Главная Коллекция "Otherreferats" Экология и охрана природы Оценка воздействия объектов Южно-Балыкского месторождения на окружающую среду

Оценка воздействия объектов Южно-Балыкского месторождения на окружающую среду

Воздействие объектов нефтегазодобычи на природные комплексы в условиях Среднего Приобъя. Экологическая оценка последствий обустройства и эксплуатации территории Южно-Балыкского месторождения. Рекомендации по рекультивации нефтезагрязненных территорий.

Рубрика Экология и охрана природы
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 21.12.2012
Размер файла 153,0 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

В 1978 году начата закачка воды на Южно-Балыкском месторождении в целях поддержания пластового давления. Основные источники водоснабжения системы ППД - воды сеноманских отложений, поверхностные воды рек Большой Балык и Малый Балык.

Геологический разрез Южно-Балыкского месторождения слагается мезо-кайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающими на поверхности складчатого фундамента.

В разрезе юрской системы выделяются все три отдела: нижний, средний и верхний. К кровле тюменской свиты (нижний отдел) приурочен пласт БС10 ТСП, вскрытый 11 скважинами. Вскрытая толщина тюменской свиты - 78-81 м. Верхний отдел включает отложения васюганской, георгиевской и баженовской свитами. Баженовская свита представлена аргиллитами черными, известковистыми, битуминозными, в кровле имеются прослои глинистых известняков. Отложения баженовской свиты - четкий литологический и электрокаротажный репер на всей территории Среднего Приобья.

Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас - валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся породы мегионской и нижневартовской свиты. В основании мегионской свиты выделяется глинистая пачка. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов, в составе которой выделяются проницаемые пласты и прослои, индексируемые как БС10 БС10 ТСП. Песчаники и алевролиты светло-серые, средней и плохой отсортированности, аркозовые с содержанием кварца 40-55%, полевых шпатов 45-50%, слюды 2-3% и обломков пород до 10%. Цемент песчаников в основном глинистый, реже известковистый. Встречается растительный детрит. Толщина ачимовской пачки меняется от 150 до 200 м.

Перекрывается ачимовская пачка очимкинской толщей глинистых пород вмещающих невыдержанные по простиранию песчаные прослои. Выше залегает южно-балыкская пачка, приуроченная к верхней части мегионской свиты, с прослоями песчаников, алевролитов и аргиллитов, в объеме которой выделяются продуктивные горизонты БС8 и БС10. Горизонт БС6 характеризуется скважинами, вскрывшими его в пределах Южно-Балыкского месторождения как водонасыщенный и о характере залегания в его объеме пород-коллекторов судить трудно из-за недостаточной информации по бурению. Горизонт БС8 отделен от вышезалегающего горизонта БС6 толщей глин, увеличивающейся в западном и северо-западном направлении. Наиболее детально изучено геологическое строение горизонта БС10, стратифицирование песчаных пластов и прослоев которого неоднократно менялось по мере увеличения информации по скважинной геофизике и другим видам исследований в данном регионе.

Горизонт АС4. Верхним по бурению продуктивным горизонтом Южно-Балыкского месторождения является комплекс песчаных тел, индексируемых как АС4 и вскрываемых на глубинах от 1945 до 2020 м. За кровлю горизонта АС4 принимается подошва алымских глин. Коллекторами нефти служат песчаники и крупнозернистые алевролиты, серые, зеленовато-серые, полимиктовые, с включениями растительного детрита. Общая толщина пласта по площади выдержана и меняется в пределах 16 - 24 (в среднем 19) метров, эффективная толщина имеет более широкий апазон толщин от 0,4 м (в зонах фациального замещения) до 10,8 м (в зонах максимального опесчанивания разреза). В пределах Южно-балыкского месторождения выделяют основную, западную, южную и восточную залежи. Их размеры соответственно 10х4,5; 5,7х6; 7,5х6,5; 9,5х4 км. Средние толщины - 30, 25, 10, 10 м. Эффективные толщины - 1,8; 1,8; 2,7; 1,9 м. Тип залежи пластовый, сводовый.

Горизонт АС5. Залегает на глубинах 1965-2040 м. Основанием для выделения горизонта АС5 в отдельный геологический объект служит его полная изолированность от выше - и нижезалегающих песчаных отложений. С вышезалегающими песчаниками горизонта АС4 пласт АС5 имеет непроницаемый раздел, толщина которого контролируется наличием песчаных пород в подошвенной и кровельной частях обоих горизонтов и меняется в широком диапазоне от 4 до 23 м, достаточного для отсутствия гидродинамического взаимодействия. Обычно верхняя часть разреза горизонта АС5, развитая в пределах западной структуры, по своим свойствам приближается к строению пласта АС4 и характеризуется высокой заглинизированностью. К подошве пласта количество песчаных прослоев значительно возрастает и опесчанивание глинистых разделов приводит к взаимному слиянию пород-коллекторов. Наиболее выдержаны по площади песчаные прослои подошвенной части пласта АС5. Обычно это 2 прослеживающихся прослоя, суммарная эффективная толщина которых не превышает 8 метров. Общая толщина пласта АС5 меняется по площади месторождения от 23,4 до 43,3 м и в среднем выдержана в пределах 32 м. Закономерности уменьшения или увеличения этих значений в каком-либо направлении не выявлено. Суммарная эффективная толщина имеет довольно широкий диапазон изменения своих значений от 0,8 до 22,8 м. Размеры залежей горизонта АС5 определяются положением среднестатистического ВНК (водо-нефтяного контакта), определенного осреднением по данным материалов геофизических исследований скважин, результатов испытания разведочных и эксплуатационных скважин и структурного плана. Принятая отметка ВНК в 1948 м подтверждается результатом опробования и началом эксплуатации скважин, в соответствии с этим размеры основной залежи остаются прежними, принятыми при пересчете запасов 1989 г по горизонту АС5 и составляют 15х5,3 км. Тип основной залежи пласта АС5 пластовый, сводовый. Высота 60 м.

Горизонт АС7. Залегает на глубине от 1995 до 2072 м. Песчаные прослои горизонта АС7 отделены от проницаемой части горизонта АС5 выдержанным глинистым разделом. Толщина этого раздела изменяется в широком диапазоне от 2 до 14 м. Строение проницаемой части горизонта АС7 довольно однородно, обычно это выдержанное песчаное тело, редко расчленяемое плотными разностями пород. Общая толщина горизонта изменяется от 5,8 до 24,2 м. Среднестатистическая отметка ВНК - 1948 м. Залежь приурочена к западной возвышенной части месторождения и имеет размер в пределах ВНК 12,5х4,2 км. Эффективная толщина в пределах залежи меняется от 3,8 до 17,8 метров. Проницаемая часть горизонта обладает хорошими фильтрационными свойствами. Высота "основной” залежи 45 м, тип пластовый, сводовый.

Горизонт АС8. Залегает в пределах месторождения на глубинах от 2008 м до 2085 м. Общая толщина горизонта меняется от 2,8 до 14,1 м. Проницаемая часть горизонта представлена 2-3 прослоями. Распространяясь в северо-западном направлении, песчаные отложения пласта АС8 расчленяются глинистым разделом, при этом верхний прослой является наиболее выдержанным, в то время как нижний постепенно теряет свои характеристики прослоя-коллектора, часто замещается, и за пределами месторождения полностью выклинивается. Интервал изменения эффективной толщины горизонта АС8 по площади месторождения от 1,2 до 10,2 м и в среднем составляет 4,0 м. В северной части западной структуры расположены залежи размером 1,5х0,5 км, и 1,6х0,5 км. Эффективная толщина в границах этих залежей меняется от 1,6 до 5,6 м и представлена двумя песчано-алевролитовыми прослоями. Третья основная залежь расположена южнее первых двух. Суммарная эффективная толщина по залежи меняется от 1,2 до 10,2 м. Среднестатистическое положение ВНК на отметке 1948 м. Соответственно высота залежи 22 м, размеры достигают 3,4х1,6 км. Залежь пластовая, сводовая.

Горизонт ВС6 по площади месторождения залегает на глубине 2253 - 2300 м. Кровля горизонта хорошо выделяется и прослеживается по подошве сармановских глин, толщина которых достигает 20-26 м. Проницаемую часть разреза представляют два прослеживающихся песчаных пласта, имеющих глинистый раздел толщиной 8-10 м. По месторождению наиболее часто встречаются значения эффективной толщины от 10 до 15 м. По результатам осреднения ВНК первая залежь выделяется по контуру, соответствующему абс. отм. - 1974 м. Соответственно контуру нефтеносности размеры залежи составляют 3,5х2,0 км. Южнее, по оси сводовой части структуры выделена вторая залежь нефти. Среднестатистический уровень ВНК определен на отметке - 2266 м. Соответственно размеры залежи 2,2х0,75 км. Залежь пластовая, сводовая.

Горизонт ВС8. Глубина залегания горизонта БС8 от 2380 до 2480 м. Горизонт представляет совокупность песчано-алевролитовых и глинистых прослоев в валанжинских отложениях. Кровля горизонта выделяется по подошве уплотненных чеускинских глин толщиной до 30 м, которые являются репером и выделяются во всех скважинах. Подошвой горизонта служат глинистые породы куломзинской свиты. Сложное строение горизонта привело к тому, что в связи с разбуриванием, доразведкой месторождения и уточнением геологического строения Пласт БС8 стал рассматриваться как пласт БС10, приуроченный к кровельной части, а остальные пласты были объединены в подсчетный объект с индексом БС10ТСП (тонкослоистые перестраивания), приуроченные к подошвенной частим горизонта и отделенные от БС8 глинистой перемычкой. Коллекторами горизонта БС8 служат в основном песчаники, реже алевролиты, которые переслаиваются и замещаются непроницаемыми глинистыми алевролитами, аргиллитами и известковистыми песчаниками. Тип коллекторов горизонта терригенный, поровый.

Пласт ВС10. Песчаные отложения БС10 имеют преобладающий массивный вид залегания и приурочены к кровельной части горизонта. От нижележащих отложений БС10ТСП отделены глинистой перемычкой, толщина которой колеблется от 0,8 до 25м. Общая толщина пласта БС10 в среднем составляет 21,9 м. В целом по площади развиты песчаники толщиной 10-12 м, средняя эффективная толщина по месторождению составляет 11,8 м. Залежь пласта БС10 пластовая, сводовая. Высота залежи 75м. ВНК отбит на отметке - 2399 м.

Пласт БС10ТСП. Тонкослоистые переслаивания БС10ТСП развиты в пределах западной структуры подошвенной части горизонта, отделяются от вышележащего монолитного БС10 хорошо прослеживающимся по площади непроницаемым разделом Для БС10ТСП характерны частые переслаивания песчаных и глинистых пропластков небольшой толщины, однако имеют место прослои песчаников, толщина которых превышает 4м, без каких-либо плотных разделов. В зоне развития ТСП наблюдаются резкие перепады значений эффективной толщины от 0,8 до 30 м, обусловленные невыдержанностью и высокой прерывистостью песчано-алевролитовых прослоев. Залежь пласта БС10ТСП пластовая, сводовая. ВНК на отметке - 2399м. Размеры залежи 12,0х3,3 км, высота - 50 м. Залежь на всей площади подстилается водой.

3.2 Текущее состояние разработки Южно-Балыкского месторождения

Накопленная добыча нефти на 01.11.2000 г. составила 73333,1 тыс. т или 74,7 % от начальных извлекаемых запасов, накопленная компенсация - 129,5 %, накопленная закачка воды - 241651,4 тыс. м3. Система ППД запущена на третий год с начала разработки. Текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,307 д. е. (при проектном 0,411), среднегодовая обводненность в 2000 году составила 87,6 %. Месторождение находится на заключительной стадии разработки.

Динамика основных технологических показателей эксплуатации Южно-Балыкского месторождения показана в таблице 3.1.

Таблица 3.1

Динамика основных технологических показателей эксплуатации Южно-Балыкского месторождения (по фондовым материалам НГДУ "Майскнефть")

Дата

Добыча нефти, т

Сред. сут добыча нефти, т

Добыча жидкости, т

Ср. сут добыча жидкости, т

Закачка воды, куб. м

Ср. сут. закачка воды, куб. м

Обводнённость, %

Компенсация, %

Доб-щий дейст. фонд, скв. **

Нагн-ный дейст. фонд, скв. **

1976

39880

108,962

39880

108,96

0

1

0

1977

449600

1231,781

449600

1231,8

0

17

0

1978

1146930

3142,274

1E+06

3195,2

711996

1950,7

1,658

44,746

37

6

1979

1820300

4987,123

2E+06

5042

579280

1587,1

1,088

23,038

65

11

1980

2793100

7631,421

3E+06

7838,5

513128

1402

2,642

13,142

117

20

1981

4063000

11131,507

4E+06

11608

5E+06

14660

4,1067

126,29

166

36

1982

5568000

15254,795

6E+06

15984

1E+07

27795

4,5595

173,89

259

51

1983

6724000

18421,918

8E+06

22340

1E+07

32345

17,537

144,79

286

71

1984

7000000

19178,082

1E+07

27529

1E+07

36679

30,334

133,24

314

87

1985

5664000

15517,808

9E+06

25959

2E+07

42090

40,222

162,14

357

104

1986

5903000

16172,603

1E+07

32685

2E+07

47734

50,52

146,04

473

145

1987

5615000

15383,562

1E+07

35633

2E+07

50581

56,828

141,95

511

173

1988

4959000

13586,301

1E+07

33737

2E+07

51093

59,729

151,45

538

201

1989

4727000

12950,685

1E+07

35329

2E+07

46395

63,342

131,32

558

179

1990

3796000

10400

1E+07

33321

2E+07

46501

68,788

139,56

527

201

1991

3049000

8353,4247

1E+07

34392

2E+07

46496

75,711

135, 19

563

194

1992

2245000

6150,6849

1E+07

35052

2E+07

41521

82,453

118,45

513

161

1993

1773000

4857,5342

1E+07

32764

9E+06

25970

85,174

79,262

457

164

1994

1428000

3912,3288

8E+06

21205

8E+06

22170

81,55

104,55

376

164

1995

1234000

3380,8219

7E+06

18888

1E+07

26411

82,1

139,83

416

155

1996

1066000

2920,5479

6E+06

17079

9E+06

23800

82,9

139,35

471

160

1997

986000

2701,3699

6E+06

15148

8E+06

21329

82,167

140,8

314

104

1998

842000

2306,8493

5E+06

13953

7E+06

18112

83,468

129,81

278

114

1999

767000

2101,3699

6E+06

16195

7E+06

18129

87,024

111,94

284

134

2000*

674300

1847,3973

5E+06

14882

6E+06

17304

87,587

116,27

263

127

* - данные за 10 месяцев

** - данные на конец года

Соотношение действующих нагнетательных и добывающих скважин 1: 2. Средний накопленный отбор нефти на одну добывающую скважину составляет 131,3 тыс. т. Основной объем накопленной добычи нефти обеспечили добывающие скважины, оборудованные ЭЦН. Весь фонд скважин, оборудованных ШГНУ, в течение 1999 - 2000 годов бездействовал.

По сравнению с 1999 годом среднесуточная добыча нефти в 2000 году по Южно-Балыкскому месторождению уменьшилась (на 8 %), что связано со снижением отбора жидкости и закачки воды, а также сокращением число действующих добывающих и нагнетательных скважин.

3.3 Характеристика текущего состояния нефтепромысловых объектов на территории Южно-Балыкского месторождения

На территории Южно-Балыкского месторождения расположены следующие объекты:

Линейные:

1. Дороги с асфальтовым покрытием общей протяженностью - 25 км.

2. Дороги лежневые - 200 км.

3. Нефтепроводы - 173 км.

4. Газопроводы - 40 км.

5. Водоводы - 254 км.

6. Линии электропередачи - 196 км.

Площадные:

1. Кустовые площадки - 89 ед. общей площадью - 45 га.

2. Дожимные насосные станции (ДНС) - 3 ед. общей площадью - 2 га.

3. Кустовые насосные станции (КНС) - 5 ед. общей площадью - 2,5 га.

4. Цех подготовки и перекачки нефти (ЦППН) общей площадью - 2 га.

5. Газовый цех общей площадью - 0,5 га.

Общая площадь месторождения составляет 28400 га 1,83 % территории занято промышленными объектами. На долю коммуникаций приходится 1,18 %.

Таким образом, отчуждение земли непосредственно под промысловые объекты составляет 3 % от территории месторождения.

Характерными особенностями расположения кустовых площадок является их значительная удаленность от баз (до 40 км) и от асфальтовых дорог, что затрудняет, в случае необходимости, быстрый доступ к указанным объектам. В переходные периоды (ранняя весна и поздняя осень) резко ухудшается состояние лежневых дорог до полного отсутствия проезда.

В паводковый период резко возрастает опасность выноса загрязняющих веществ талыми водами с возвышенных территорий (районы кустов 413, 428, 26, 412). Кроме того, нередки случаи разрушения защитного земляного вала вокруг кустовой площадки (обваловки), приводящие к попаданию накопленной за зиму нефти а так же продуктов бурения нерекультивированных шламовых амбаров на почвенный покров и в водные объекты (куст 444).

Направления коридоров коммуникаций (в основном, нефтепроводы и водоводы) часто не совпадают с направлениями дорог и расположены на заболоченных и пойменных участках (нефтепроводы: к.402 - ДНС-3, к.408 - ДНС-2, водовод: к.438 - к.440, нефтепровод и водовод: к.413 - к.30, к.438 - к.408, к.25 - к.26, к.6 - к.7, коридор коммуникаций, пересекающий центральную часть месторождения и включающий в себя магистральные нефтепроводы, газопроводы, водовод Мамонтовского месторождения). Доступ к таким трубопроводам ограничен возможностями специальных транспортных средств, использующихся при ликвидации аварий. Действительные масштабы этих аварий невозможно определить так же по причине затрудненного доступа: обход трубопроводов производится раз в несколько дней, объезд кустовых площадок и контроль состояния трубопроводов, проложенных вдоль дорог - два раза в сутки. Таким образом, точное количество пролитой нефти (пластовой воды системы ППД) в результате разгерметизации трубопроводов невозможно определить из-за отсутствия достоверной информации о времени возникновения аварии.

Порывы водоводов ранее не рассматривались на предмет загрязнения окружающей природной среды из-за кажущейся "безобидности” воды. В действительности, значительная часть загрязненной территории месторождения обязана своим нынешним состоянием воздействию именно такой воды. Небольшие по масштабам порывы водоводов вообще не регистрируются, но возникают часто и в совокупности вносят значительную долю в общее загрязнение почвенного покрова и водоемов. По степени воздействия солевое загрязнение вполне сравнимо с нефтяным, а в ряде случаев даже превосходит его.

Техническое состояние нефтепроводов, а также запорной арматуры (исправная работа которой обеспечивает быструю локализацию аварийного участка) быстро ухудшается в результате коррозии, которая в данном случае обусловлена высокой обводненностью (в среднем 90 %), а также "возрастом" (нефтепровод куст 21 - точка врезки эксплуатируется с 1979 г.). К очень быстрому износу трубопроводов приводит так называемая, ручейковая коррозия, возникающая в результате абразивного действия твердых частиц, выносимых из продуктивных пластов, при неполном заполнении объема трубы. Такая ситуация возникает в условиях падающей добычи на заключительной стадии разработки месторождения, когда диаметры поперечных сечений трубопроводов уже не соответствуют объемам перекачиваемой жидкости, в результате чего турбулентное движение жидкости в трубе сменяется ламинарным, происходит оседание и перемещение с высокой скоростью твердых частиц, вызывающее абразивное воздействие на металл по всей длине трубы. Вследствие этого толщина стенки в нижней части трубы значительно уменьшается и приводит к частым порывам.

Для предотвращения попадания загрязняющих веществ в реку Большой Балык, являющуюся притоком первого порядка реки Оби, на реках Парки и Ай-Яун, которые впадают в реку Большой Балык, установлены боновые заграждения в районе кустов 32 и 428.

Нельзя также не учитывать тот факт, что при длительной эксплуатации месторождения очень существенно снижается его рентабельность, а затраты на ремонт и замену промыслового оборудования, а так же на природоохранные мероприятия все время возрастают.

3.4 Оценка воздействия объектов Южно-Балыкского месторождения на окружающую среду

Описание вида и характера воздействия нефтегазового обустройства на окружающую среду должно сопровождаться количественной оценкой. Оценить его количественно можно с помощью или натурных исследований и изысканий, или экспертной оценки. Натурные исследования точнее, но требуют привлечения крупных средств и охвата большого количества промыслов в разных природных зонах для репрезентативности выборки. Экспертный метод позволяет добиться результата хотя и с меньшей точностью, но и со значительно меньшими финансовыми и временными затратами. Его результаты следует рассматривать как предварительные перед крупномасштабными натурными исследованиями.

Для количественной оценки неблагоприятного влияния нефтегазового освоения Южно-Балыкского месторождения была использована "Экспертная оценка воздействия нефтепромысловых объектов на окружающую среду" В.В. Козина и В.А. Осипова [12].

Согласно таблице 3.2 ранжировка объектов нефтяной промышленности по степени экологической опасности в целом выглядит следующим образом:

1. ЦПС. 2. ДНС. 3. Кусты скважин. 4. Трубопроводные системы. 5. КС 6. ОИО. 7. Промзона. 8. ОБП. 9. Автодороги. 10. КНС.

Таблица 3.2.

Экспертная оценка воздействия нефтепромысловых объектов Южно-Балыкского месторождения на окружающую среду (по Козину, Осипову, 1996)

Объект

Экологические сферы

Атмосфера

Почвенные и грунтовые воды

Почвы, растительный и животный мир

Недра

С

Э

А

С

Э

А

С

Э

А

С

Э

А

Куст скважин

1,5

0,6

4,1

3,3

0,8

4,6

4,4

2,3

4,7

3,3

0,4

4,0

ДНС

0,8

1,3

4,8

1,5

1,0

4,0

2,4

2,2

4,3

0,8

0,8

1,2

КНС

0,6

0,3

0,8

1,1

0,6

2,0

2,1

1,9

3,4

0,5

0,5

0,5

ЦПС

0,8

2,6

4,8

1,5

1,4

4,0

2,5

2,8

4,8

0,8

0,8

1,4

КС

0,8

1,8

3,5

1,1

1,4

2,9

2,4

2,8

4,0

0,5

0,5

0,5

ОИО

0,5

1,1

2,2

0,8

0,6

3,1

2,0

2,1

3,6

0,4

0,4

0,4

ОБП

0,8

1,2

1,7

1,5

1,1

3,0

1,9

2,0

3,6

0,5

0,7

1,0

Промзона

0,9

1,4

2,1

0,9

1,4

2,9

1,3

1,6

2,9

0,8

1,0

1,5

Трубопроводы

0,6

0,1

2,9

2,2

1,5

4,9

1,9

0,9

4,5

0,5

0,5

1,4

Автодороги

0,2

0,8

0,4

2,9

2,9

3,7

3,3

2,8

3,9

0,4

0,4

0,4

Примечание:

С - строительство

Э - эксплуатация

А - аварийные ситуации

ДНС - дожимная насосная станция

КНС - кустовая насосная станция

ЦПС - центральная перекачивающая станция

КС - компрессорная станция

ОИО - объекты инженерного обеспечения

ОБП - опорная база промысла

Анализ таблицы показывает также, что максимальный вклад в загрязнение окружающей среды вносят аварии. Одной из главных причин аварийности является отступления от проектов при их реализации. "Обычными" отступлениями от проекта являются изменение количества скважин в кусте, замена оборудования, изменение места размещения объекта или проложения трасс линейных сооружений. Частота встречаемости таких отступлений от 10 до 80 %. Неудивительно, что большинство объектов и линейных сооружений имеют показатели аварийности, значительно превосходящие проектные расчеты, следовательно, оказывает значительно большее воздействие на природу. Это явилось прямым следствием ввода в эксплуатацию объектов волевыми методами, без реального контроля проектировщика, авторский надзор которого был, да и сейчас является скорее исключением, чем правилом [12].

3.5 Атмосферное загрязнение

Воздействие на атмосферу в пределах территории месторождения обусловлено выбросами продуктов горения попутного газа на факелах КНС при подготовке (дегазации) подтоварной воды для закачки в пласт для системы ППД. Следует отметить, что хотя попутный газ на ДНС полностью утилизируется (таб.3.5.), в случае аварии (или остановки с целью реконструкции) газ сжигается на факелах. В результате таких залповых выбросов за все время эксплуатации месторождения растительность уничтожена в радиусе 20-30 м от факелов ДНС (в результате термического воздействия), а их негативное влияние на наземную растительность прослеживается в радиусе до 200 м. Аналогичные показатели для факелов КНС - 10 и 30 м объясняются меньшими (в несколько раз) выбросами. Основным постоянным источником выбросов окисла углерода на территории месторождения - факела ЦПС с годовым выбросом в 2766 т.

Основные загрязняющие вещества, выделяющиеся при горении попутного газа - окислы азота, оксид углерода и сажа. Окислы азота даже в низких концентрациях (порядка 0,01 мг/м3) вызывает нарушение азотного обмена у растений и угнетение синтеза белков. Хроническое воздействие таких концентраций приводит к гибели растений. Фитотоксичность выбросов усугубляется переходом их под действием солнечных лучей в фотооксиданты (ПАН), а под влиянием паров воды - в азотную кислоту, что приводит к возникновению "кислотных дождей” [1].

Симптомы повреждения растений - обесцвечивание фотосинтезирующих органов, появление краевого некроза. У голосеменных наблюдается пожелтение и отмирание кончиков хвоинок, впоследствии распространяющееся до основания игл. Для наземной растительности окись углерода сравнительно малотоксична и представляет угрозу лишь при концентрации выше 1 %. Такой уровень СО может возникать только в непосредственной близости от источника, где растительность уничтожена другими воздействиями. Таким образом, данный загрязнитель не представляет значимой угрозы для экосистем. Сажа также является малоопасным загрязнителем, который, осаждаясь на зеленых частях растений, препятствует процессу фотосинтеза [18].

3.6 Нефтяное загрязнение

Общая площадь нефтезагрязненных участков, находящихся в пределах территории Южно-Балыкского месторождения, составляет 185,35 га или 0,65 % от общей площади месторождения. Наиболее опасные из них - расположенные в поймах ручьев в районах кустов 426, 402 и между 30 и 31 (рис.3.2.).

Сводная информация о распределении нефтяного загрязнения территории месторождения по биотопам и по степени сведена в таблицу 3.4 Как видно из таблицы 3.4 преобладающей является средне-высокая степень загрязнения на заболоченных участках.

Таблица 3.3

Характеристика участков территории Южно-Балыкского месторождения, загрязненных нефтью и пластовыми водами

№

Наименование участка

Площадь,

га

Биотоп (подстилающая поверхность)

Степень загрязнения

1

2

3

4

5

1.

Р-н к.15

0,4

Кустарник

Средняя

2.

Дорога на к. к.15, 457

0,8

Кустарник

Средняя

3.

Р-н к.414

0,6

Суходол

Средне-высокая

4.

Дорога на к. к.418

1,1

Болото

Средне-высокая

5.

Р-н поворота на к.14

16,95

Болото

Средне-высокая

6.

Р-н ДНС-3

3,7

Лес

Средняя

7.

Р-н к.443

1,0

Болото

Средне-высокая

8.

Р-н к.12, 11, 444, 424, 416

18,6

Болото, суходол

Средне-высокая

9.

Р-н ж/д переезда, дороги на к.3а, ДНС-1

14,7

Болото, суходол, кустарник

Средне-высокая

10.

Р-н к.425

14,2

Кустарник

Средняя

11.

Р-н базы № 1

6,3

Кустарник

Средняя

12.

Р-н к.405

4,2

Болото

Высокая

13.

Р-н между асф. дорогой и на к. 20

4,4

Кустарник, лес

Средне-высокая

14.

Р-н к. 20

11,7

Болото

Средняя

15.

Р-н к. к.406 и 8

3,4

Болото, суходол

Средне-высокая

16.

Пойма р. Велинигль

38,6

Пойма, болото, кустарник

Средне-высокая

17.

Р-н к.404

1,8

Кустарник

Средняя

18.

1,5 км от перекрестка ЮБ, Пыть-Ях, Тюмень в сторону Тюмени

4,0

Кустарник

Средняя

19.

Р-н перекрестка ЮБ, Пыть-Ях, Тюмень

1,9

Суходол, кустарник

Средне-высокая

20.

Р-н к.28

0,3

Кустарник

Средне-слабая

21.

Р-н к.29

0,7

Суходол

Средне-высокая

22.

Р-н к.419

0,75

Кустарник

Средняя

23.

Пойма ручья Безымянного, впадающего в р. Парки в р-не к.30

6,1

Пойма, кустарник, суходол

Средне-высокая

24.

Р-н поворота на к.32

1,0

Лес

Средняя

25.

Р-н к.413

10,2

Болото, суходол

Высокая

26.

Р-н к.412

2,3

Суходол

Средняя

27.

Р-н дороги между к. к.431 и 427

0,65

Кустарник

Средне-высокая

28.

Р-н поворота на к.411

3,4

Болото

Слабая

29.

Р-н к.408

0,8

Болото

Средняя

30.

Р-н к.319

1,5

Лес, кустарник

Средне-слабая

31.

Р-н к.440, вдоль коллектора

1,3

Кустарник

Средне-высокая

32.

Р-н к.461

0,7

Болото

Средне-высокая

33.

Р-н к.435

0,6

Болото, суходол

Средняя

34.

Р-н развилки дорог на к. к.402 и 434

0,3

Болото

Средне-высокая

35.

Р-н к. к.402 и 464, пойма ручья Межевого

1,3

Болото, пойма

Средняя

36.

Р-н к.10

3,8

Болото

Средне-слабая

37.

Р-н слева от дороги на к.415

1,3

Кустарник

Средне-высокая

Таблица 3.4

Распределение загрязнения территории Южно-Балыкского месторождения по биотопам и по степени

ПАРАМЕТРЫ

СТЕПЕНЬ ЗАГРЯЗНЕНИЯ

БИОТОП

НИЗКАЯ

СРЕДНЕНИЗКАЯ

СРЕДНЯЯ

СРЕДНЕВЫСОКАЯ

ВЫСОКАЯ

ДРЕНИРОвАННЫЕ УЧАСТКИ

ЗАБОЛОЧЕННЫЕ УЧАСТКИ

Количество участков

1

3

14

17

2

15

21

Общая площадь, га

3,4

5,6

49,65

110,7

14,4

42,4

124,35

% от общей площади месторождения

0,01

0,02

0,17

0,40

0,05

0,15

0,53

Средняя площадь одного участка, га

3,40

1,87

3,55

6,61

7, 20

2,83

9,38

Таблица 3.5

Информация о техногенном воздействии на окружающую среду ООО "Южно-Балыкский нефтепромысел" за 1999 г.

№ п/п

ПОКАЗАТЕЛИ

ЕД.

ИЗМЕРЕНИЯ

ЗНАЧЕ-НИЕ

1

2

3

4

1.

Объем добытой нефти

млн. т

0,7673

2.

Объем добытого газа

млн. м3

34515

3.

Коэффициент утилизации газа

%

100

4.

Общее количество скважин

шт.

405

5.

Общая протяженность трубопроводов

км.

426,61

6.

Протяженность трубопроводов, требующих замены

км.

46,7

7.

Протяженность автодорог

км.

250

8.

Протяженность ЛЭП

км.

196

9.

Количество кустовых площадок

шт.

89

Кличество КНС

шт.

5

10.

Кличество ДНС

шт.

3

Кличество факелов (свечей рассеивания)

шт.

7

11.

Количество ЦППН

шт.

1

12.

Количество шламовых амбаров

шт.

36

13.

Объем отходов бурения

тыс. т.

199,08

14.

Общее количество аварий с экологическими

последствиями, в т. числе на трубопроводах

случаев

61

15.

Причины аварий на трубопроводах:

- коррозия

случаев

60

- строительный и технический брак

случаев

-

- механические повреждения

случаев

1

- другие причины

случаев

-

16.

Обще количество загрязняющих веществ, попавших

при авариях в окружающую среду, в том числе:

238

- в водные объекты

т.

208,5

- на рельеф местности

т.

29,5

- в атмосферу

т.

0

в том числе:

- нефти и нефтепродуктов

т.

4,37

- пластовых вод

т.

233

- газов

тыс. куб. м

0

17.

Площадь загрязненных при авариях земель

га

0,541

18.

Рекультивированно земель после аварии

га

0,064

19.

Площадь земель в пользовании

га

28400

20.

Задолженность по возврату земель

га

28400

21.

Количество карьеров по добыче нерудных

строительных материалов

шт.

0

22.

Объем добычи стройматериалов

тыс. куб. м

0

23.

Количество источников выбросов в атмосферу

шт.

438

- в т. ч. стационарных

шт.

438

24.

Объем выбросов в атмосферу

т.

17677,237

Данные о техногенной нагрузке, представленные в таблице 3.5., отражают средние значения указанных показателей за последние 5-7 лет. Из таблицы видно, что основная масса загрязняющих веществ (86 %) попадает в водные объекты, 11 % используемых нефтепроводов нуждаются в капитальном ремонте, основной причиной аварий трубопроводов является коррозия.

Таблица 3.6

Источники выбросов вредных веществ в окружающую среду на территории Южно-Балыкского месторождения

НАИМЕНОВАНИЕ

КОЛИ-ЧЕСТВО

ОБЪЕМ

ВЫБРОСОВ

НЕГАТИВНОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ

1

2

3

4

1. Добывающие скважины

317

81,424 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

2. Групповые замерные установки (ГЗУ)

94

7,454 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

3. Дожимные насосные станции (ДНС)

3

а) нефтяные сепараторы

5

13,971 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

б) газовые сепараторы

3

125,18 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

в) центробежные на - сосы

3

10,249 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

4. Кустовые насосные станции (КНС)

5

28,470 т/год

Выбросы углеводородов в атмосферу

а) свечи рассеивания (факела)

5

СН4 - 17410 т/год

Выбросы продуктов горения попутного газа в атмосферу

б) центробежные насосы

5

Выбросы углеводородов в атмосферу

5. Газокомпрессорная станция

1

СО - 60,2 т/год

Выбросы продуктов горения попутного газа в атмосферу

6. Цех подготовки и перекачки нефти

а) свечи рассеивания (факела)

2

СО - 2766, 7 т/год

NO2 - 17,3 т/год

сажа - 258,9 т/год

Выбросы продуктов горения попутного газа в атмосферу

б) центробежные насосы

10

СН4 - 287,3

Выбросы углеводородов в атмосферу

5. Нефтепроводы

173 км

в среднем - 5 т/год*

Сбросы нефтесодержащей жидкости в водные объекты и почвенный покров

6. Водоводы ППД

254 км

в среднем - 250 т/год*

Сбросы минерализованной пластовой воды в водные объекты и почвенный покров

4. Сварочные посты

7

а) оксида железа - 0,03 т/год

б) марганца и его оксидов - 0,0028 т/год

в) оксидов углерода - 0,018

Выбросы сварочного аэрозоля

5. Административные здания

3

7 м3/год

твёрдые бытовые отходы (ТБО)

6. Столовая

1

2,52 м3/год

твёрдые бытовые отходы (ТБО)

7. Вахта-80

1

36 м3/год

твёрдые бытовые отходы (ТБО)

* - приблизительные данные по указанным выше причинам

Анализируя таблицу 3.6., можно сделать вывод о том, что основными источниками выбросов в атмосферу на территории месторождения являются факела (свечи рассеивания): 2 на ЦПС и 5 на КНС. К сожалению, нет данных об объемах выбросов продуктов горения из факелов КНС, есть лишь объем поступающего на них природного газа.

На рис.3.7 показана динамика порывов на территории Южно-Балыкского месторождения. Линии тренда говорят о возрастании аварийности трубопроводов. Причем тенденция к возрастанию в более сильной степени прослеживается у аварий в пределах кустовой площадки, но внекустовые порывы являются наиболее опасными.

Глава IV. Рекомендации по рекультивации нефтезагрязненных территорий

Под рекультивацией понимается комплекс работ, направленных на восстановление продуктивности и народохозяйственной ценности нарушенных земель, а так же на улучшение условий окружающей среды в соответствии с интересами общества. Нарушенные земли есть земли, утратившие в связи с их нарушением первоначальную ценность и являющиеся источником отрицательного воздействия на окружающую среду (ГОСТ 17.5.01-83).

Предприятие, допустившее загрязнение окружающей среды нефтью, нефтепродуктами и нефтесодержащими технологическими водами несет полную ответственность за проведение, финансирование и результат рекультивационных работ.

4.1 Рекультивация нефтезагрязненных земель

Успешность рекультивационных мероприятий на нефтезагрязненных землях в первую очередь обеспечивается своевременностью и качеством работ по ликвидации аварийных разливов нефти, которые обязаны проводить цеха технического обслуживания, ремонта трубопроводов и ликвидаций последствий аварий нефтегазодобывающих предприятий. Аварийные работы, предшествующие рекультивации, должны выполняться в соответствии с действующими нормативными документами, например, по "Временной инструкции по ликвидации аварийных проливов нефти с водных и грунтовых поверхностей”, разработанной ЗапСибНИИ добычи нефти в 1989 году [2]. В ней определены основные положения по составлению операционного плана подготовительных работ, содержащего перечень мероприятий, необходимых для локализации и сбора нефти с поверхности, даны конкретные рекомендации, схемы сбора и набор механизмов.

Рекультивация нефтезагрязненных земель осуществляется в два этапа: агротехнический и биологический, под которыми понимаются последовательно выполняемые комплексы работ в соответствии с технологическим проектом.

Технологический проект рекультивации является типовым документом, содержащим описание всего загрязненного участка, обоснование выбора основных рекультивационных мероприятий, технологические карты и ожидаемый результат.

Технологические карты рекультивации (ТРК) составляются на основе экологической оценки для всего участка или его частей. ТРК содержат схему и сроки проведения работ, набор механизмов, а также основные количественные показатели.

Экологическая оценка производится по специальной методике "Оценка фитопригодности нефтезагрязненных земель Среднего Приобъя" с целью выбора оптимальных в экологическом отношении технологических мероприятий, обеспечивающих сохранение уцелевших элементов нарушенных биогеоценозов или по иным методикам, позволяющим оценить состояние загрязненной территории [9].

Возврат рекультивированного участка территории землепользователю осуществляется по завершении биологического этапа на основании акта оценки эффективности рекультивации. Продолжительность всего цикла работ в зависимости от общего уровня загрязнения и биотопических условий может составлять 3-4 года.

Настоящие рекомендации применяются при рекультивации лесных, болотных и пойменных почв Среднего Приобъя, как свежезагрязненных товарной и сырой нефтью, так и очистившихся естественным образом после загрязнения в прошлом.

Для технической рекультивации (восстановления) загрязненных нефтью почв с учетом природных факторов был выбран нефтезагрязненный участок площадью 2,0 га в районе куса 424 Южно-Балыкского месторождения.

На выбранной территории, которая представляет собой болото с торфяно-болотным типом грунта, определялись визуально границы распространения загрязнения, а затем с помощью шурфования и исследования полученных проб - глубину проникновения нефти и ее количественное содержание.

Визуально определено, что общая площадь замазученности составляет 2,0 га.

Отмечено присутствие на данном участке древесной и травянистой растительности. На момент обследования по краям участка произрастала пушица, багульник, брусника, осоки. Дополнительно отбирались пробы грунтов для агрохимических анализов (определялось остаточное содержание питательных веществ в нефтезагрязненных почвах), т.к. при биологической рекультивации неблагоприятно сказывается как недостаток, так и избыток отдельных минеральных питательных элементов почвы.

Из за нарушения азотного режима и вытеснения нефтью кислорода из почвы нарушается корневое питание растений и жизнедеятельность микроорганизмов.

Для отработки технологий по рекультивации нефтезагрязненных почв была разработана программа и методика испытаний различных приемов рекультивации по бороздной и сплошной схемам:

Рыхление нефтезагрязненных почв.

Внесение чистого торфа.

Внесение минеральных структурных мелиорантов.

Внесение минеральных удобрений.

Посев однолетних и многолетних трав.

Варианты опытов формировались на сочетании перечисленных приемов и способов рекультивации. На участке закладывались контрольные делянки, которые в дальнейшем использовались для определения самовосстановительных свойств почв.

При проведении обследований нефтезагрязненного участка на территории Южно-Балыкского месторождения были отобраны пробы грунтов для физико-химических исследований. Отбор проб грунтов производился согласно требованиям ГОСТ 17.4.3.

В результате проделанной работы научно-производственным отделением ТОО "Эко-инвест” была разработана следующая методика анализа степени замазученности почв [2].

Образец пробы помещался в сушильный шкаф и высушивался до постоянного веса. Так как при сушке, кроме воды, испаряются и легкие углеводороды, то условия высушивания создавались по возможности более "мягкими" - температура в интервале 50-700С. Это позволило избежать значительной погрешности из-за испарения легких углеводородов. При сушке выяснилось, что часть проб содержала большое количество воды. Как потом оказалось, эти образцы были представлены почти чистым мхом. Уменьшение веса таких образцов составляло 50-60 % от веса исходной навески. Высушивание таких образцов растягивалось на несколько суток.

Образцы почв, состоящих почти исключительно из минеральных компонентов (в основном глин и алевритов) высушивались гораздо быстрее и не имели столь значительных уменьшений в весе. После окончания сушки образцов (до постоянного веса) определенная вывеска каждого из образцов помещалась в аппарат Сокслета и экстрагировалась до полного удаления из них битумоидов. Всего проанализировано 25 образцов. Анализ полученных данных показал, что концентрация битумоидов в пробах принята в довольно широких пределах от 8,9 до 50,1 г на 100 г дебитуминизированной сухой массы. Минимальные содержания характерны для проб почв, представленных минеральными компонентами, а максимальные характерны для почв, состоящих исключительно из растительных остатков (обычно мхов). Отмеченная закономерность объясняется огромной удельной поверхностью растительных остатков (мхов) и чрезвычайно малой их плотностью в отличие от минералов (в 60-100 раз).

Обследованиями было установлено, что при аварийных разливах в болотах загрязнению подвергается в основном верхний 10 см слой торфа. Содержание нефтепродуктов в верхнем 5 см слое колеблется в пределах от 38,5 до 50,1 % весовых, а в 10 см слое от 8,9 до 15,8 %.

По результатам проведенных исследований были сделаны следующие выводы [2]:

Нефть распределяется на загрязненном участке, как правило, неравномерно, вследствие чего на одном участке обычно представлены все три степени загрязнения.

Большая часть из обследованного участка имеет сильную и среднюю степень загрязнения 42,1-50,1 % и 10,2-38,5 % соответственно, 5,2-0,8 - слабую.

Кроме содержания нефтепродуктов, в этих пробах определялось остаточное содержание питательных веществ для растений, т.к. для восстановления в этих почвах первоначального плодородия необходимо дозированное внесение удобрений и минеральных добавок.

Доля NРК составляет при биологической рекультивации от 45-90 кг

на га до 130-180 кг/га в зависимости от содержания питательных элементов, от времени, прошедшего с момента разлива и типа почв. Как показали результаты анализов, обеспеченность почвы азотом, фосфором и калием на всех трех участках с разной степенью загрязнения довольно высокая. Это связано с процессами естественного разложения нефти. Однако образующиеся таким образом соединения азота, фосфора и калия плохо усваиваются растениями.

При отработке технологий по рекультивации на опытных делянках замазученного участка в районе куста 424 вносилось 45 кг/га сложного удобрения (NРК).

На основании визуальных наблюдений и результатов анализов вся замазученная территория в районе к.424 была разбита в зависимости от степени загрязнения на три опытных участка:

Участок с сильной степенью загрязнения.

Участок со средней степенью загрязнения.

Участок со слабой степенью загрязнения.

На участках проведены опытные рекультивационные работы (вспашка, внесение удобрений, мелиоранта, посев однолетних и многолетних трав). По результатам обследования опытных участков в конце вегетационного периода было установлено следующее:

На участке с сильной степенью загрязнения было заложено 3 варианта обработки почв и высеяно 7 различных травосмесей.

1 вариант: проективное покрытие травами 100 %, средняя высота 40 см, многолетних трав - 5-15 см, окраска растений - темно-зеленая.

2 вариант: проективное покрытие травами 100 %, средняя высота 30 см, многолетних трав - 5-15 см, окраска растений - желтовато-зеленая.

3 вариант: проективное покрытие травами 30-50 %, средняя высота 40 см, многолетних трав очень мало единичные (экземпляры), их высота - 5-12 см, окраска растений - желтовато-зеленая, листья овса засохшие, бурого цвета, травы зеленовато-желтые, угнетенные.

На участке со средней степенью загрязнения был заложен один вариант обработки почвы и 4 варианта травосмесей. Проективное покрытие сеянными травами 100 %. Высота овса 70-90 см, многолетних трав 25-40 см. Окраска растений темно-зеленая. На контрольном участке появляются единичные экземпляры морошки. Растения угнетенные, окраска листьев бледная, желто-зеленоватая.

На участке со слабой степенью загрязнения была внесена только минеральная подкормка. Проективное покрытие аборигенной флорой составляет 100 %. Растения в хорошем состоянии, листья темно-зеленые.

Для успешного проведения этапов биологической рекультивации замазученных почв необходим подбор почвообрабатывающих передвижных и прицепных орудий. Вся рекомендованная сельскохозяйственная техника серийного производства.

При обследовании данных участков через 3 года было установлено:

1. На участке с сильной степенью загрязнения, обработанного по трем вариантам, делянки полностью покрыты зеленым ковром из многолетних трав. Окраска листьев зеленого цвета.

2. На участке со средней степенью загрязнения проективное покрытие из многолетних трав составляет 100 %. Цвет листьев - темно-зеленый.

3. Участок со слабой степенью загрязнения покрыт естественной растительностью.

Основываясь на полученных результатах можно сделать следующие выводы [2]:

1. Испытания различных методов и приемов рекультивации почв, загрязненных нефтью, в целом дали положительный эффект. Данные участки могут быть сданы контролирующим органам как рекультивированные.

2. Участки со слабой степенью загрязнения практически не нуждаются в каких-либо особых методах рекультивации.

3. Следует рекомендовать разработанный технологический регламент на рекультивацию нефтезагрязненных почв к практическому применению на других участках.

Современные технологии рекультивации предусматривают проведение поверхностной обработки нефтезагрязненных земель различными орудиями и, в первую очередь, фрезерование.

Фрезерование решает одновременно несколько задач: снижает концентрацию нефти в верхних слоях, разбавляя ее более чистым грунтом из нижних горизонтов, увеличивает поверхность соприкосновения остаточных нефтепродуктов с биологически активной средой, улучшает водно-воздушный режим почв, позволяет равномерно распределить по обрабатываемому слою почвы вносимые минеральные удобрения, известковые материалы.

В последние годы происходит значительный прорыв в механизации рекультивационных работ. Разработаны оригинальные конструкции и начато серийное производство шагающих понтонных болотоходов БШ-3. Хорошо зарекомендовали себя болотоходы со спаренными колесами МРТ-1. Создан автономный агрегат ЭМ-2М на шасси канадского снегохода Nondwil. Сконструированы несколько видов фрез повышенной прочности, позволяющих перемешивать почвы на глубину 20-40 см. Успешно прошла 2-х летние испытания фреза с гидроприводом на базе вездехода ГАЗ-71.

Агрегат ЭМ-2М (экологическая машина 2-й модели, модернизированная) Томского предприятия "Приборсервис" применяется для работы на труднопроходимых болотных почвах. Масса агрегата составляет 3,5 т, мощность автономного дизельного двигателя - 79,5 квт. Фреза оригинальной конструкции при скорости 300-400 об. /мин., способна измельчать и перемешивать грунт на глубину до 30 см и перерубать корни деревьев диаметром до 4 см, ширина захвата - 300 см, производительность работы до 0,5 га/час. В качестве транспортного средства используются болотоход "Хаски" канадского производства или аналогичный по проходимости и грузоподъемности, на платформу которого устанавливается агрегат. Из-за низкой несущей способности переувлажненных грунтов все технологические операции проводятся за один проход техники.

Одновременно с фрезерованием почвы проводится известкование, внесение минеральных удобрений и посев, при необходимости вносятся биологические препараты промышленного производства или масштабированная аборигенная микрофлора. Препараты на сухом торфе разбрасываются с помощью специального устройства, жидкие - через форсунки, емкость бункера около 1 м3.

Применение агрегата целесообразно на участках большой площади и длиной гона не менее 200 м.

МРТ-1 (многофункциональный рекультивационный трактор, с горизонтальной и вертикальной фрезами успешно применяется при рекультивационных работах. Спаренные колеса низкого давления экспериментального трактора создают минимальное давление на поверхность почвы, что дает возможность неоднократного прохождения по одному и тому же месту и, следовательно, разделения и повторения технологических операций. Горизонтальная фреза имеет ширину захвата 300 см, глубина фрезерования составляет 20-25 см. С помощью вертикальной фрезы производится нарезка канав глубиной до 70 см и шириной 50-60 см на поверхности обрабатываемого участка. Минимальное расстояние между ними может составлять от 3 и более метров. При правильном расположении канав происходит понижение уровня грунтовых вод и сток в них свободной нефти.

Применение агрегата целесообразно на труднопроходимых переувлажненных участках болот средней и большой площади.

БШ - болотоход шагающий, разработан ТПП "Лангепаснефтегаз" на базе колесного трактора МТЗ. Имеет три металлических понтона с механизмом, обеспечивающим попеременное перетаскивание основного и двух крайних понтонов-поплавков. Длина агрегата 913 см, ширина 360 см, высота 356 см. Масса шагающего болотохода вместе с фрезой составляет 9 190 кг, давление на грунт не превышает 0,1 кг/см2, мощность двигателя 57 квт. Рабочее орудие - фреза с шириной захвата 260 см, позволяющая проводить поверхностную обработку до глубины 30см. Радиус разворота болотохода 14 м, транспортная скорость до 4, рабочая - 0,2-1 км/час, производительность за 1 час работы - 0,2 га. БШ предназначен для работы на труднопроходимых даже для человека топких болотах.

Фреза с гидроприводом на базе вездехода ГАЗ-71. Предназначена для проведения рекультивационных работ на мелкоконтурных болотных участках. Агрегат незначительно превышают габариты ГАЗ-71, маневренен. Заглубление фрезы 15-20 см, что позволяет проводить рекультивационные работы в коридорах коммуникаций, над трубопроводами.

4.3.1 Технологические карты рекультивации нефтезагрязненных земель

Технологические карты содержат последовательность и сроки проведения рекультивационных операций и видов работ на конкретном загрязненном участке с указанием механизмов и орудий, при помощи которых эти работы проводятся. Операции выбираются на основании экологической оценки и почвенно-растительных условий участка. Для наиболее типичных случаев предлагаются технологические карты, описывающие все основные виды работ (табл.4.1 - 4.4).

Таблица 4.1. Технологическая карта рекультивации разлива нефти (в районе куста № 413)

Биотоп: сосняк болотный

Степень загрязнения: средняя - сильная

Давность загрязнения: старый обновляющийся

Номер операции и виды работ

Состав агрегата

Производительность

Срок проведения,

Примечание

трактор

орудие

га/час

месяцы

Подготовительный период

Оценка степени загрязнения и деградации

фитоценоза участка, создание технологического проекта рекультивации и согласование его в территориальном комитете по экологии

06 2000 г.

Оценка проводится через один летний сезон после аварии

2. Обваловка территории разлива со стороны

возможного повторного загрязнения

Э1514,Э2515,Э-153,Э-153А

05-09

2001 г.

Насыпь создается со стороны участка на расстоянии 1 - 1,5 м от канавы

3. Расчистка территории выдела № 3 от мертвого древостоя и технологического мусора

ЛХТ-55

бензопила

05-10 2001 г.

Возможно вручную

Агротехнический этап

4. Сбор оставшейся нефти с помощью насосов и скиммеров на выделах № 1 и №2

"Вайкома"

"Эластек"

05-09 2001 г.

5. Обработка поверхности сорбентами в соответствии с инструкциями по применению № 1 и №2

препарат

"Лидиойл"

05 - 09

2001 г.

Утилизация или регенерация сорбентов обязательна

6. Обработка водной поверхности и микропонижений бактериальными препаратами в соответствии с инструкцией применения

Любые агрегаты, оборудованные емкостями для оживления препаратов и авто - и мотопомпами, обеспечивающими равномерное распыление суспензии по обрабатываемой поверхности: АЦ 40 (ЗИЛ-131) - 137; АЦ 40 (133Г) - 181; АЦ 40 (375Н) - 450А; АХТ-55 с мотопомпой МЛН-25/0,25; ЗИЛ 131-АРС; ЦА 320 и др.

06 - 07

2001 г.

ОРР-1

ОМР-2

0,1

0,2-1,0

7. Фрезерование территории выдела № 2и №3 на глубину 15 см с одновременным внесением комплексных минеральных удобрений в дозе 140 кг

ДТ-75,БШ-3,ЭМ-2М,

"Витязь"

ФБН-1,5,ФБН-2,

0,4-0,6

0,75

07 - 09

2001 г.

8. Оценка эффективности агротехнического этапа (проводится по прошествии полного

летнего сезона после окончания работ)

09 - 10

2001 г.

При концентрации нефтепродуктов выше нормативных этапы № 6 и № 7 повторяются или заменяется

Таблица 4.2. Технологическая карта рекультивации разлива нефти (район куста № 426)

Биотоп: рогозово-осоковое болото

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас