самостійний

горизонт (В2) .

Нижче гумусового шару, часто захоплюючи і горизонт гумусових

затікань, залягає горизонт максимального скупчення карбонатів – карбонатно-

ілювіальний горизонт, котрий поступово переходить в породу.

Характерною ознакою чорноземних ґрунтів є зерниста і грудкувата

структура гумусного горизонту, яка особливо чітко виражена в підорній

частині горизонту А.

У силу кліматичних умов та особливостей рельєфу місцевості такі

процеси як розвиток ерозії, ярів, зсувів, території на родовищі мало

ймовірні.

В долинах річок проходять процеси періодичного заболочування,

інтенсивність яких залежить від сезону року і кількості атмосферних опадів.

4.4 Опис стану рослинного покриву

Територія Роменського району знаходиться в межах лісостепової зони

Середньодніпровської підпровінції Східноєвропейської лісостепової провінції.

В травостої лучних степів поширені ковил волосистий, типчак, гадючник,

шавлія лучна, конюшина гірська та інші. На вологих луках, що приурочені до

нижніх частин схилів балок, лісових галявин, поширені ценози пахучої трави

звичайної, тонконога лучного та костриці лучної. Різнотравну основу їх

складають королиця, дзвоники розлогі, конюшина лучна тощо. У пласких

зниженнях і улоговинах з багатими дерновими ґрунтами розпінаються злаково-

різнотравні луки. Для рівнинних ділянок центральної заплави з багатими

дерново-лучними ґрунтами характерні високопродуктивні луки з пануванням

54

костриці лучної, тимофіївки лучної, лисохвоста лучного, з якими поєднуються

численні бобові — конюшини лучна, гібридна та повзуча, чина лучна, горошок

мишачий, із різнотрав'я — оман британський, любочки осінні. У більш вологих

умовах зустрічаються жовтець їдкий, рутвиці проста і блискуча, плакун

верболистий, чихавка звичайна.

На території Перекопівського родовища відсутні об’єкти природно -

заповідного фонду (Додаток З).

4.5 Опис стану тваринного світу

Тваринний світ у районі представлений степовими формами. Тут

водяться сіра полівка, тушканчик великий, хом’ячок сірий, лісові миші –

звичайна і жовтогорла, чагарникова полівка, миша степова, горішкова і лісова

соні, кажан, тхір звичайний, борсук, кріт звичайний, бурозубка. Хребетних

тварин у даному районі налічується до 142 видів. Найбільш помітними і

чисельними представниками тваринного світу є птахи. Тут зустрічаються

куріпка сіра, перепілка, ракша, грак, сорока, іволга, голуб-синяк, горлиця,

строкаті дятли, лелека білий, кібчик, сорокопуди. Плазуни представлені такими

видами: мідянка, вужі, повзучий полоз, болотна черепаха, ящірка (прудка,

живородяща і зелена) та інші. Із земноводних поширені жаба ставкова, квакша

та тритон звичайний і гребенястий. Характерні наземні молюски з родів

транкатуліна, слимак, геліцела. З комах особливо характерними є шкідливі

комахи, такі як озима совка, буряковий довгоносик, кравчик, хрущ західний,

хлібна жужелиця, гессенська муха, мармуровий і волосатий хрущі, жук-носоріг,

різні види коваликів, бронзівок; з метеликів – білани, переливниця, пістряки,

сатурнії, різні совки; з перетинчастокрилих – дикі бджоли, оса звичайна,

шершень, комарі довгоносики, комарі звичайні, ґедзі та інші. Тваринний світ,

відзначаючись значним видовим різноманіттям, в той же час характеризується

відносно незначною кількістю особин в кожній із популяцій того чи іншого

виду.

5 Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої


5.1 Оцінка ризику впливу планованої діяльності на виробничих

майданчиках на здоров’я населення

Оцінка ризику впливу планованої діяльності на виробничих майданчиках

на здоров’я населення від забруднення атмосферного повітря проводиться

відповідно до методичних рекомендацій [1Ошибка! Источник ссылки не

найден.].

Для характеристики ризику розвитку неканцерогенних ефектів

найчастіше використовують два показники: максимальна недіюча доза і

мінімальна доза, що викликає пороговий ефект.

55

Дані показники є основою для установлення рівнів мінімального ризику –

референтних доз (RfD) і концентрації (RfC). Перевищення референтної дози не

обов’язково пов’язане із розвитком шкідливого ефекту, але чим вища доза

впливу і чим більше вона перевищує референтну, тим більша імовірність його

виникнення, однак оцінити цю імовірність за даного методичного підходу

неможливо. У зв’язку з цим кінцевими характеристиками оцінки експозиції на

основі референтних доз і концентрацій є коефіцієнти (HQ) та індекси (HI)

небезпеки. Якщо референтна доза не перевищена, то ніяких регулюючих

втручань не потрібно. У випадку, коли вплив речовини перевищує (RfD),

виникає небезпека, величину якої можна оцінити лише за допомогою вивчення

залежності „доза-відповідь” та спектра шкідливих ефектів.

Характеристику ризику розвитку неканцерогенних ефектів за

комбінованого впливу хімічних речовин проводять на основі розрахунку

індексу небезпеки (НІ) за формулою:

iHI HQ , (5.1)

де HQi – коефіцієнти небезпеки для окремих компонентів суміші

хімічних речовин, що впливають.

За інгаляційного надходження розрахунок коефіцієнта небезпеки можна

здійснювати за формулою:

i

i

CHQ

RfC, (5.2)

де HQi – коефіцієнт небезпеки впливу і-тої речовини;

Сі – рівень впливу і-тої речовини, мг/м3;

RfC – безпечний рівень впливу, мг/м3.

Для речовин, для яких не встановлено безпечно референтну

концентрацію, приймається значення середньодобової граничнодопустимої

концентрації (ГДК) або орієнтовних безпечних рівнів діяння (ОБРД).

Критерії для характеристики коефіцієнта небезпеки наведено у

таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 – Критерії неканцерогенного ризику

Характеристика ризику Коефіцієнт

небезпеки (HQ)

Ризик виникнення шкідливих ефектів розглядають як зневажливо малий < 1

Гранична величина, що не потребує термінових заходів, однак не може

розглядатися як досить прийнятна = 1

Імовірність розвитку шкідливих ефектів зростає пропорційно

збільшенню коефіцієнту небезпеки (HQ) > 1

56

Відповідно до [20] на промислових майданчиках відсутні виробничі

процеси і речовини у викидах забруднюючих речовин в атмосферне повітря від

стаціонарних джерел із доведеною або вірогідною канцерогенністю для

людини.

Для розрахунку середньорічних концентрацій забруднюючих речовин на

межі нормативної (встановленої) санітарно-захисної зони використовувався

програмний комплекс "EOL+" версія 5.23 (WINDOWS), розроблений Київським

КБСП "ТОПАЗ" і рекомендований для використання Мінприроди України.


Вихідні дані для розрахунку оцінки ризику на здоров’я населення

відповідно до [4]. Результати розрахунку ризику розвитку неканцерогенних

ефектів приведені в таблиці 5.2.

Ризик розрахований для загальнопоширених забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі відповідно до Додатку 1 "Порядку організації та

проведення моніторингу в галузі охорони атмосферного повітря"

затвердженого постановою КМУ № 343 від 09.03.1999 р.

Таблиця 5.2 – Результати розрахунку ризику розвитку неканцерогенних

ефектів

Назва забруднюючої речовини

Максимальна

середньорічна


C, мг/м3

Референтна

(безпечна)


RfC , мг/м3

Середньо-

добова

ГДК, мг/м3

Коефіцієнт

небезпеки,

НQі

Оксиди азоту (оксид та діоксид

азоту) у перерахунку на діоксид

азоту

0,0012 0,04 – 0,03

Оксид вуглецю 0,0015 – 3,0 0,0005

Пил неорганічний, який містить

двоокис кремнію у %: 70-20

(ш.ц.) 0,0000017 – 0,1 0,000017

Аерозоль лакофарбових

матерiалiв 0,0000055 – 0,01* 0,00055

* – для речовин, для яких середньодобова концентрація не встановлена, у розрахунку,

згідно з ОНД-86 [Ошибка! Источник ссылки не найден.], прийнята

концентрація рівна 0,1 максимально-разової граничнодопустимої концентрації

даної речовини або орієнтовно безпечного рівня діяння.

Коефіцієнти небезпеки свідчать, що ризик виникнення шкідливих ефектів

розглядають як зневажливо малий.


Вихідні дані для розрахунку оцінки ризику на здоров’я населення

відповідно до [4]. Результати розрахунку ризику розвитку неканцерогенних

ефектів приведені в таблиці 5.3.

57

Таблиця 5.3 – Результати розрахунку ризику розвитку неканцерогенних

ефектів

Назва забруднюючої речовини

Максимальна

середньорічна


C, мг/м3

Референтна

(безпечна)


RfC , мг/м3

Середньо-

добова

ГДК, мг/м3

Коефіцієнт

небезпеки,

НQі

Оксиди азоту (оксид та діоксид

азоту) у перерахунку на діоксид

азоту

0,00005 0,04 – 0,00125

Оксид вуглецю 0,0062 – 3,0 0,00207

Суспендовані частинки,

недиференційовані за складом 0,00075 0,1 – 0,00750

Коефіцієнти небезпеки свідчать, що ризик виникнення шкідливих ефектів

розглядають як зневажливо малий.

5.2 Оцінка соціального ризику планованої діяльності

Соціальний ризик планованої діяльності визначається у відповідності до

Додатку И ДБН А.2.2-1-2003 "Склад і зміст матеріалів оцінки впливів на

навколишнє середовище (ОВНС) при проектуванні і будівництві підприємств,

будинків і споруд" як ризик для групи людей, на яку може вплинути

впровадження об’єкта господарської діяльності, з урахуванням особливостей

природно-техногенної системи.

Класифікація рівнів соціального ризику наведена у таблиці 5.4.

Таблиця 5.4 – Класифікація рівнів соціального ризику

Рівень ризику Ризик протягом

життя

Неприйнятний для професійних контингентів і населення > 10-3

Прийнятний для професійних контингентів і неприйнятний для

населення від 10

-3 до 10

-4

Умовно прийнятний від 10-4

до 10-6

Прийнятний < 10-6

Оціночне значення соціального ризику (Rs) визначається за формулою:

1s a u p

NR CR V N

T, (5.3)

де Rs – соціальний ризик, чол/рік;

СRa – канцерогенний ризик комбінованої дії декількох забруднюючих

атмосферу канцерогенних речовин, який визначається за

наведеним вище, або, як в нашому випадку, при відсутності у

викидах речовин із доведеною або вірогідною канцерогенністю

для людини приймається рівним 1·10-6

, безрозмірний;

Vu – уразливість території від прояву забруднення атмосферного повітря,

що визначається відношенням площі, віднесеної під об'єкт

господарської діяльності, до площі об'єкта з санітарно-захисною

58

зоною, частки одиниці;

N – чисельність населення, чол., що визначається:

а) за даними мікрорайону розміщення об'єкта, якщо такі є у

населеному пункті;

б) за даними усього населеного пункту, якщо немає мікрорайонів,

або об’єкт має містоутворююче значення;

в) за даними населених пунктів, що знаходяться в зоні впливу

об’єкта проектування, якщо він розташований за їх межами;

T – середня тривалість життя (визначається для даного регіону або

приймається 70 років), чол./рік;

Np – коефіцієнт, за відсутності зміни кількості робочих місць, як в

нашому випадку, приймається рівним 0.


Оціночне значення соціального ризику здійснення планованої діяльності

на ГЗУ Перекопівського родовища:

66 10897,070

1082

313365

18184101sR ,


СRa – приймаємо рівним 1·10-6


Vu – а) площа, яка віднесена під промисловий майданчик, 18184 м2;

б) площа об’єкта з санітарно-захисною зоною складає 313365 м2;

N – чисельність населення с.Марківське та с.Біловод (найближчої житлової

забудови) за даними Інтернет ресурсів, складає 1082 чол.;

T – приймаємо 70 років, чол./рік;

Np – приймаємо рівним 0.

Значення рівня соціального ризику планованої діяльності – менший 10-6

–

прийнятний.


Оціночне значення соціального ризику здійснення планованої діяльності

від факельного амбару св.34 Перекопівського родовища:

66 100077,070

1530

282743

100101sR ,


СRa – приймаємо рівним 1·10-6


Vu – а) площа, яка віднесена під промисловий майданчик, 100 м2;

б) площа об’єкта з санітарно-захисною зоною складає 282743 м2;

N – чисельність населення с.Перекопівка за даними Інтернет ресурсів,

складає 1530 чол.;

T – приймаємо 70 років, чол./рік;

Np – приймаємо рівним 0.

Значення рівня соціального ризику планованої діяльності – менший 10-6

–

прийнятний.

59

6 Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки

впливів на довкілля

З метою оцінки впливу на довкілля використано дані аналогічних

нафтогазових об’єктів. Крім того, для оцінки впливу на довкілля використано

методи, які описані в методиках, що перелічені нижче:

Розрахунок ризиків планової діяльності – згідно додатків И та Ж ДБН

А.2.2-1-2003 Склад і зміст матеріалів оцінки впливів на наколишнє середовище

(ОВНС) при проектуванні і будівництві підприємств, будинків і споруд.

Основні положення

Розрахунок викидів забруднюючих речовин – згідно методик:

- Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. Расчет содержания

вредных веществ и их распределение в воздухе. Справ. изд. – М.:Химия, 1991.

- Сборник методик по расчету содержания загрязняющих веществ в

выбросах от неорганизованных источников загрязнения атмосферы. – Донецк:

УНЦТЭ, 1994.

- Збірник показників емісії (питомих викидів) забруднюючих речовин в

атмосферне повітря різними виробництвами, т.1, 2 – Донецьк, 2004.

- Методика розрахунку технологічних втрат газу в процесах

видобутку, підготовки і транспортування. Затверджено наказом Міністерства

палива та енергетики України.

- Методика розрахунку викидів забруднюючих речовин та парникових

газів у повітря від транспортних засобів, затверджена наказом держкомстату

№ 452 від 13.11.2008 року.

- Збірник методик розрахунку викидів в атмосферу забруднюючих

речовин різними виробництвами. Гідрометеовидав, 1986.

Розрахунок концентрацій забруднюючих речовин на межі санітарно-

захисної зони:

- ОНД-86 Держкомгідромет Методика розрахунку концентрацій в

атмосферному повітрі шкідливих речовин, які містяться у викидах

підприємства.

Розрахунок водоспоживання і водовідведення:

- СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при

бурінні свердловин, видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і

нормативів”.

7 Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання,

відвернення, уникнення, зменшення, усунення значного негативного

впливу на довкілля

Під час видобування нафти і газу:

- заходи по ліквідації аварійних розливів пластових флюїдів;

- обвалування території технологічних майданчиків та свердловин;

- контроль за герметичністю і технічним станом обладнання;

60

- пофарбування зовнішньої поверхні обладнання променевідбиваючими світлими

фарбами;

- встановлення дихальних і запобіжних клапанів для підтримання безпечного рівня

тиску у резервуарах;

- контроль вмісту забруднюючих речовин у викидах технологічних майданчиків;

- проведення систематичного контролю герметичності клапанів, сальників,

фланців;

- проведення моніторингу стану поверхневих, підземних вод, грунтів,

атмосферного повітря.

Родовище обладнане і має весь комплекс необхідних комунікацій та

установок для збору, підготовки і внутрішньопромислового транспорту нафти і

газу. Технологічна схема збору, промислової підготовки нафти повністю

герметизована. В робочому технологічному процесі виділення забруднюючих

речовин мінімальне і обумовлене технічними можливостями сучасного

нафтопромислового обладнання, яке використовується на об’єктах.

Змінення технології ведення робіт на промислових майданчиках, заміни

технологічного обладнання, зміни його потужності або інших параметрів, які

можуть впливати на довкілля, не передбачається.

Відшкодування, плата за користування, викиди забруднюючих речовин,

рентна плата та плата за будь-які відхилення від дозволених норм проводиться

згідно діючого законодавства. Такі розрахунки проводяться на основі

спеціально затверджених методик згідно встановлених тарифів. Зокрема, в

проектах передбачається оплата видатків на компенсацію вартості втрат

сільськогосподарського виробництва, пов'язаних з відведенням в оренду земель

та оплата вартості недоодержаних доходів, пов'язаних з тимчасовим зайняттям

земель витрати на проведення біологічної рекультивації. Також буде

проводитися сплата екологічного податку.

8 Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на

довкілля

Як показують результати проведеної оцінки впливу на довкілля, значного

негативного впливу на довкілля в результаті видобування вуглеводнів на

Перекопівському родовищі при дотриманні технічних і технологічних

нормативів, нормативно-правових документів не очікується.

Суттєвий вплив на довкілля можливий лише в результаті виникнення

аварійних ситуацій.

Комплекс технологічних, технічних, організаційних рішень, забезпечує

надійну безаварійну роботу технологічних об’єктів на родовищі. Проектні

рішення забезпечують високий ступінь надійності функціонування

технологічних споруд.

Оцінювання можливості виникнення аварійної ситуації на площадкових

об’єктах внаслідок дії сейсмічного чинника можливе порівнянням бальності

виникнення землетрусу в цій місцевості і ступеня руйнування обладнання

при даній інтенсивності за шкалою MSK-64, яка аналогічна шкалі Ріхтера,

61

але супроводжується описом можливих наслідків для кожного балу. Для

Сумської області відзначається бал сейсмічної інтенсивності – 6 за шкалою

Ріхтера. Дана обставина свідчить про низьку ймовірність аварійної ситуації

внаслідок землетрусів.

Потенційно аварійна ситуація можлива також у разі дії ураганів

(смерчів). Вона залежить від сили, яка вимірюється в балах, або швидкості

переміщення повітряних мас понад 192-210 км/год. Враховуючи статистику

виникнення ураганів у Сумській області, цей чинник також можна вважати

малоймовірним.

Вплив експлуатаційних чинників на виникнення аварійних ситуацій

має випадковий характер, локальний по розміщенню об’єктів,

короткочасний і попереджається, насамперед, суворим регламентом

технологічного процесу в рамках проектного режиму; організацією

надійного контролю за технічним станом устаткування.

Небезпечні і аварійні ситуації при видобуванні і підготовці нафти і газу

можуть виникати головним чином через порушення технологічного

регламенту експлуатації обладнання, виконання ремонтних і вогневих робіт

без дотримання інструкцій з техніки безпеки.

До аварійних причин відносяться:

– порушення технології облаштування;

– пориви трубопроводів;

– зловмисні пошкодження трубопроводів та технологічних ємностей.

В таблиці 8.1 вказані основні причини, що обумовлюють технічний

ризик відмов трубопроводів [22].

Таблиця 8.1 – Основні причини, що створюють технічний ризик відмов

трубопроводів

Групи причин Причини

Техногенні Внутрішня корозія труб.

Дефекти будівельного походження: риски, задири, вм’ятини,

подряпини.

Дефекти металургійного походження: осадочні раковини, флокери,

пухирці, осьові пори, малозернисті тріщини, надрізи.

Дефекти зварювальних швів: напливи, кратери, тріщини, перериви у

шві, непровари.

Природні Зсуви та просідання земної поверхні.

Інтенсивні опади.

Антропогенні Помилки при: проектуванні, будівництві, техобслуговуванні,

експлуатації трубопроводів.

Землерийні роботи.

Зловмисні пошкодження.

На технологічних об’єктах Перекопівського родовища в наявності план

ліквідації аварій, що містить вказівки сповіщення відповідних служб

організацій, які повинні брати участь у ліквідації аварій та наслідків, перелік

необхідних технічних засобів, знешкоджуючих реагентів, способи збору і

знешкодження забруднюючих речовин.

62

За результатами проведеної ідентифікації наявні промислові майданчики

Перекопівського родовища (ГЗУ, факельний амбар) не відносяться до об’єктів

підвищеної небезпеки.

9 Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності

достатніх технічних засобів або знань), виявлених у процесі

підготовки звіту з оцінки впливу на довкілля

На стадії проектування розробки родовищ нафти і газу відсутні вихідні

дані для проведення розрахунків. Такі дані для планованої діяльності

передбачаються робочими проектами на будівництво конкретних об’єктів,

наприклад на будівництво свердловин. В такому проекті визначається

конструкція свердловини, тип бурового верстату, тривалість будівництва,

параметри бурового розчину, джерела водопостачання, тощо, що дає

можливість більш точно обґрунтувати вплив на довкілля. Тому для складання

звіту з оцінки впливу на довкілля були використані дані з будівництва та

експлуатації аналогічних об’єктів та виробництв інших нафтогазових родовищ.

При цьому враховувались конструкції, використані матеріали, режим

експлуатації обладнання.

В Україні відсутні методики, що дозволяють здійснювати

прогнозування впливу на довкілля, особливо в контексті довгострокових

перспектив розробки родовищ корисних копалин.

10 Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої


Повідомлення про плановану діяльність (201868950), що підлягає оцінці

впливу на довкілля опубліковано у газетах „Вісті Роменщини” № 12 від

17.03.2018 р., „Тандем ” № 10 від 07.03.2018 р., а також на сайті міністерства

екології та природних ресурсів України [23].

У відповідності до п. 7 ст. 5 Закону України "Про оцінку впливу на

довкілля" протягом 20 робочих днів з дня офіційного оприлюднення

повідомлення про плановану діяльність, яка підлягає оцінці впливу на довкілля,

громадськість може надати уповноваженому територіальному органу

зауваження і пропозиції до планованої діяльності, обсягу досліджень та рівня

деталізації інформації, що підлягає включенню до звіту з оцінки впливу на

довкілля.

Протягом 20 робочих днів з дня офіційного оприлюднення (11.06.18 р.)

повідомлення про плановану діяльність, яка підлягає оцінці впливу на довкілля,

зауважень і пропозицій від громадськості не надходило (лист Департаменту

екології та охорони природних ресурсів Сумської ОДА № 01-20/1654 від

10.07.2018 р. наведений у додатку Є).

63

11 Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на

довкілля

Як уже зазначалось на Перекопівському родовищі лабораторією

екологічних досліджень НДПІ ПАТ «Укрнафта» (свідоцтво про атестацію

лабораторії наведено в додатку Г) проводяться періодичні спостереження за

станом атмосферного повітря на межі санітарно-захисної зони майданчика ГЗУ

Перекопівського родовища. Періодичність відбирання проб – 1 раз на рік.

Показники, що контролюються: діоксид азоту, оксид азоту, оксид вуглецю,

метан.

На території родовища відсутня система моніторингових спостережень за

якістю поверхневих вод. З початку експлуатації родовища вимірювання

показників складу та властивостей природних вод на його території не

проводилися.

Спостереження за станом поверхневих та підземних вод проводяться

лабораторією моніторингу вод та грунтів та лабораторією екології Східного

регіону НДПІ ПАТ «Укрнафта» (свідоцтво про атестацію лабораторій наведено

в додатках Д, Е) шляхом відбору проб із спеціальних спостережних свердловин

відповідно до програми гідрохімічного моніторингу. Для спостереження за

станом поверхневих і підземних вод використовується мережа пунктів

контролю для відбору проб води. Стан водного середовища досліджується за

такими показниками: вміст карбонат, гідрокарбонат, хлорид, сульфат, нітрат-

іону, іонів кальцію, магнію, калію та натрію, визначається сухий залишок,

загальна мінералізація, вміст нафтопродуктів, водневий показник.

У випадку встановлення необхідності проведення постпроектного

моніторингу, спостереження за станом грунтового покриву на родовищі може

проводитися лабораторією моніторингу вод та грунтів НДПІ ПАТ «Укрнафта»

(свідоцтво про атестацію лабораторії наведено в додатку Д) чи іншою

спеціалізованою організацією.

12 Резюме нетехнічного характеру

Перекопівське нафтогазоконденсатне родовище в адміністративному

відношенні розташоване на території Роменського району Сумської області.

Мета планованої діяльності - продовження видобування корисних

копалин на Перекопівському родовищі, експлуатація обладнання, що

забезпечує видобування нафти і газу в межах гірничого відводу.

Перекопівське родовище є діючим об’єктом, розробка якого здійснюється

з 1987 року. При цьому, з початку експлуатації на родовищі пробурені 31

свердловина.

Подальшу розробку родовища планується здійснювати існуючим фондом

свердловин.

На даний час на родовищі наявні два майданчики з розташуванням

джерел викидів забруднюючих речовин, які заплановано експлуатувати і в

подальшому:

- ГЗУ Перекопівського родовища ЦВНГ-4;

64

- Факельний амбар свердловини 34 Перекопівського родовища.

Площа родовища згідно спецдозволу складає 14,68 км2.

На Перекопівському родовищі лабораторією екологічних досліджень

НДПІ ПАТ «Укрнафта» проводяться періодичні спостереження за станом

атмосферного повітря на межі санітарно-захисної зони майданчика ГЗУ

Перекопівського родовища. Показники, що контролюються: диоксид азоту,

оксид азоту, метан, оксид вуглецю. За результатами замірів фактичні

концентрації забруднюючих речовин не перевищують їх гранично-допустимих

концентрацій. Максимальні значення у частках ГДК зафіксовано для оксиду

вуглецю – 0,602 ГДК, для диоксиду азоту – 0,49 ГДК, для оксиду азоту –

0,21 ГДК, для метану – 0,258 ГДК. Все вищенаведене свідчить про зовсім

незначний вплив промислових об’єктів на стан атмосферного повітря.

Спостереження за станом поверхневих та підземних вод проводяться

лабораторією моніторингу вод та грунтів та лабораторією екології Східного

регіону НДПІ ПАТ «Укрнафта». Для спостереження за станом поверхневих і

підземних вод використовується мережа пунктів контролю для відбору проб

води. Стан водного середовища досліджується за такими показниками: вміст

карбонат, гідрокарбонат, хлорид, сульфат, нітрат-іону, іонів кальцію, магнію,

калію та натрію, визначається сухий залишок, загальна мінералізація, вміст

нафтопродуктів, водневий показник. Вмісту нафтопродуктів у свердловинах не

виявлено, що свідчить про відсутність впливу обєктів нафтогазової

промисловості на підземні водоносні горизонти. Води спостережних колодязів

не зазнають сутєвого техногенного впливу, а зазнають, швидше за все, впливу

сільськогосподарського чи господарсько-побутового походження.

Спостереження за станом грунтового покриву в межах Перекопівського

родовища не проводився. У випадку встановлення необхідності проведення

постпроектного моніторингу, спостереження за станом грунтового покриву на

родовищі може проводитися лабораторією моніторингу вод та грунтів НДПІ

ПАТ «Укрнафта» чи іншою спеціалізованою організацією.

На території Перекопівського родовища відсутні об’єкти природно -

заповідного фонду.

13 Список посилань

1. Уточнений проект промислової розробки Перекопівського родовища

нафти і газу (заключний): звіт про науково-дослідну роботу НДПІ

ПАТ "Укрнафта" за наряд-замовленням № 210561; кер. В.Гнатюк – Івано-

Франківськ, 2017. – 95 с.

2. Проект розробки Перекопівського родовища нафти і газу (2 книги): звіт

про науково-дослідну роботу управління гідродинамічного моделювання

родовищ вуглеводнів ВАТ "Укрнафта"; відп.викон. Ю.Філатов – Київ,

2004. – 298 с.

3. Авторський нагляд за реалізацією проектних технологічних документів

по розробці родовищ нафти і газу НГВУ "Охтирканафтогаз" за 2016 рік:

звіт НДПІ ПАТ "Укрнафта" за наряд-замовленням № 210565 – Івано-

Франківськ, 2017. – 778 с.

65

4. Інвентаризація джерел викидів забруднюючих речовин та розробка

документів, що обґрунтовують обсяги викидів в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами НГВУ “Охтирканафтогаз”: звіт про НТП за

наряд-замовленням № 211687 / НДПІ ПАТ "Укрнафта"; кер. Процький В. –

Івано-Франківськ, 2008. − 253 с.

5. „Державні санітарні правила планування та забудови населених пунктів.

ДСП № 173-96”. Затверджені наказом Міністерства охорони здоров'я

України № 173 від 19.06.1996, зареєстровано в Міністерстві юстиції

України 24 липня 1996 р. за № 379/1404 із змінами, внесеними згідно з

Наказами Міністерства охорони здоров'я № 362 від 02.07.2007, № 653 від

31.08.2009. 6. Збірник показників емісії (питомих викидів) забруднюючих речовин в

атмосферне повітря різними виробництвами, т.1, 2 – Донецьк, 2004. 7. Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих

веществ различными производителями. – Л: Гидрометеоиздат, 1986. 8. Сборник методик по расчету содержания загрязняющих веществ в

выбросах от неорганизованных источников загрязнения атмосферы. – Донецк: Гидрометеоиздат, 1986.

9. ВБН В.1.1-00013741-001:2008 Відомчі будівельні норми України. Факельні системи. Промислова безпека. Основні вимоги – Київ, Паливенерго України, 2008.

10. Тищенко Н.Ф. Охрана атмосферного воздуха. Расчет содержания вредных веществ и их распределение в воздухе. Справ. изд. – М.:Химия, 1991.

11. Методика розрахунку технологічних втрат газу в процесах видобутку, підготовки і транспортування. Затверджено наказом Міністерства палива та енергетики України.

12. СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при

бурінні свердловин, видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм

і нормативів”

13. СОУ 73.1-41-11.00.01:2005 Охорона довкілля. Природоохоронні заходи

під час споруджування свердловин на нафту та газ. Київ, Держгеослужба

України, 2005.

14. Документи, у яких обґрунтовуються обсяги викидів для отримання

дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами для ПАТ "Укрнафта" (ГЗУ Перекопівського

родовища ЦВНГ №4 НГВУ "Охтирканафтогаз") / звіт НДПІ

ПАТ "Укрнафта"// Л.С.Костюк – Івано-Франківськ, – 2008. – 67 с.

15. Документи, у яких обґрунтовуються обсяги викидів для отримання

дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами для ПАТ "Укрнафта" (факельного амбару

св.34 Перекопівського родовища ЦВНГ №4 НГВУ "Охтирканафтогаз") /

звіт НДПІ ПАТ "Укрнафта"// Л.С.Костюк – Івано-Франківськ,–2008.– 38 с.

16. Контроль дотримання нормативів гранично-допустимих викидів

забруднюючих речовин в атмосферне повітря від стаціонарних джерел у

відповідності вимог дозволів на викиди з проведенням обстеження

66

технічного стану та визначенням ефективності роботи ГОУ з складенням

протоколів досліджень: звіт про НТП (заключний) за наряд-замовленням

№ 210452/НДПІ ПАТ "Укрнафта"; кер.роб. Л.Костюк – Івано-Франківськ,

2015. – 657 с.

17. Звіт "Проведення гідрохімічного моніторингу стану підземних,

поверхневих вод в межах впливу об’єктів НГВУ "Охтирканафтогаз",

НДПІ ПАТ "Укрнафта", 2017 рік.

18. Проведення моніторингу техногенно засолених грунтів нафтогазових

родовищ по Охтирському району (Бугруватівське, Качанівське,

Рибальське, Анастасівське, Перекопівське родовища) / звіт про надання

науково-технічних послуг // В. Сеничак, С. Гнатишин – Івано-

Франківськ, 2009 – 248 с.

19. Методичні рекомендації МР 2.2.12-142-2007. "Оцінка ризику для

здоров’я населення від забруднення атмосферного повітря", затверджені

наказом МОЗ України № 184 від 13.04.2007 р.

20. Гігієнічний норматив "Перелік речовин, продуктів, виробничих процесів,

побутових та природних факторів, канцерогенних для людини",

затверджені наказом МОЗ України № 7 від 13.01.2006 р.

21. ОНД-86 "Методика расчёта концентраций в атмосферном воздухе

вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий", Л.,

Гидрометеоиздат, 1987.

22. Говдяк Роман Михайлович Підвищення ефективності магістральних

газопроводів на пізній стадії експлуатації : дис. на здобуття наук. ступеня

д-ра техн. наук: спец. 05.15.13 "Трубопровідний транспорт,

нафтогазосховища" / Р. М. Говдяк ; Івано-Франків. нац. техн. ун-т нафти і

газу. - Івано-Франківськ, 2008. - 351 с.

23. http://eia.menr.gov.ua/uploads/documents/304/reports/4cce688ab9dbfd77d3ba

55584fe7ee07.pdf

Виконавець звіту з оцінки впливу на довкілля

начальник лабораторії моніторингу вод та

ґрунтів НДПІ ПАТ «Укрнафта» _______________ Пукіш А.В.


провідний інженер служби охорони праці та

екологічної безпеки НДПІ ПАТ «Укрнафта» _______________ Процький В.Ю.


інженер I категорії управління

буріння НДПІ ПАТ «Укрнафта» ________________ Качкан О.С.

http://eia.menr.gov.ua/uploads/documents/72/reports/c603353610e1ebf553d1a56e489551e9.pdf

http://eia.menr.gov.ua/uploads/documents/72/reports/c603353610e1ebf553d1a56e489551e9.pdf

67

ДОДАТОК А

ДЕРЖАВНІ АКТИ НА ПРАВО ПОСТІЙНОГО КОРИСТУВАННЯ

ЗЕМЛЕЮ

68

69

70

71

72

73

74

75

76

77

78

79

80

81

82

ДОДАТОК Б

КЛІМАТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА

83

84

ДОДАТОК В

ФОНОВІ КОНЦЕНТРАЦІЇ

85

86

87

88

89

ДОДАТОК Г

СВІДОЦТВО ПРО АТЕСТАЦІЮ

ГРУПИ ЕКОЛОГІЧНИХ ДОСЛІДЖЕНЬ

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

100

101

102

103

104

105

106

107

108

109

110

111

112

113

114

115

116

117

118

119

120

ДОДАТОК Д

СВІДОЦТВО ПРО АТЕСТАЦІЮ ЛАБОРАТОРІЇ

МОНІТОРИНГУ ВОД ТА ҐРУНТІВ

121

122

123

124

125

126

127

128

129

130

131

132

133

ДОДАТОК Е

СВІДОЦТВО ПРО АТЕСТАЦІЮ

ЛАБОРАТОРІЇ ЕКОЛОГІЇ СХІДНОГО РЕГІОНУ

134

135

136

ДОДАТОК Є

ЛИСТ ПРО ЗАУВАЖЕННЯ ТА ПРОПОЗИЦІЇ

ВІД ГРОМАДСЬКОСТІ

137

138

139

ДОДАТОК Ж

ВИСНОВОК ДЕРЖАВНОЇ САНІТАРНО-ЕПІДЕМІОЛОГІЧНОЇ

ЕКСПЕРТИЗИ НА НАФТУ

140

141

142

ДОДАТОК З

ЛИСТ ДЕПАРТАМЕНТУ ЕКОЛОГІЇ

ТА ОХОРОНИ ПРИРОДНИХ РЕСУРСІВ

В СУМСЬКІЙ ОБЛАСТІ

143

144

ДОДАТОК И

СИТУАЦІЙНА СХЕМА РОЗМІЩЕННЯ

ПРОБУРЕНИХ СВЕРДЛОВИН

145

146

147

148

149

150

151

152

153

154

155

156

157

158

159

160

Documents

Опис планової діяльностіeia.menr.gov.ua/uploads/documents/950/reports/da... · відвантажується в систему трубопроводів ПАТ