Природоохранные мероприятия по снижению выбросов в атмосферу на примере предприятия "Варан"

ПРИРОДООХРАННЫЕ МЕРОПРИЯТИЯ ПО СНИЖЕНИЮ ВЫБРОСОВ В АТМОСФЕРУ НА ПРИМЕРЕ ПРЕДПРИЯТИЯ "ВАРАН"

		

		


		Содержание

		

			Введение

		Глава 1. Физико-географическая и геологическая характеристика района расположения предприятия

		1.1 Климатическая характеристика района расположения предприятия

					1.2 Оценка состояния почвенного покрова

		1.3 Геологические сведения о местоположении промышленного объекта

		Глава 2. Технология добычи нефти шахтным подземным способом и рациональное использование минеральных ресурсов

		Глава 3. Характеристика предприятия как источника загрязнения природной среды

					3.1 Производства, загрязняющие водную среду

					3.2 Основные производства, загрязняющие атмосферу

					3.3 Загрязнение твердыми отходами и обращение с ними

		Глава 4. Оценка уровня загрязнения атмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО "Варан"

		4.1 Мониторинг состояния атмосферного воздуха в районе действия предприятия ОАО "Варан"

					4.2 Характеристика установок по очистке газа

					4.3 Сведения о залповых и аварийных выбросах

		4.4 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

					4.5 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

					4.6 Основные результаты реализации проекта

				Глава 5. Экономическое обоснование проекта

		5.1 Определение капитальных вложений на реконструкцию котельных НШ-2

					5.2 Эксплуатационные затраты новой котельной

					5.3 Экономическое и экологическое обоснование проект

				Глава 6. Планирование природоохранной деятельности

			Заключение

			Список использованных источников

		

		


		Введение

		

		Подземная разработка залежей высоковязких нефтей и природных битумов является одним из эффективных методов, обеспечивающих максимальное использование углеводородного сырья.

		Мировые запасы высоковязких нефтей и битумов во много раз превышают разведанные в настоящее время запасы обычных нефтей. Несмотря на то, что добыча высоковязких нефтей и битумов в экономическом отношении не может конкурировать с добычей легких нефтей, освоение и промышленное внедрение эффективных способов добычи таких углеводородов является важнейшей задачей ввиду ограниченности запасов обычных нефтей и постоянно растущих цен на мировом рынке.

		Главная роль в решении проблемы повышения нефтеизвлечения из пластов высоковязких нефтей и природных битумов отводится тепловым методам. Основные их достоинства заключаются в снижении вязкости нефти, обеспечивающей повышение её подвижности. Среди тепловых методов одним из наиболее эффективных является паротепловое воздействие. Впервые в мировой практике на Ярегском месторождении (Республика Коми) создана термошахтная технология, промышленное внедрение которой осуществляется с 1972 года.

		Для закачки пара в пласт необходим предварительный прогрев жидкости на поверхности, с этой целью на предприятии существуют котельные, работающие на газе. В представленном дипломном проекте основное внимание уделено работе котельных на промплощадке нефтешахты № 2.

		Целью проекта является решение задачи по снижению выбросов загрязняющих веществ от работы котельных и уменьшению затрат на эксплуатацию котельных.

		Для достижения поставленной цели решаются следующие задачи:

		- анализ воздействия предприятия на окружающую среду

		- выявление наиболее существенных источников загрязнения на атмосферу

		- разработка методов по снижению выбросов в атмосферу 

		

		


		Глава 1. Физико-географическая и геологическая характеристика района расположения предприятия

		

		Акционерное общество открытого типа «Варан» находится в городе Ухта, Республики Коми. ОАО «Варан» образовано 01.11.92 года путем выделения из уставного фонда Ухтинского НПЗ части основных фондов в виде технологических установок: БУ-1, БУ-2. Совместное Российско-Британское открытое акционерное общество «Варан» является нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей компанией и производит широкий спектр нефтепродуктов. «Варан» – единственный на территории бывшего СССР производитель уникальных видов продукции из тяжелой Ярегской нефти, поставляемой в Россию и в страны СНГ: масел – мягчителей нафтопласта и полимерпласта, битума, высокоплавкого мягчителя А-1, битумов хрупких марок «Б» и «Г», пластбита, дистиллята трансформаторного масла. Эти продукты переработки тяжелой Ярегской нефти применяются в производстве изделий резинотехнической, шинной, электротехнической и кабельной промышленности, производстве смазочно-охлаждающих жидкостей и пластических смазок, лакокрасочной продукции, электроизоляционных масел, производстве противошумных автомобильных мастик и в других отраслях национальной экономики.

		В августе 1993 года к ОАО «Варан» присоединено нефтешахтное управление «Яреганефть», входившее до этого в состав АО «Коминефть». Производство по добыче нефти – структурное подразделение ОАО «Варан», занимающееся добычей нефти шахтным способом, включает в себя три нефтешахты, вспомогательные цеха и участки. Начало эксплуатации залежи тяжелой нефти положено в августе 1947 года. Промышленная разработка Ярегского месторождения осуществляется шахтным методом с 1939 г. на режиме растворенного газа с применением "Ухтинской" и уклонно-скважинной систем разработки. Вторичная промышленная разработка месторождения /добыча нефти/ ведется с 1972 г. термошахтным способом, с применением двух-горизонтной системы разработки.

		Объекты Ярегского участка расположены в 23-25 км от административного центра Ухтинского района - г. Ухта и связаны с ней автомобильной дорогой. Транспортное сообщение предприятия с сетью железных дорог общей сети МПС осуществляется посредством подъездных путей от станции Ярега. Нефть, добываемая на нефтешахтах, поступает на нефтебазу, с которой железнодорожным транспортом направляется на установки по переработке, расположенные на территории промплощадки ОАО «Ухтинский» НПЗ. В санитарно защитной зоне предприятия, в основном размещены объекты промышленного назначения.

		В непосредственной близости от предприятия отсутствуют зоны отдыха, санатории, пионерлагеря, памятники культуры и другие объекты. Ярегское месторождение расположено в пределах крупной пологой и асимметричной Ухтинской брахиантиклинальной складки, находящейся на восточном склоне Южного Тимана, являющегося западным бортом Печорской депрессии.

		

		1.1 Климатическая характеристика района расположения предприятия

		

		В гидрографическом отношении описываемая территория относится к бассейну северных морей и характеризуется сильной разветвлённостью речной сети, заболоченностью местности. Часть болот была подвержена осушению.

		В рельефе района преобладают увалистые и плоские мореные равнины, сложенные водно-ледниковыми и озёрными осадками, с обширными болотными массивами.

		Слабая водопроницаемость мореных суглинков и быстрый сток атмосферных осадков обусловили развитие густой сети (0,56 км/км2), преимущественно транзитных рек. Реки в пределах пологоволнистой равнины, прилегающей к Тиману, характеризуются относительно узкими и глубокими долинами.

		Климат района умеренно-холодный с продолжительной и довольно суровой зимой и коротким, но сравнительно тёплым летом. Годовое количество осадков (672 мм) превышает величину испарений (200 мм/год),

		что и определяет избыточное увлажнение. Минимум осадков приходится чаще на февраль, максимум на летние месяцы.

		Главной водной артерией, прилегающей с севера к территории, является р. Ухта с её многочисленными притоками. Наиболее крупными притоками являются р. Ярега и р. Доманик. Долины рек преимущественно узкие, залесённые. Основным источником питания рек являются атмосферные осадки, составляющие около 80% годового стока.

		Глубокие и полноводные весной реки, летом и зимой сильно мелеют, что связано со слабостью грунтового питания их истоков. Замерзают реки в конце октября – начале ноября, вскрываются – в начале – середине мая. Во время весеннего половодья подъём уровня воды в реках составляет 2-3 м, в это время на участках с пологими берегами реки широко разливаются, затопляя низменные прилегающие пространства.

		Болота преобладают моховые, бугристые. Средняя глубина болот от 0,5 до 1,5 м. Замерзают болота во второй половине октября. Весной и осенью болота обычно переувлажнены.

		Зима холодная, с пасмурной погодой и частыми метелями. Самыми холодными месяцами года являются январь и февраль, среднемноголетняя температура которых составляет от -17 до -21 град. Абсолютный минимум равен –52 град. В начале и конце зимы возможны оттепели, которые сопровождаются гололёдом. Часты снегопады. Устойчивый снежный покров образуется во второй половине октября, толщина его в марте и апреле составляет 0,8 м. Снежный покров распределяется неравномерно: с ровных и возвышенных мест снег сдувается ветром, в пониженных местах наметает сугробы до 2-3 м.

		Лето прохладное с пасмурной погодой. Температура воздуха в течение суток изменяется от 8 до 17 град. Бывают жаркие дни с температурой 25-33 град, но в любом летнем месяце возможны заморозки. Осадки выпадают часто, преобладают кратковременные моросящие дожди, реже обильные короткие дожди.

		Ветры в течение года преимущественно юго-западные, весной и летом часто дуют северо-восточные. Средняя скорость ветра 4-5м/с. Сильные ветры бывают зимой во время пурги (22-28м/с).

		В таблице 1 приведены метеорологические характеристики и коэффициенты, необходимые для расчета рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере.

		

		Таблица 1

		Метеорологические характеристики и коэффициенты, определяющие условия рассеивания вредных веществ

		Наименование характеристик

		Величина

		Коэффициент, зависящий от температурной стратификации атмосферы

		160

		Коэффициент рельефа местности

		1

		Средняя температура наружного воздуха наиболее жаркого месяца,0С

		19,5

		Средняя температура наружного воздуха наиболее холодного месяца,0С

		-18,9

		Среднегодовая роза ветров, %

		

		С

		14

		СВ

		8

		В

		7

		ЮВ

		13

		Ю

		12

		ЮЗ

		20

		З

		17

		СЗ

		9

		Скорость ветра, повторяемость которой составляет м/с

		7,2

		

		В связи с особенностями климатических условий в районе расположения предприятия (преобладание низкой инверсии) условия для рассеивания вредных веществ в атмосфере неблагоприятные, способствующие созданию локальных зон с высокими концентрациями загрязняющих веществ. Это создает сложную экологическую обстановку на исследуемой территории. 

		

		1.2 Оценка состояния почвенного покрова

		

		Состояние уровня загрязнения почв является одним из наиболее важных показателей в ходе экологических исследований. Это обусловлено тем, что почвенный покров ярко отражает степень вносимых загрязнений, образующихся вследствие деятельности человека.

		Согласно почвенно-географическому районированию территория района относится к Тимано-Печорскому округу, Южно-Тиманскому почвенному району, торфянисто-глеевых, торфяно-глеевых иллювиально-гумусовых подзолов и подзолистых почв. Сложность растительно-почвенной географической характеристики заключается в расположении рассматриваемой территории на границе северной и средней подзон таежной зоны. Это обусловливает значительное разнообразие почв и растительности, благодаря наличию природных черт обеих подзон.

		Почвообразующие породы на большей части территории представлены флювиогляциальными маломощными грубозернистыми песками с гравием и галькой, с глубины 40-60см подстилаемыми моренными суглинками. Распространены моренные суглинки, а также покровные отложения на повышенных участках песчано-суглинистого состава, имеются древнеаллювиальные песчаные отложения ( на древних террасах ). Есть также выходы известняков, на них залегают карбонатные моренные суглинки.

		Развитие почвенно-растительного покрова связано с характером рельефа и составом пород.

		Преобладают разновидности подзолистого, болотно-подзолистого типов почв, развиты также болотные торфяные почвы, чаще верхового типа, в поймах речек представлены дерново-аллювиальные почвы разных степеней оглеения, есть окультуренные почвы.

		Тип подзолистых почв наиболее распространен в почвенном покрове на слабо повышенных волнистых водораздельных территориях под сосновыми, еловыми и смешанными лесами. Разновидности этого типа почв связаны с составом пород, степенью дренирования, обусловливающих выраженность и мощность подзолистого горизонта. Почвы характеризуются развитием сезонного оглеения, в них практически отсутствует гумусовый горизонт. Биогенноаккумулятивный слой представлен маломощной лесной подстилкой, слабо разложившейся, оторфованной в нижней части.

		В условиях удовлетворительного дренирования под еловыми и смешанными лесами на моренных и покровных суглинках строение почвы можно характеризовать следующим примером. Для подзолистых почв характерна сильнокислая реакция по профилю (рН=3,8-4,1), при подстилании карбонатной мореной рН имеет величину 6,9-7,2. Почвы, особенно песчаные, характеризуются малой буферностью, низкой поглотительной способностью.

		На дренированных приречных участках, на плоских выровненных междуречьях, занятых флювиогляциальными наносами, развиты под сосняками подзолистые и торфянисто-подзолистые иллювиально-железисто-гумусовые и иллювиально-гумусовые почвы. Эти почвы различаются по интенсивности иллювиирования гумуса, нарастающей с возрастанием и увеличением мощности органо-аккумулятивного слоя.

		На более влажных местах развиты иллювиально-железисто-гумусовые или иллювиально-гумусовые почвы. Растительность представлена сосняками, брусничными, черничными. В иллювиальном слое этих почв оседают, вымываемые из органогенного слоя (до 10-15 см мощностью) дисперсные гумусовые вещества (фульвокислоты) вместе с оксидами железа.

		Достаточно широко распространены болотные почвы, которые развиваются в понижениях рельефа или на плоских выровненных пространствах, очень слабо дренированных. Почвы характеризуются значительным накоплением с поверхности (до глубины 50 см и более) органической массы различной степени разложенности. Под органогенным слоем залегает иногда органоминеральный оглееный горизонт, прокрашенный гумусом, чаще же сразу идет глеевый, сизого цвета, разного механического состава слой. На данной территории в основном встречаются переходные и верховые болота. Результаты химического анализа свидетельствуют о кислой реакции, низком содержании подвижных фосфора и калия: 3-4 мг на 100 г первого и 1-3 мг на 100 г почвы второго.

		В поймах речек и ручьев развиты дерново-аллювиальные почвы. Главной их особенностью является периодическое отложение наилка. Формируются аллювиально-дерновые почвы с хорошо развитым дерновым горизонтом, под которым следует серия слоев иногда с погребенным дерновым горизонтом. На низких уровнях развиты аллювиально-дерновые глеевые, а на карбонатных породах - карбонатные дерновые почвы. Аллювиальные дерновые почвы представляют собой фонд пахотных почв, в частности, вблизи известкового карьера (руч. Лыаель), где эти земли используются. Биогенно-аккумулятивный слой (лесная подстилка) в рассматриваемых подзолистых (лесных) почвах имеет чрезвычайно важное экологическое значение. Будучи биоценотической структурой, она достаточно автономно существует от минеральной породы, что, с одной стороны, является благоприятным для поддержания растительного сообщества, с другой - является причиной чрезвычайной уязвимости биоценоза к внешним воздействиям, в частности, техногенным, особенно транспортным. Нарушение растительного покрова сопровождается разрушением мохового слоя и лесной подстилки, а с этим практически уничтожается биогеоценоз в целом вместе с субстратным бикомплексом (микрофлора, беспозвоночные).

		Ясно, что в случае полного уничтожения растительной и почвенной (т.е. органогенного слоя) структур, самовосстановление начинается на биологически инертном, практически безгумусном минеральном субстрате, что и является причиной медленного на Севере процесса самовосстановления растительности зонального типа.

		Понимание особенностей строения не только почв, но и северных экосистем в целом дает возможность охарактеризовать северные (таежные) экосистемы как легко уязвимые и быстро разрушающиеся, обладающие пониженной способностью к регенерации. Понимание характерных особенностей северных таежных экосистем позволяет разрабатывать на этой концептуальной основе практические приемы биологического восстановления разрушенных природных систем.

		На территории Ярегского нефтяного месторождения наибольшие нарушения почвенного покрова отмечены при отсыпке стройплощадок и строительстве дорог.

		Для охраны земель и биоты и рационального их использования принимаются следующие меры:

				организация защитных зон вокруг промышленных площадок;

				обваловка промысловых и производственных площадок на расстоянии 10 м от границ насыпи для локализации возможных загрязнений;

				предварительная подготовка территории, предполагающая вырубку леса в радиусе 50 м от проектируемых зданий и сооружений;

				разделка и использование древесины, складирование порубочных остатков и пней в зоне отводов, их последующий вывоз, захоронение или сжигание;

				срезка плодородного слоя почв и снятие торфа (при мощности до 1 м) для последующего использования при укреплении откосов, устройства газонов, рекультивации;

				прокладка коммуникаций в технических коридорах вдоль автодорог с минимально допустимыми расстояниями между ними;

				надземная прокладка комплекса коммуникаций на опорах в общей изоляции;

				использование местного песчаного грунта из выемок и породоотвалов в устройстве дорожных насыпей и площадок;

				техническая и биологическая рекультивации;

		строительство дополнительных трубопроводов на железобетонных опорах на высоте 1,0 – 1,5 м для прохода копытных животных.

		Геологические сведения о местоположении промышленного объекта

		В геологическом строении Ярегского месторождения принимают участие отложения верхнего протерозоя, девонской и четвертичной систем. Отложения верхнего протерозоя представлены метаморфизованными зеленовато-серыми сланцами и кварцитами. Отложения девонской системы представлены средним и верхним отделами. К среднему отделу относятся афонинский и старооскольский горизонты живетского яруса.

		Эти горизонты слагают основную часть пласта Ш (местное подразделение). Вверху пласта Ш залегают отложения верхнего девона (нижне-франского подъяруса) в составе пашийского горизонта. Пласт Ш в целом имеет сложное строение и представляет собой чередование конгломератов, песчаников, алевролитов и аргиллитов. Мощность его колеблется от 0 до 105 м, в среднем составляет 70 м.

		Верхнюю часть песчаников пласта Ш занимает нефтяная залежь, являющаяся объектом шахтной разработки. Мощность нефтяной залежи в среднем 25 м. Остальная часть пласта Ш водонасыщенная и может служить объектом для закачки промстоков нефтешахт после их предварительной очистки.

		В отложениях нижнефранского подъяруса верхнего девона выделены пашийский, кыновский и саргаевский горизонты. Как указывалось выше, в основании разреза верхнего девона залегают песчаники продуктивного пласта Ш. Выше по разрезу пашийского горизонта залегает пачка надпластовых аргиллитов мощностью порядка 10 м, представленных массивными тонкослоистыми породами средней крепости, являющимися хорошим водопроницаемым разделом.

		Выше прослеживается туфо-диабазовая толща мощностью около 40 м. Толща сложена туффитами, диабазами. Туффиты зеленовато-серые, грязно-серые, шлаковой и ноздреватой агломератовидной текстуры и могут служить водоупором.

		Диабазы тёмно-серые и зеленовато-серые, массивные, местами трещиноватые, трещины заполнены минеральными образованиями (кварц, кальцит). Залегают диабазы пластовыми интрузиями с частыми апофизами и дайками. Выше пашийский горизонт представлен в основном аргиллитами, среди которых выделяют два пласта – Б и П, представленные тонко- и мелкозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов, мощность их в среднем составляет 3 – 4 м. Пласт Б не везде прослеживается на площади. Общая мощность песчано-глинистой верхней толщи пашийского горизонта может достигать 25 – 27 м. Промышленного содержания нефти в этих пластах в пределах месторождения не имеется.

		Выше по разрезу прослеживается кыновский горизонт мощностью до 140 м. Сложен он преимущественно зеленовато-серыми, реже коричневыми аргиллитами, иногда с прослоями известняков и мергелей. В средней части горизонта залегает пласт А общей мощностью 3 –15 м, а вверху – пласт 1, общей мощностью 2 –12 м. Пласты представлены тонкозернистыми песчаниками, глинистыми алевролитами с прослоями глин и аргиллитов. Указанные пласты промышленного значения не имеют.

		Саргаевский горизонт сложен аргиллитоподобными глинами зеленовато- серыми, местами песчанистыми и известковистыми. Средняя мощность горизонта в пределах месторождения около 40 м. Выше залегают отложения доманиковой свиты верхнефранского подъяруса. Эти отложения представлены известняками тёмнозеленовато-серыми, тонко- и мелкокристаллическими, слоистыми, зачастую окремнёнными с прослоями глин, мергелей и битуминозных сланцев. Отложения верхнего девона мощностью до 250 м доманикового горизонта можно считать надёжным водоупором для всего Ухтинского района.

		Четвертичные отложения сложены глинами, суглинками, супесями, песками с гравием, галькой и валунами. Мощность отложений до 24 м.

		Наличие залежей нефти на Ярегском и Западно-Тэбукском месторождении свидетельствуют о хорошей гидрогеологической закрытости пласта Ш в Ухтинском районе. Песчаники пласта Ш в районе Ярегского месторождения обладают хорошими коллекторскими свойствами: эффективная пористость мало отличается от общей и изменяется в широких пределах от 8 до 34%, в среднем составляя 26%. Проницаемость коллектора также колеблется в широких пределах от 0 до 12.2*10-12м2. Средняя проницаемость, определённая по керну, составляет 3,2∙10-12м2.

		Среднее по месторождению текущее соотношение насыщенностей после первоначальной разработки составляет:

		остаточная нефтенасыщенность – 83%;

		водонасыщенность – 17%;

		Пластовая температура – +6ОС.

		Вязкость дегазированной нефти при пластовой температуре изменяется от 12 до 15.3 Па∙с. Плотность нефти при температуре +20ОС – 0.945г/см3:

		общая пористость 26 – 30%,

		открытая пористость – 10 – 25%,

		проницаемость – 2,5 –3 дарси.

		В районе месторождения выделяются следующие формы скопления подземных вод: водоносный верхне-протерозойский метаморфический комплекс, живетский комплекс, пласт Ш пашийского горизонта, пласты А и 1 кыновского горизонта, доманиковый карбонатный горизонт и нерасчленённый четвертичный комплекс. Воды верхнепротерозойского метаморфического комплекса относятся к солёным (23-40 г/л), по солевому составу – к хлор-кальциевому типу, группа вод хлоридная, подгруппа натриевая, сульфаты отсутствуют. Водоносной является трещиноватая зона глубиной до 400 м. В водоносном живетском комплексе – пласте Ш выделяют подземные воды подошвенные и краевые. Вода содержится как в порах песчаника, так и в трещинах. Для месторождения характерно увеличение минерализации с глубиной, а так же с северо-запада на юго-восток. Воды пласта относятся к солёным с минерализацией от 10 до 35 г/л, хлор-кальциевому типу, группе хлоридных, подгруппе натриевых. Воды безсульфатные.

		Пласт Б содержит преимущественно пропитанные нефтью песчаники, практически безводные. В пласте А водоносными являются трещиноватые известняки и песчаники. Водообильность пласта относительно низкая. Минерализация вод по площади довольно изменчивая и колеблется в пределах от 1,5 до 4,4 г/л. Воды гидрокарбонатно-натриевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Водоносность пласта 1 установлена на восточном крыле Ярегской структуры. Битуминозные песчаники пласта имеют низкую водообильность. Вода пресная с минерализацией 0,5 г/л, гидрокарбонатно-натриевого типа. По мере погружения пласта в восточном направлении минерализация увеличивается до 15-20 г/л и по составу относится уже к хлор-кальциевому типу. В доманиковом карбонатном горизонте подземные воды пресные с минерализацией до 0,6 г/л, гидрокарбонатно-кальциевого типа с запахом сероводорода. Горизонт имеет высокую водообильность. Подземные воды его пригодны для водоснабжения населения. Воды четвертичных отложений приурочены к линзам песков, залегающих среди мореных суглинков. Отложения имеют невысокую водообильность. Солевой состав воды гидрокарбонатно-кальциевый с минерализацией порядка 0,5 г/л.

		Месторождение представляет собой весьма значительную по размерам, сложную по строению, но единую нефтяную залежь в центральной части Ухтинской складки. Она приурочена к Ярегской и Лыаельской и меньшей между ними Южно-Ярегской структурам, с их плоскими сводами, пологими крыльями и переклиналями, которые объединяются общим контуром нефтеносности. Протяженность залежи в региональном направлении с северо-запада на юго-восток около 23 км - до скв. 7 – Н.. Последняя видимо находится уже на северной переклинали не менее крупной вежавожской структуры, вместе с которой общая протяженность залежи около 36 км.

		Следует подчеркнуть общий асимметричный характер залежи, обусловленный как морфологической асимметричностью самих структур, которые имеют значительно более широкие и пологие северо-восточные крылья, так и вклиниванием пласта на западе древней береговой линии, где располагаются доживетские и более поздние поднятия фундамента и сформировавшиеся под ними своды структур по пласту. Здесь, а также на северо-западе месторождения, песчаники главным образом в нижней пачке пласта местами замещаются маломощными существенно глинистыми отложениями и обрезаются в зоне выклинивания крупными тектоническими нарушениями. Наибольшей мощности (до 106 м) они достигают в широкой продольной (осевой) части месторождения.

		На востоке по падению залежи пласт снова заметно сокращается в мощности (до 20 – 30 м), причем в ряде мест продуктивные песчаники близ контура нефтеносности замещаются глинистыми отложениями или представлены практически непроницаемыми и конгломератовыми песчаниками верхней части пласта. Максимальная высота залежи 83 м на Ярегской структуре и 75 м на Лыаельской. Близка к ним (83 м) высота в Вежавожской структуре, а на Южноярегском поперечном куполе она около 45м.

		Все это позволяет отнести залежь к типу пластовых, сводовых, асимметричных, литологически ограниченных, местами тектонически-экранированных.

		

	


		Глава 2. Технология добычи нефти шахтным способом и рациональное использование минеральных ресурсов

		

		В 1966-71 годах в научно-исследовательских институтах «ВНИИнефть» и «ПечорНИПИнефть» была обоснована технология термошахтной добычи нефти.

		На основании этих работ в 1968-71 годах проведены опытно-промышленные работы по исследованию различных систем паротеплового воздействия на пласт в условиях нефтяных шахт. В результате чего была разработана и внедрена двухгоризонтная система термошахтной разработки.

		Как показал опыт разработки Ярегского месторождения высоковязкой нефти, наиболее эффективным способом шахтной добычи нефти является термошахтный, включающий тепловое воздействие на пласт, способ получил впервые в мировой практике промышленное использование на этом месторождении.

		Критериями выбора первоочередных объектов высоковязких нефей и природных битумов для разработки термошахтным способом являются: глубина залегания — до 600м; остаточные балансовые запасы нефти не менее 2,0 млн. т; устойчивые породы продуктивных пластов и вмещающих горизонтов, вязкость нефти более 50 мПас; нефтенасыщенность более 6% весовых и более 50% (объемных); газонасыщенность не более 10 м3 /т; пористость пород продуктивного пласта более 16 %, проницаемость более 0.1 мкм2; начальная температура пласта не выше 260С.

		Основные геолого-физические характеристики продуктивного пласта Ярегского месторождения, обеспечивающие эффективность применения термошахтного способа: небольшая глубина залегания, большая эффективная толщина, хорошие коллекторские свойства, большая остаточная нефтенасыщенность после первичной разработки на естественном режиме истощения.

		Практика применения теплового воздействия на трещиноватый коллектор показывает, что наличие густой сетки пологих скважин создает возможность для интенсивного прогрева, позволяет повысить коэффициент охвата неоднородного пласта.

		При нагнетании теплоносителя в трещиноватый пласт, закачиваемый агент, особенно в начальной стадии тепловой обработки, распространяется преимущественно по трещинам. При этом происходит эффективный прогрев пласта из густой системы трещин за счет теплопроводности. При поддержании в трещинах постоянной температуры скорость прогрева определяется лишь продолжительностью процесса тепловой обработки и почти не зависит от темпа ввода тепла в пласт. Расчеты показывают, что текущий расход тепла на нагревание пласта при постоянной температуре в трещинах резко снижается во времени при почти постоянном темпе теплопотерь в окружающие породы. Отсюда делается вывод, что в условиях трещиновато-пористой среды высокая тепловая эффективность может быть достигнута при поддержании темпа ввода тепла в пласт на оптимальном уровне, который должен снижаться по мере прогрева пласта. Превышение оптимального уровня закачки теплоносителя приводит к дополнительным потерям тепла с добываемой жидкостью, увеличению тепловыделений в шахтную атмосферу и уходу тепла за пределы разрабатываемого участка. Ускорить прогрев пласта при описанном механизме теплового воздействия можно двумя способами - за счет увеличения охвата поверхности трещин теплоносителем или за счет повышения параметров закачиваемого агента.

		Основными факторами, участвующими в механизме нефтеотдачи, являются: снижение вязкости нефти, которое создает условия для гидродинамического вытеснения; термическое расширение пластовых флюидов; гравитационное дренирование пласта; вытеснение нефти за счет капиллярной пропитки.

		Роль этих факторов в механизме нефтеотдачи зависит в основном от температуры пласта и возрастает с ее увеличением.

		При средней температуре пласта 70-90°С нефтеотдача от этих факторов может быть следующей:

				за счет снижения вязкости нефти и гидродинамического вытеснения— 15-20%;

		за счет термического расширения пластовых флюидов — 5-10%;

		за счет гравитационного дренирования пласта — 15-20%;

		за счет капиллярной пропитки — 6-10%.

		Таким образом, за счет указанных факторов нефтеотдача при термошахтной разработке Ярегского месторождения может достичь 40-60%, а с учетом предшествующей разработки залежи на естественном режиме 45-65%.

		Технология термошахтной добычи нефти реализуется на Ярегском месторождении в виде нескольких систем: двухгоризонтной, одногоризонтной, двухъярусной, панельной.

		Из них наибольшее распространение получила двухгоризонтная система, а другие имели в основном опытно-промышленный характер.

		Сущность двухгоризонтной системы заключается в том, что нагнетание пара в пласт производится с надпластового горизонта, расположенного на 10-30 м выше кровли пласта, через вертикальные и крутонаклонные скважины, а отбор нефти осуществляется из пологовосходящих добывающих скважин длиной до 300 м, пробуренных из расположенной в продуктивном пласте галереи (см. рис.1).

		Сосредоточение в продуктивном пласте или в непосредственной близости от него основных технологических процессов, применение густой сетки размещения нагнетательных и добывающих скважин, закачка в пласт теплоносителя (пара) обеспечивают высокие технологические показатели термошахтной разработки. Паро-нефтяное отношение составляет 2,54 т/т.

		Подготовительные работы: для добычи нефти в условиях нефтяных шахт с применением термошахтной технологии необходимо проведение комплекса подготовительных работ, который включает:

	


		

		Рис. 1

		

		горные работы (проходка горных выработок);

		бурение подземных скважин (нагнетательных и добывающих);

		монтаж поверхностных и подземных паропроводов (обвязку устьев нагнетательных скважин в буровых камерах, установку запорной арматуры на устьях добывающих скважин);

		монтаж насосных агрегатов в камерах добычных уклонов;

		монтаж нефтепроводов и газопроводов.

		По двухгоризонтной системе термошахтной разработки необходимо проведение или восстановление в надпластовом горизонте горных выработок откаточных, вентиляционных и полевых штреков и уклона с подъемными площадками, наклонными частями и эксплуатационной галереей в нижней части пласта.

		Все горные выработки в надпластовом горизонте проходятся по пустым налегающим породам: аргиллитам, туффитам и диабазам. Выработки эксплуатационной галереи и наклонные части уклона (половина расстояния) проходят по нефтенасыщенному пласту. Срок службы этих выработок составляет 10 – 12 лет. Исходя из этого сечения выработок приняты минимальными, но вместе с тем отвечающими их назначениям. Поперечные сечения и конструкция крепи горизонтальных и наклонных выработок соответствуют типовым сечениям подземных выработок, ранее утвержденных Госстроем.

		Минимальные поперечные сечения выработок установлены:

		для главных откаточных и вентиляционных выработок, вентиляционных и промежуточных штреков и уклонов – 6,0 м2 при высоте этих выработок в свету не менее 1,9 м от головки рельсов,

		для вентиляционных сбоек – не менее 4,5 м2.

		Двухгоризонтная система разработки, получившая промышленное использование на Ярегских нефтешахтах, явилась продолжением ранее применяемых шахтных систем на естественном режиме истощения (ухтинской, уклонно-скважинной) со всеми их многочисленными недостатками, а кроме того, закачка пара в пласт привела к дополнительным проблемам, требующим больших текущих и капитальных затрат на нормализацию теплового режима, подачу в шахту огромного количества воздуха и, как следствие, значительного увеличения сечений горных выработок. Все это явилось серьезным тормозом для дальнейшего развития традиционной термошахтной технологии.

		Особенностью нового подземно-поверхностного способа разработки является следующее: нефтяное месторождение (залежь) разбивается на отдельные нефтепромысловые блоки (минишахты), размеры которых определяются технической возможностью подземного станка по бурению в продуктивном пласте горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных и добывающих скважин.

		Вскрытие нефтяного пласта осуществляется вертикальными шахтными стволами небольшого диаметра. Согласно установленным «Правилам безопасности угольных (нефтяных) шахт» необходимо иметь не менее двух стволов диаметром в свету не менее 2,0 м.

		В кровле нефтяного пласта сооружается нагнетательная галерея, у подошвы пласта — добывающая галерея с емкостями для сбора и подготовки нефти (песколовушки, нефтеводосборники). Нагнетательная и добывающая галереи являются выработками околоствольного двора кольцевого типа и служат для закачки в пласт теплоносителя, отбора жидкости, ее подготовки и транспорта на поверхность. Протяженность галерей выбирается из расчета размещения необходимого количества добывающих и нагнетательных скважин по сверхплотной сетке (с расстояниями между забоями скважин до 25м). Сечение выработок галерей принимается исходя из размещения в них бурового станка. Крепление выработок производится металлобетонной арочной крепью с железобетонной затяжкой и гидротеплоизоляцией свода и стен. Из галереи, расположенной в кровле продуктивного пласта, бурят до 300 горизонтальных (пологонаклонных) нагнетательных скважин длиной 300-500 м, располагая их в два-три или более ярусов в зависимости от толщины пласта. Конструкция скважин обеспечивает нагнетание теплоносителя давлением до 1.0 Мпа на устье, а для доставки теплоносителя с давлением 0.2-0.3 Мпа до забоя скважины прокладывается лифтовая труба диаметром 50 мм.

		Добывающие скважины объединяются при эксплуатации в группы по 10-12 штук и подключаются к групповым коллекторам, последние подключаются к сборному коллектору. На групповых коллекторах предусматривается установка средств автоматизации отбора и замера продукции скважин. Автоматизируются процессы регулирования закачки пара и подъема жидкости на поверхность.

		Добываемая жидкость (нефть, вода, конденсат) и мехпримеси по сборному коллектору самотеком собираются в специально сооружаемые на добычном горизонте емкости (песколовушки, водонефтесборники). В песколовушках мехпримеси оседают, а нефть с водой перетекает в водонефтесборники, откуда погружными (скважинными) насосами автоматически перекачивается на установку предварительного сброса пластовой воды, расположенную на поверхностной промплощадке промысла.

		Жидкость, поступающая в нагнетательную галерею, перепускается на добычной горизонт в водонефтесборные емкости по специально пробуренной скважине. Жидкость откачивается из шахты по нефтесборочному коллектору и поступает в резервуары предварительного сброса, в которых отстаивается в течение 6 часов при температуре 70°С, а затем перекачивается насосами дожимной насосной в резервуарный парк нефтебазы.

		Для эксплуатации подземно-поверхностного промысла на поверхностной промплощадке располагается надшахтный комплекс.

		Подъемно-поверхностный способ является более совершенным вариантом термошахтной разработки. Основные технические и технологические преимущества новой технологии в следующем:

				удельный объем горнопроходческих работ, наиболее опасных и дорогостоящих, снижается до минимума (в десятки раз), что обеспечивает значительное сокращение капитальных затрат и количества людей, работающих в подземных условиях;

				технологические процессы по закачке пара, отбору и транспорту жидкости автоматизируются, осуществляя закрытую эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, при этом выработки галерей изолируются герметическими перемычками от рудничной атмосферы, создавая условия безлюдной эксплуатации;

				минимальное количество горных выработок и закрытая их эксплуатация создает условия для закачки пара максимальных параметров, что способствует более полному и быстрому охвату продуктивного пласта процессом теплового воздействия, следовательно, максимальному нефтеизвлечению;

			закачка пара высоких параметров обеспечивает возможность эффективной эксплуатации подземных скважин длиной 300 м и более, а следовательно, ввода в разработку больших площадей месторождения одним блоком (минишахтой) со сроком эксплуатации 15-20 лет;

			последовательное обустройство и ввод в разработку отдельных минишахт подземно-поверхностного промысла обеспечивает равномерные инвестиции на строительство с длительным сроком эксплуатации и высокими стабильными производственными мощностями всего промысла и минимальные сроки и затраты на ввод в эксплуатацию каждой отдельной минишахты;

				все вспомогательные службы (котельная, компрессорная, центральный пункт сбора и подготовки нефти, центральная электростанция, административно-бытовой комбинат и др.), предусматривается централизовать на единой площадке промысла, что существенно сокращает капитальные и эксплуатационные затраты и обеспечивает последовательное наращивание мощностей промысла в течение всего срока его службы.

		Разработка месторождения на естественном режиме истощения показала, что количество нефти, извлекаемой за счет естественной энергии пласта, не превышает 10 %, а большая часть нефти находится в капиллярах и пленочном состоянии. Нефть по состоянию её в пласте можно разделить на следующие виды:

		нефть трещин и крупных пор, дренируемая пластовой энергией - 10  20 %;

		нефть, капиллярно удерживаемая в мелких порах (освобождается при дроблении песчаника) - 15 20 %;

		пленочная нефть, связанная с песчаником - 47  48 %;

				остатки пленочной нефти, смолы, битумы, очень трудно извлекаемые - 10  20 %.

		Вмещающий нефть песчаник отличается хорошими коллекторскими свойствами, однако, не смотря на это, добыча нефти крайне затруднена в силу специфических особенностей свойств нефти и состояния её в пласте.

		К основным факторам, снижающим нефтеотдачу пласта, относятся:

		высокая вязкость нефти;

		большое содержание в нефти поверхностно-активных компонентов, что приводит к образованию малоподвижных структурных слоёв, примыкающих к поверхностям породы и снижающих проницаемость коллектора;

		большая величина поверхностного натяжения нефти на границе с водой и краевого угла смачивания;

		низкая пластовая энергия и температура пласта.

		Важнейшим фактором, повышающим нефтеотдачу пласта, является снижение вязкости нефти путём теплового воздействия на пласт. Кривая вязкости приведенная на рис. 2 показывает, что при температуре 120оС вязкость нефти снижается до 12 ч 15 мПас, т. е. Более, чем в 1000 раз. Кроме того, при тепловом воздействии на пласт происходят следующие изменения физико-химических свойств пластовой системы, способствующие увеличению нефтеотдачи пласта:

				повышение проницаемости коллектора для нефти и воды в результате разрушения адсорбционных слоёв нефти;

				уменьшение поверхностного натяжения нефти и краевого угла смачивания;

		тепловое расширение пластовых флюидов;

		улучшение реологических свойств нефти;

		разрушение коллектора и повышение его однородности.

		

		

		Рис. 2. Зависимость вязкости нефти от температуры

		Таблица 2

		Запасы нефти на 01. 01. 2004 год

		Наименования

		Участки

		Всего по шахтному полю

		

		Отработанные на естественном режиме 

		Не отработанные на естественном режиме 

		

		Площадь нефтеносности, га

		886

		175

		1061

		Нефтенасыщенная толщина, м

		26,9

		4,7

		22,5

		Объём нефтенасыщенных пластов, тыс. м3

		230180

		8237

		238417

		Коэффициент открытой пористости

		0,26

		0,26

		0,26

		Коэффициент нефтенасыщенности

		0,87

		0,87

		0,87

		Плотность нефти в стандартных условиях на поверхности, т/м3

		0,945

		0,945

		0,945

		Начальные балансовые запасы, тыс. тонн.

		48218

		1725

		49943

		Накопления добычи нефти, тыс. тонн.

		8559

		-

		8559

		В том числе на естественном режиме

		2080

		-

		2080

		За счет прогрева пласта

		6479

		-

		6479

		Остаточные балансовые запасы, тыс. тонн.

		39659

		1725

		41384

		Принятый коэффициент нефтеотдачи

		0,45

		0,45

		0,45

		

		Основным сопутствующим компонентом при добыче нефти является титан. На промплощадке НШ-3 действует комбинат по производству титановых белил, которые поставляются на продажу на территории России.




		Глава 3. Характеристика предприятия как источника нарушений и загрязнений природной среды

		

		По направлениям деятельности предприятие подразделяется на производство по переработке нефти и производство по добыче нефти. 

		Производство по переработке нефти расположено на территории Ухтинского НПЗ на одной промплощадке, местоположение - г. Ухта, ул. Заводская, 11.

		Производство включает в себя промплощадки нефтешахт № 1, 2, 3, а также территории вспомогательных участков. Местоположения промплощадки: нефтешахты № 1 граничит с территорией п. Ярега, промплощадки нефтешахты № 2 с п. Первомайский, промплощадки нефтешахты № 3 с п. Нижний-Доманик.

		

		3.1 Основные производства, загрязняющие водную среду

		

		Наиболее активным загрязнителем воды является производство шахтных нефтесодержащих вод. Менее загрязнённые воды поступают от вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки котельных, очистные сооружения посёлка, станочный парк).

		Необходимо учесть так же ливневые воды, поступающие с территории производств.

		Нефтесодержащие сточные воды образуются при отделении нефти от воды, в результате мойки загрязнённого ГСМ оборудования (машин, трубопроводов, резервуаров хранения, деталей оборудования), загрязнённой ГСМ территории.

		Потребность производства Ухтинского куста в питьевой и технической воде и отведение хозяйственно-бытовых и промышленных стоков обеспечивается по договорам с Ухтинским НПЗ и предприятием «Горводоканал». Суммарный объём потребления и сброса вод составляет: питьевого качества порядка 15000 куб. м/год, технического качества 2,5млн. куб. м/год.

		На производстве по добыче нефти и Ярегском кусте потребность в питьевой воде и отведении хозяйственно-бытовых стоков обеспечивается предприятием Ярегажилкомхоз.

		Потребность в технической воде и отведение промышленных стоков обеспечивается собственными силами за счёт эксплуатации двух водохранилищ и очистных сооружений (прудов-отстойников). Объём водохранилища, расположенного на р. Малый Вой-Вож, 0,86млн. куб. м., среднегодовой сток 1,26 млн. куб. м. Промстоки на Ярегском кусте подразделяются на нормативно-чистые (без очистки), которые сбрасываются непосредственно в водные объекты, и недостаточно-очищенные, которые проходят механическую очистку (отстой) в прудах-отстойниках на нефтешахтах. Объём отстойника на НШ составляет 9,07 тыс. куб. м со стоком162 тыс. куб. м/год. Кроме того, попутно с нефтью добываются пластовые шахтные воды, часть которых после очистки (отстоя) по трубопроводу закачивается через 5 поглощающих скважин в пласт Ш живетского яруса верхнего девона, где отсутствуют перспективные для водоснабжения водоносные горизонты, а другая часть закачивается в ликвидированные шахтные уклоны. Суммарные объёмы утилизированных пластовых вод составляют: в скважины 2190 тыс. куб. м/год, в ликвидированные уклоны 2007 тыс. куб. м/год. Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту представлен в таблице 3:

		

		Таблица 3

		Баланс водопотребления и водоотведения по Ярегскому кусту

		Наименование показателей

		Объёмы, тыс. куб. м/год

		1. Потребление питьевой воды

		3300

		2. Отведение хозбытовых сточных вод

		

		3. Потребление технической воды

		3000

		4. Отведение промстоков, всего

		1097

		в том числе нормативно - чистые

		311

		недостаточно - очищенные

		786

		5. Вода, добываемая попутно с нефтью

		4197

		в т. ч. закачиваемые воды в скважины

		2190

		закачиваемые в ликвидированные уклоны

		2007

		

		Основными потребителями воды являются производства нефтешахт Ярегского района и жители посёлков.

		Вода питьевого качества поступает с водозабора р. Лунь-вож на охлаждение компрессоров, нагнетающих сжатый воздух в шахты. Здесь предусмотрена оборотная система водоснабжения. Осуществляется периодическая подпитка системы для компенсации потерь воды.

		С подпиткой работает система водоснабжения трёх посёлковых котельных. Теплом обогреваются жилые дома, производственные помещения и административные здания посёлков. Вода на нужды теплоснабжения забирается из водохранилища.

		Наиболее крупные потребители воды – нефтешахты. Вода необходима для преобразования её в пар для закачки в нефтяной пласт с целью умягчения тяжёлой нефти. Для этого используются производственные котельные нефтешахт. Вода поступает из водохранилища.

		Вода питьевого качества используется также для вспомогательных производств (мойки гаражей, промывки систем трубопроводов, охлаждение станков и т.д.).

		С целью оценки состояния загрязнения поверхностных вод были отобраны пробы из рек, ручьёв, и озёр района нефтешахт. Пробы воды брались с середины рек и водохранилищ на глубине 0,3 м от поверхности воды, чтобы избежать попадания мусора с поверхности воды.

		Основные показатели поверхностных вод:

		рН (ПДК 6,5-8,5) – показатель по всем точкам соответствует норме;

				взвешенные вещества (ПДК = фон + 0,25 мг/л) – на водозаборе р. Лунь-вож соответствует норме. Близко к ПДК на р. Доманик, Ярега, водохранилищах. Немного превышает ПДК содержание взвешенных веществ в воде после прудов отстоя (от 101 до 298 мг/л). Это вызвано недостаточной очисткой вод в прудах отстойниках;

			растворённый кислород (не менее 6 мг/л) – по всем точкам в пределах нормы (от 8 до 12,6 мг/л);

			БПК5 (не более 3 мг/л) – по всем пробам довольно высокое (от 3,8 до 21,2), что говорит о наличии в пробах загрязняющих веществ, для разложения которых необходим кислород. Наиболее высокое значение БПК5 в воде после пруда- отстойника. Ближе к норме воды р. Ярега, Доманик, Лунь-вож, водохранилища (от 3,8 до 5,3 мг/л);

			аммиак (0,39 мг/л) – во всех пробах находится выше нормы, что говорит о недостаточной очистке загрязнённых вод (от 2,7 до 11,9 мг/л). Наиболее высокие показатели после прудов отстойников (11,9 мг/л), это связано со сбросом в данные водоёмы аммиачных вод. Довольно высоки значения и по р. М. Вой-Вож (от 0,31 до 0,8 мг/л), что говорит о недостаточном перемешивании сточных вод в ручье и высоком расходе сточной воды;

			фенол (0,001 мг/л) – практически во всех пробах норма. Но есть превышение в пробах после пруда отстойника (0,002 мг/л);

			хлориды (300 мг/л) – довольно значительное содержание хлоридов в воде после прудов отстойников нефтешахты (от 8448 до 9496 мг/л) обусловлено небольшой эффективностью очистки в них загрязнённых сточных вод. Содержание хлоридов в р. Доманик перед впадением его в р. Ухта (446 мг/л) позволяет предположить попадание в ручей в этом месте загрязнённых сточных вод. По другим точкам содержание хлоридов ниже ПДК;

		сульфаты (100мг/л) – по всем пробам ниже ПДК

			нефтепродукты (0,05 мг/л) – во всех точках превышение (от 0,09 до 2,48 мг/л)), что говорит о недостаточной очистке загрязнённых сточных вод.  Особенно следует отметить пруды отстойники нефтешахт. Здесь вода очищается от плёночных нефтепродуктов плохо (остаточная концентрация от 0,66 до 2,48 мг/л).

		ПДС веществ поступающих в водный объект со сточными водами:

		Предприятие – НШ п. Ярега.

		Категория сточных вод – недостаточно-очищенные.

				Наименование водного объекта, принимающего сточные воды – ручей Малый Вой-Вож, приток р. Ярега.

		Категории водопользования – рыбохозяйственная.

		Фактический расход сточных вод – 94 тыс. м3/год, 10,7 м3/час.

				Утверждённый расход сточных вод для установления ПДС - 35,7 м3/час.

		Утверждённый ПДС и состав сточных вод представлен в таблице 4.

		

		Таблица 4

		Утверждённый ПДС и состав сточных вод

		Показатели состава сточных вод

		факт. Конц. Г/м3

		факт. Сброс, г/час

		доп. Конц. ПДС, г/м3

		доп. Конц. ВСС, г/м3

		утвержд. ПДС, г/час

		норматив сброса, кг/год

		лимит сброса, кг/год

		взвешенные в-ва

		145,82

		1560,2

		7,85

		7,85

		280,245

		2457,05

		2457,05

		БПК полн.

		8,48

		90,68

		3

		8,48

		107,1

		939

		2654,24

		хлориды

		6082,3

		65080

		300

		5071

		10710

		93900

		1587223

		сульфаты

		77,35

		827,65

		100

		100

		3570

		31300

		31300

		нефтепродукты

		1,85

		19,795

		0,05

		1,38

		1,785

		15,65

		431,94

		фосфор

		0,04

		0,327

		0,04

		0,04

		1,428

		12,52

		12,52

		азот аммонийный

		6,45

		69,015

		0,67

		1,6

		23,919

		209,71

		500,8

		фенолы

		0,003

		0,0321

		0,001

		0,003

		0,0357

		0,313

		0,939

		железо

		0,59

		6,313

		0,59

		2,14

		21,063

		184,67

		669,82

		медь

		0,003

		0,0321

		0,003

		0,003

		0,1071

		0,939

		0,939

		свинец

		0,11

		1,177

		0,11

		0,11

		3,927

		34,43

		34,43

		никель

		-

		0

		0,01

		0,01

		0,357

		3,13

		3,13

		кадмий

		0,032

		0,3424

		0,005

		0,032

		0,1785

		1,565

		10,016

		кобальт

		-

		0

		0,02

		0,02

		0,714

		6,26

		6,26

		марганец

		0,34

		3,638

		0,108

		0,108

		3,8556

		33,804

		33,804

		цинк

		0,02

		0,214

		0,16

		0,16

		5,712

		50,08

		50,08

		

		Утверждённые свойства сточных вод:

			плавающие примеси (вещества) – на поверхности воды не должны обнаруживаться плёнки нефтепродуктов, масел, жиров и скопления других примесей.

		окраска не должна обнаруживаться в столбике до 20 см.

				запахи, привкусы – вода не должна иметь запах, интенсивностью более 1 балла, обнаруживаемого непосредственно.

				летом температура воды в водоеме в результате сброса не должна повышаться более чем на 3 0С по сравнению со среднемесячной температурой воды самого жаркого месяца за последние 10 лет.

		реакция (рН) не должна выходить за пределы 6,5 – 8,5.

			растворённый кислород не должен быть менее 4 мг/дм3 в любой период. 

		Технологическая схема очистки сточных вод

		Поверхностные сточные воды собираются с территории промплощадки в водоотводные канавы и поступают в пруды отстойники и хвостохранилище, где происходит предварительная очистка от взвешенных веществ путём отстаивания и улавливание основной массы нефтепродуктов. После этого сточные воды самотёком направляются в горизонтальные отстойники очистных сооружений, где происходит разделение фракций – всплытие нефтепродуктов и осаждение взвешенных веществ. После отстойников сточные воды проходят двухступенчатую доочистку на фильтрах. Очищенная вода после фильтров сбрасывается в поверхностные водоёмы. Уловленные в прудах – отстойниках и очистных сооружениях нефтепродукты самотёком отводятся через существующие скважины в нефтешахту. На промплощадке они сбрасываются в подземную ёмкость, откуда перекачиваются к существующей скважине, по которой спускалась в шахту нефть ранее действовавших очистных сооружений. Удаление осадка, выпавшего в отстойниках очистных сооружений, производится насосами в бункерную, где происходит сгущение и обезвоживание осадка на гидроциклонах. Обезвоженный осадок автотранспортом периодически вывозится в места хранения,складирования. Дренажная вода от гидроциклонов возвращается в голову очистных сооружений.

		Отработанная загрузка фильтров перегружается в специальные контейнеры и так же вывозится в места хранения, складирования (отработанные уклоны нефтешахт, отвалы).

		Проектируемая площадка собственных очистных сооружений примыкает к автодороге Ухта – Н. Доманик. Вертикальная планировка площадки выполняется из привозного песчаного грунта. Средняя высота насыпи 2 м. Покрытие проезжей части принято из песчано-гравийной смеси. Отвод поверхностных вод производится по спланированной поверхности за пределы площадки. Комплекс сооружений размещается в непосредственной близости от существующей автодороги Ухта – Н. Доманик. Взаимная компоновка зданий и сооружений производится в полном соответствии с технологической частью проекта. Пруд предварительного отстоя расположен на месте существующего земляного пруда. Автоподъезд к пруду принят с покрытием из песчано-гравийной смеси.

		Для задержания основной массы взвешенных веществ и нефтепродуктов, содержащихся в поверхностных сточных водах, предусматривается использовать существующий пруд-отстойник. Основная часть нефтепродуктов, поступающих в пруд, адсорбирована на глинистых частицах и имеет высокую плотность (около 1 т/м3), что приводит - к снижению скорости всплывания нефтепродуктов, а при изменении атмосферного давления к всплытию ранее выпавших частиц. В соответствии с этим объём отстойной части пруда-отстойника рассчитан на 18-20 часовое пребывание сточных вод в нём и составляет 2550 м3.

		Габаритные размеры пруда-отстойника приняты конструктивно и равны: длина - 85 м, ширина по верху - 24 м, глубина проточной части - 1,5 м и полная глубина - 2,3 м.

		Пруд-отстойник представляет собой прямоугольный в плане железобетонный резервуар с постепенно сужающейся торцевой частью. Боковые стены имеют уклон 1:1,5. Днище пруда предусмотрено с уклоном 0,02 в сторону торцевой части для опорожнения пруда в период очистки от осадка. В торцевой части пруда-отстойника расположен узел улавливания нефтепродуктов, состоящий из полупогружной бетонной перегородки и нефтесборной поворотной трубы с ручным приводом заводского изготовления. Собранные в трубе нефтепродукты самотёком отводятся в существующую скважину. Очистка пруда-отстойника от выпавшего осадка производится экскаватором на базе колёсного трактора с погрузкой на автосамосвал и вывозом в места утилизации. С этой целью предусмотрен съезд в пруд-отстойник шириной 6 м. На подводящем к пруду лотке и обводной линии устанавливаются затворы с ручным приводом.

		Для доочистки поверхностных сточных вод после прудов отстойников предусматривается строительство очистных сооружений. В связи с тем, что расчётный расход сточных вод, поступающих на очистные сооружения, составляет 40 л/с, принимается два блока очистных сооружений. Блоки очистных сооружений выполняются из двух секций, каждая из которых состоит из отстойника и камеры доочистки. Отстойник представляет собой подземный железобетонный резервуар длиной 25 м. Сбор всплывших нефтепродуктов осуществляется мазутосборным лотком, расположенным в конце отстойника, с помощью скребкового механизма с ручным приводом. Для снижения вязкости нефтепродуктов в мазутосборном лотке предусмотрен их подогрев до 60оС регистрами из гладких труб. После отстойника сточная вода проходит двухступенчатую доочистку на фильтрах. Загрузка первой ступени фильтров: керамзит крупностью 10-15 мм. Загрузка второй ступени: древесная стружка и капрон. Направление фильтрования снизу вверх. Смена загрузки фильтров производится по сигналу о достижении верхнего уровня в одной из перепадных камер. Удаление осадка, выпавшего в отстойнике, производится из средней части насосом НЦС-1. Осадок по напорной линии подаётся в бункерную, оборудованную двумя гидроциклонами ГЦР-360 для сгущения осадка. Взмучивание осадка на дне отстойника производится от напорной линии насоса НЦС-1. Принятые гидроциклоны рассчитаны на обезвоживание осадка до 75% влажности. Обезвоженный осадок накапливается в бункере ёмкостью 4,5 м3. В бункере обезвоженный осадок отстаивается, а отстоявшаяся вода возвращается на очистные сооружения. Для возможности поочерёдной выгрузки осадка принимается двухсекционный бункер с объёмом каждой секции 2,25 м3. Каждая секция бункера оборудуется переливной трубой и лотками для выгрузки обезвоженного осадка. Периодичность вывоза осадка определяется при эксплуатации очистных сооружений. Для приёма случайных проливов в здании бункерной предусмотрен водоприёмный колодец, откуда потоки подаются на очистные сооружения.

		Для контроля за распределением промстоков по пласту Ш создана режимная сеть из 6 наблюдательных скважин (N 1-BH, 2-BH, 5-BH, 6-BH, 956, 960). Контроль за состоянием подземных вод в доманиковом горизонте производится в 4-х скважинах (N 2-КН, 3-КН, 4-КН, 5-КН) (приложение №10).

		Нагнетательные скважины пробурены в 2,5-6 км к северо-востоку от промплощадки нефтешахты. Месторасположение их выбрано исходя из следующих соображений:

				в границах действующего в настоящее время полигона отсутствуют подземные воды доманикового горизонта;

				благоприятный рельеф местности, имеющий слабовсхолмлённый не заболоченный характер;

				относительная близость расположения нагнетательных скважин от промплощадки нефтешахт и очистных сооружений.

		Конструкция нагнетательных скважин определена исходя из задач надёжной изоляции отложений доманикового горизонта и отделения туффитового горизонта от III-го пласта.

		Конструкция скважин:

		кондуктор длиной 30 м, Ду=245 мм;

		эксплуатационная колонна до глубины 240 м, Ду=168 мм;

		перфорированный хвостовик в инт. 265-300 м, Ду=114мм.

		Обе колонны зацементированы с подъёмом цемента до устья скважин.

		Интервал III-го пласта на полную вскрытую мощность перфорирован и в целях увеличения поглощающей способности скважин произведён гидравлический разрыв пласта с последующим гидроразмывом.

		В процессе бурения скважин проведён необходимый комплекс геофизических и гидродинамических исследований. Проверка качества изоляционных работ осуществлена внутренним и внешним давлением для эксплуатационных колонн. В настоящий момент в работе 6 скважин.

		Солевой состав воды аналогичен составу вод III-го пласта с некоторым опреснением за счёт конденсата от закачки пара. После очистки на очистных сооружениях в воде содержится 30 мг/л механических примесей и 20 мг/л нефтепродуктов. В настоящее время в районе закачки воды эксплуатируемых водозаборных скважин в радиусе 20 км не имеется.

		Количество сточных вод, закачиваемых от нефтешахт, составляет 2300 тыс. м3/год.

		Химический состав закачиваемых сточных вод:

				до отстоя (запах – 4балла, прозрачность – 5 см, взвешенные вещества – 96,8 мг/л, нефтепродукты – 20 мг/л, жесткость – 65, хлориды – 9812 мг/л, сухой остаток – 16587 мг/л);

			после отстоя (запах – 4балла, прозрачность 15 см, взвешенные вещества -37,4 мг/л, нефтепродукты -12 мг/л, жесткость -56, хлориды -7912 мг/л, сухой остаток -13464 мг/л).

		Среднесуточный объём закачки -6100 м3  

		




		3.2 Основные производства, загрязняющие атмосферу

		

		Нефтешахта № 1.

		вентиляционный ствол НШ-1;

		производственная котельная;

		ремонтно-механические мастерские;

		нефтебаза с нефтеналивной эстакадой;

		блочно-кустовые насосные станции

		участок деревообработки;

		пруд-отстойник;

		гаражи автотранспорта.

		Нефтешахта № 2.

		вентиляционный ствол НШ-2;

		производственные котельные;

		ремонтно-механические мастерские;

		пруд-отстойник.

		Нефтешахта № 3.

		вентиляционный ствол НШ-3;

		производственные котельные (старая и новая);

		центральные ремонтно-механические мастерские;

		ремонтно-строительный участок;

		пруд-отстойник;

		Вентиляционные стволы нефтешахт

		Предназначены для осуществления вентиляционных горных выработок. Характер работы вентиляционных стволов – круглосуточный. Выброс загрязняющих веществ осуществляется через вентиляционные стволы. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются продукты производственного процесса ведения горных работ и вентиляции уклонов и штреков. Данные о количественном и качественном составе выброса вентиляционных стволов получены на основании инструментальных замеров.

		В атмосферный воздух выбрасываются следующие загрязняющие вещества:

		углеводороды;

		оксиды углерода;

		метан.

		Производственные котельные

		Реологические особенности тяжелой Ярегской нефти и особенности термошахтной добычи вызывают необходимость прогрева нефтеносных пластов. Процесс закачки в пласты большого количества пара для снижения вязкости нефти и повышения её текучести обусловил большое количество котлоагрегатов, работающих на газе, для выработки теплоносителя. Характер работы котельной круглосуточный. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются продукты сжигания топлива. Данные о количественном и качественном составе выбросов получены методом натуральных замеров на источниках выброса по каждой котельной.

		В атмосферный воздух через дымовые трубы котельных выбрасываются следующие загрязняющие вещества:

		оксиды углерода;

		оксиды азота;

		углеводороды;

		3-4х бенз (а) пирен;

		метан;

		толуол. 

		Нефтебаза с нефтеналивной эстакадой

		Назначение – сбор, доведение до товарных кондиций и последующая отправка нефти на перерабатывающие установки. Источниками выделения загрязняющих веществ являются резервуары в процессе сбора, подготовки, хранения и подготовки к отправке нефти, а также железнодорожные цистерны в процессе их налива. Состав резервуарного парка приведен в таблице 5. В процессе работы в атмосферный воздух выбрасываются углеводороды, а также продукты, содержащиеся в нефти. Данные о количественном и качественном составе выбросов резервуарного парка получены методами натуральных замеров.

		

		Таблица 5

		Характеристика резервуарного парка Ярегского участка ОАО «Варан»

		№№

		источника

		Объем резервуара

		Производительность, м3/час

		Вид продукта

		Т,

		0С

		Время работы, час/год

		Обогрев

		

		

		заполнен

		откачка

		

		

		

		

		0012

		3000

		720

		960

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		0015

		2000

		720

		960

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		0016

		2000

		720

		960

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		0017

		2000

		30

		500

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		0018

		2000

		30

		500

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		0019

		2000

		30

		500

		Яр. нефть

		60

		8760

		пар

		

		Налив нефти в железнодорожные цистерны осуществляется полуоткрытой струей сверху. Закачка идет одновременно в 19 цистерн. Скорость закачки составляет 1140 тонн в час, время закачки 2,5 часа. Количество и характер выбросов, выделяющихся при наливе нефти, в железнодорожные цистерны получены расчетными методами. Выделяемые в процессе закачки загрязняющие вещества:

		углеводороды;

		сероводород.

		Блочно-кустовые насосные станции

		Назначение – сбор, очистка и последующая закачка в пласт попутных вод, образующихся в процессе добычи нефти. Источники загрязнения атмосферы представлены объектами механической очистки производственных стоков (резервуарами, шламонакопителем, прудами-отстойниками).

		Источниками выделения загрязняющих веществ являются резервуары для приема производственных сточных вод в количестве: РВС-3000 – 2 шт., РВС-2000 – 2 шт., пруды-отстойники – по одному каждой нефтешахте, шламонакопитель – 2. Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферный воздух – углеводороды.

		Деревообрабатывающие цеха и участки

		Деревообрабатывающий цех Ярегского участка представлен следующим парком деревообрабатывающих станков:

		циркулярная торцовочная пила ЦПА-40-ЦН;

		фрезерный станок Ф-4;

		сверлильный станок СВП-2;

		циркулярная пила Ц-6;

		шипорезный станок ШО-15;

		4-х сторонний строгальный С-26-2;

		станок рейсмусный СР-6-8;

		циркулярная пила ЦДК;

		фуговальные станки СФ-6 и С2Ф-4.

		Все станки оборудованы местными отсосами и замыкаются на циклон ЦН-15, с эффективностью очистки – 88,4%.

		Деревообработкой помимо ДОЦ на предприятии занят участок деревообработки в составе РСУ, расположенный на территории нефтешахты №3. Состав станочного парка деревообрабатывающего участка РСУ представлен следующими типами станков:

		круглопильный Ц6;

		фрезерный станок Ф-4;

		станок рейсмусный СР-6-8;

		станок фуговальный ФСШ-6.

		Загрязняющие вещества, выбрасываемые в атмосферный воздух:

		пыль древесная.

		Ремонтно-механические мастерские

		Ремонтно-механические мастерские занимаются мелким ремонтом для нужд предприятия. Основной ремонтной базой являются центральные ремонтно-механические мастерские (ЦРММ), расположенные на промплощадке нефтешахты №3.

		Источниками выделения загрязняющих веществ в атмосферный воздух служат:

		металлообрабатывающие станки;

		сварочные посты;

		кузнечные горны.

		Основные вредные вещества, поступающие от источников загрязнения ремонтно-механических мастерских в атмосферу:

		продукты сжигания топлива в кузнечных горнах;

			вещества, выделяющиеся при обработке металлов на металлообрабатывающих и заточных станках;

				вещества, выделяющиеся в атмосферу при ручной сварке и газовой резке металла.

			Ремонтно-строительный участок (РСУ)

		В состав РСУ входят:

				бетонно-смесительная установка со складом инертных заполнителей;

		участок деревообработки.

		Основные загрязняющие вещества, выделяемые объектами РСУ в процессе работы:

		пыль цементная;

		пыль известковая;

		пыль неорганическая;

		пыль древесная.

		Транспортный цех

		Транспортный цех Ярегского участка шахтной добычи нефти ОАО «Варан» расположен на территории пос. Ярега и предназначен для осуществления технологического процесса. Источниками выделения загрязняющих веществ служат автомобили и спецтехника.

		Основные загрязняющие вещества, выбрасываемые объектами транспортного цеха, являются:

		оксид углерода;

		диоксид азота;

		углеводороды;

		сажа.

		

		3.3 Загрязнения твердыми отходами и обращение с ними

		

		Для обеспечения производственно-хозяйственной деятельности предприятие располагает следующими участками и службами:

		Производство по добыче нефти.

		Здания АБК, складские помещения и вспомогательные сооружения, промышленно-санитарная лаборатория.

		Административно-бытовые корпуса, складские помещения, вспомогательные сооружения и промышленно-санитарная лаборатория являются источником o6pазования твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территориях в металлические контейнеры в специально отведенных местах.

		Котельные, компрессорные, ремонтно-механические мастерские, участок механизации и автоматизации участки подъема.

		В результате производственной деятельности указанные подразделения и службы являются источниками o6pазования нефтепродуктов, металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территориях в металлические контейнеры и бочки в специально отведенных местах.

		Нефтешахты

		Одним из этапов добычи тяжелой нефти является проходка горных выработок в шахте, в процессе которой образуются отходы - горная порода. После транспортировки на поверхность порода складируется в горизонтальных отвалах, прилегающих к терриконам нефтешахт № l, 2, 3, расположенных на промплощадках.

		В результате производственной деятельности нефтешахты являются источниками образования гальванических отходов (отработанные аккумуляторные батареи электровозов и шахтерских ламп), металлолома, отходов нефтепродуктов, твердых хозяйственно-бытовых отходов. Металлолом, отходы нефтепродуктов складируются на промплощадках в металлические контейнеры и бочки в специально отведенных местах. Твердые отходы захороняются в ликвидированных горных выработках. Гальванические отходы складируются на территориях промплощадок в специально отведенных местах.

		Цех деревообработки

		Цех располагается на территории промплощадки нефтешахты № 1 и обладает всем необходимым оборудованием для разделки деловой древесины н изготовления строительных материалов и столярных изделий для объектов и подразделений ОАО «Варан». В результате производственной деятельности цех деревообработки является источником образования отходов древесины (опилки, горбыль, дрова), отходов нефтепродуктов, металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов.

		Горбыль и дрова реализуются населению, опилки реализуются как отделению племхоза «Ухта 97» для подстила в коровнике, так и населению. Отходы нефтепродуктов, металлолом, твердые отходы складируются на прилегающей к цеху территории в контейнеры и бочки в специально отведенных местах.

		Ремонтно-строительный участок

		Участок располагается на территории промплощадки нефтешахты № 3, имеет на своем балансе два растворно-бетонных узла и вспомогательные сооружения со станочным парком. Участок производит капитальный и текущий ремонты объектов предприятия. В результате производственной деятельности участок является источником образования строительного мусора, который, по мере накопления на объектах, вывозится для планировки строительных площадок, а также древесных отходов, которые реализуются для нужд отделения племхоза «Ухта 97».

		Участок подготовки и отгрузки нефти, участок подготовки и утилизации сточных вод

		Участки располагаются на территории промплощадки нефтешахты № 1, имеют на своем балансе резервуарный парк по нефти на 15 тыс. тонн и по шахтным водам на 10 тыс. тонн, вспомогательные сооружения с установленным в них необходимым технологическим оборудованием, коммуникации. В результате производственной деятельности участки являются источниками образования отходов нефтепродуктов, металлолома, твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территории в металлические контейнеры и бочки в специально отведенных местах.

		Участок спецтехники и автотранспорта

		Участок базируется на территории промплощадки нефтешахты № 1 и имеет три помещения для стоянки и обслуживания автомобильного транспорта в 40 единиц, которые обслуживают подразделения предприятия. В процессе эксплуатации и технического обслуживания транспорта происходит образование отходов нефтепродуктов, металлолома, отработанных покрышек, гальванических отходов (отработанных аккумуляторов), твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территории предприятия в специально отведенных местах.

		Столовая с торговой точкой

		Столовая с торговой точкой в 30 м2 располагается в главном административном здании производства по добыче нефти на территории промплощадки нефтешахты № 1. В результате работы столовой происходит образование твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются на территории промплощадки в металлические контейнеры в специально отведенном месте.

		Ведомственное жилье, общежитие лечебный профилакторий, спортивный комплекс

		Ведомственное жилье на 1670 проживающих людей, общежитие на 140 человек, лечебный профилакторий на 100 коек и спортивный комплекс являются источником образования твердых хозяйственно-бытовых отходов, которые складируются в металлические контейнеры на прилегающей территории в специально отведенных местах.

		Накопленный на производстве по добыче нефти металлолом вывозят на промплощадку нефтешахты № 1 для отгрузки вагоном на Череповецкий металлургический комбинат; отходы нефтепродуктов передаются для переработки в УФ «Коминефтепродукт»; твердые хозяйственно бытовые отходы и отработанные покрышки передаются по договору ПУ «Жилкомхоз» для их размещения на свалке поселка Ярега; гальванические отходы складируются на территории промплощадки нефтешахты № 1, ввиду отсутствия организаций, принимающих их на переработку.

		В ОАО "Варан" для освещения используются люминесцентные лампы типов ЛБ, ЛД, ДРЛ, содержащие пары ртути. Годовое накопление перегоревших люминесцентных ламп составляет порядка 1200 штук, которые складируются в картонные коробки и хранятся в складе на территории промплощадки нефтешахты №1 ввиду отсутствия организаций, принимающих их на переработку.

		Лимиты размещения отходов по ОАО "Варан" приведены в таблице 6.

		Мероприятия по снижению количества образования и степени опасности отходов на объектах ОАО «Варан» приведены в таблице 7.

		загрязняющий почвенный атмосфера природоохранный




		Таблица 6

		Лимиты размещения отходов, установленные ОАО «Варан» на 2003 год

		Источники образования отходов

		Наименование отходов

		Количество, объем производства

		Объём отходов, т/м3

		Размещение отходов

		Промышленные отходы

		Производство по добыче нефти

		Металлолом

		Добыча нефти 500 тыс. тонн; Горные работы 2400 п.м;

		Бурение 150 тыс. м; 40 транспортных единиц;

		4 котельных;

		3 компрессорных;

		Распиловка леса11 тыс. м3; Вспомогательные подразделения.

		190

		Передается другим предприятиям

		

		Нефтепродукты

		

		17

		Передаются другим предприятиям

		

		Гальванические

		

		12

		Складируются на территории предприятия

		

		Горная порода

		

		54000

		Складируются на территории предприятия

		

		Опилки, горбыль, дрова

		

		1750

		Передаются другим предприятиям

		

		Строительный мусор

		

		100

		Идет на вторичное использование

		

		Люминесцентные лампы

		

		0,3

		Складируются на территории предприятия

		

		Отработанные покрышки

		

		1/0,7

		Передаются другим предприятиям

		Твёрдые хозяйственно-бытовые отходы

		Производство по добыче нефти

		Твёрдые хозяйственно-бытовые отходы

		Здания АБК, вспомогательные сооружения на 1040 человек

		32/160

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Складские помещения 6370 м2

		210/420

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Нефтешахты 620 человек

		15/74

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Столовая на 120 блюд/сут с торговой точкой на 30 м2

		4/16

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Ведомственное жилье, население 1670человек

		480/1320

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Профилакторий на 100 коек

		24/74

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Общежитие на 140 мест

		20/50

		Передаются другим предприятиям

		

		

		Спортивный комплекс

		2/10

		Передаются другим предприятиям

		

		Таблица 7

		Мероприятия по снижению количества образования и степени опасности отходов на объектах ОАО «Варан» на 2003 год

		Наименование отходов

		Наименование мероприятия

		Срок выполнения

		Ожидаемая эффективность

		Гальванические отходы

		Решить вопрос о передаче отходов на переработку специализированному предприятию

		В течении года   

		Ликвидация мест складирования отходов, рациональное расходование ресурсов 

		Перегоревшие люминесцентные лампы

		Заключить договор с ТОО «Сартос» г. Сыктывкар или другой организацией на прием отходов на переработку

		В течении Iго полугодия 

		Ликвидация мест складирования отходов, как возможного источника загрязнения токсичными отходами

		Пустая горная порода 

		Повторное использование отходов, в качестве грунта при отсыпке дорог и площадок

		В течении года  

		Снижение объёмов размещения отходов на территориях промплощадок нефтешахт № 1, 2, 3.

		




		Глава 4. Оценка уровня загрязнения атмосферы и разработка мероприятий по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на нефтедобывающем комплексе ОАО «Варан»

		

		4.1 Мониторинг состояния атмосферного воздуха в районе действия предприятия ОАО «Варан»

		

		Контроль величины промышленных выбросов в атмосферу осуществляется с целью обеспечения соблюдения установленных величин ПДВ и предупреждения отрицательного влияния вредных веществ, выбрасываемых предприятием в атмосферу, на здоровье работающих и населения, проживающего вблизи предприятия, а также на животный и растительный мир в зоне влияния предприятия.

		Контроль за состоянием атмосферы осуществляется по следующим направлениям:

		- контроль за выбросом загрязняющих веществ в атмосферу непосредственно на организованных источниках выброса;

		- контроль за соблюдением норм допустимых выбросов вредных веществ, установленных для предприятия в целом.

		Организация системы контроля зависит от категории предприятия и класса опасности источника выброса, определяемых степенью их воздействия на загрязнение атмосферы.

		План-график контроля на предприятии за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросов представлен в таблице 8.

		Методика проведения контроля соответствует:

		сборник временных отраслевых методик для определения загрязняющих веществ в атмосферном воздухе. М., ВНИИУС, 1985 г., часть 1;

		сборник методик по определению концентраций загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., Гидрометеоиздат, 1987 г.

		На основании п. 3.47 «Правил безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом » (1986 г.), приказа Генерального директора объединения "Коминефть" и начальника Ухтинской РГТИ от 12.08.92 г. за № 192, начальника нефтешахтного управления "Яреганефть" от 12.05.93 г. за № 721 в июне-июле 1993 года, на нефтешахтах проводились специальные наблюдения за газовым режимом и проветриванием дляопределения группы опасности шахт по газу. Полученные результаты представлены в "Материалах по определению группы опасности по газу нефтешахт №№ 1, 2, 3".

		Анализируя состав рудничной атмосферы, характер выделения газа, были сделаны следующие выводы:

		1. Основным газом, выделяющимся в рудничную атмосферу нефтешахт, является газ метан.

		2. Парообразные и жидкие углеводороды в рудничной атмосфере отсутствуют.

		3. Суфлярные выделения и внезапные выбросы газа на нефтешахтах отсутствуют.

		На основании выводов согласно п. 3.2. "Правил безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом" нефтешахты №№ 1, 2, 3 нефтешахтного производства ЗАО "Варан" отнесены к I группе опасности по газообразным углеводородам от метана до бутана включительно. 

		План-график контроля на предприятии за собюдением нормативов ПДВ приведен в таблице 8.

		

		

		Таблица 8

		План-график контроля на предприятии за соблюдением нормативов ПДВ на источниках выбросов

		Номер источника на карте-схеме

		Производство

		Контролируемое вещество

		Периодичность контроля

		Периодичность контроля в периоды НМУ, раз/сут

		Норматив выбросов ПДВ

		Кем осуществляется контроль

		

		

		

		

		

		г/с

		мг/м3

		

		Нефтешахта №1.

		0001

		Котельная НШ-1

		Котлы ДКВР-24ВГ

		(труба 1)

		Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды 3,4 бензапирен метан

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в кварт

		1  1  1

		4,3357

		0,227

		0,2588

		2,95Е-07

		0,2630

		191

		10

		11,4

		1,30Е-05

		11,59

		Предприятием,

		привлекаемым на

		договорных

		началах

		Объем ГВС 22,7 м3/с

		0002

		Котельная НШ-1 Котлы ДКВР-20 (труба 2)

		Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды Метан 3,4 бензапирен диоксид серы

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в год

		1

		1

		1,05

		68,29

		0,299

		0,3697

		1,31Е-07

		0,6565

		103,96

		6761,99

		8,6112

		36,604

		1,3Е-05

		65,00

		Предприятием,

		привлекаемым на

		договорных

		началах

		

		Объем ГВС 10,1 м3/с

		0003

		Котельная НШ-1

		Котлы ГМ-50

		(труба 3)

		бензол Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды Метан 3,4 бензапирен толуол

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		1

		0,005

		5,497

		17,476

		0,772

		0,805

		7,22Е-07

		0,007

		0,09

		98,99

		314,716

		13,902

		14,497

		1,3Е-05

		0,1261

		Предприятием,

		привлекаемым на

		договорных

		началах

		

		Объем ГВС 55,5 м3/с

		0078

		Вентствол НШ-1

		Оксид углерода Углеводороды Метан

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1,82

		2,52

		17,66

		9,1

		12,6

		88,3

		Предприятием,

		привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 200 м3/с

		0009

		ДОЦ, циклон 1

		Пыль древесная

		1 раз в кварт

		1

		1,432

		237,086

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 6,04 м3/с

		Нефтешахта №2.

		0030

		Котельная НШ-2

		Котлы ДКВР-24ВГ

		(труба 1)

		Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды 3,4 бензапирен метан

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1

		1

		5,9834

		23,2389

		0,083

		7,22Е-07

		0,111

		107,809

		418,7189

		1,4955

		1,3Е-05

		2,00

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 55,5 м3/с

		0031

		Котельная НШ-2

		(труба 2)

		Диоксид азота Оксид углерода 3,4 бензапирен Углеводороды

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1

		0,282

		3,771

		1,74Е-07

		0,726

			21,013

			280,999

			1,3Е-05

			54,098

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 13,42 м3/с

		0082

		Вентствол НШ-2

		Оксид углерода Углеводороды Метан

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		0,1958

		12,282

		63,9

		1,1

		69,00

		359,00

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 178 м3/с

		Нефтешахта №3.

		0037

		Котельная новая

		сероводород Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды 3,4 бензапирен метан

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в кварт

		1 раз в год

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1

		1

		0,192

		1,97

		41,1939

		0,173

		2,26Е-07

		0,42

		11,0345

		113,2184

		2367,4655

		9,9425

		0,0000

		24,1379

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 17,4 м3/с

		0038

		Котельная Старая

		Котлы ШБА-7 (

		труба 1)

		Диоксид азота Оксид углерода Углеводороды 3,4 бензапирен метан

		1 раз в кварт 1 раз в кварт 1 раз в кварт 1 раз в год 1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1

		1

		0,4936

		0,91

		0,0022

		1,71Е-07

		0,042

		37,5647

		69,2542

		0,1674

		1,3Е-05

		3,1963

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 13,14 м3/с

		0054

		Вентствол НШ-3

		Оксид углерода Углеводороды метан

		1 раз в кварт

		1

		1

		1

		1,74

		11,34

		71,8

		72,62

		39,14

		403,3834

		Предприятием,

		Привлекаемым на

		договорных началах

		Объем ГВС 127 м3/с

		

		

		4.2 Характеристика установок по очистке газа

		

		Установками очистки отходящих газов оснащены деревообрабатывающие станки ДОЦ, заточные станки РММ на всех трёх нефтешахтах. Эффективность пылеулавливания циклона ДОЦ получена по данным инструментальных замеров, эффективность работы ЗИЛ-900 взята по паспортным данным. Эффективность работы пылегазоочистного оборудования представлена в таблице 9.

		

		Таблица 9

		Эффективность существующего оборудования по очистке газов от пыли

		№№ источника

		производство

		Загрязняющее вещество

		Наименование установки по очистке газа

		Эффективность,%

		

		

		

		

		макс

		Фактич

		0006

		РММ, НШ-1

		Пыль металлическая

		ЗИЛ-900

		99,8

		96,5

		0009

		ДОЦ

		Пыль древесная

		Циклон ЦН-15

		95

		88,4

		0032

		РММ, НШ-2

		Пыль металлическая

		ЗИЛ-900

		99,8

		95,8

		0055

		ЦРММ, НШ-3

		Пыль металлическая

		ЗИЛ-900

		99,8

		98,5

		0064

		ЦРММ, НШ-3

		Пыль металлическая

		ЗИЛ-900

		99,8

		87

		

		Ярегский участок добычи нефти термошахтным способом является уникальным и не имеет аналогов на территории Российской Федерации и за рубежом. Все существующие на предприятии технологии отрабатывались именно для Ярегского нефтяного месторождения.

		По данным инвентаризации на предприятии имеется 56 источников выбросов, из них 40 – организованных, 16 – неорганизованных (в том числе 4 – залповых).

		

		4.3 Сведения о залповых и аварийных выбросах

		

		Залповый выброс характеризуется кратковременностью воздействия. Залповыми выбросами на предприятии являются выбросы автотранспорта при выезде и маневрировании, выбросы вредных веществ в атмосферу при наливе нефти в железнодорожные цистерны и выброс загрязняющих веществ при испытании и уничтожении ВВ. Перечень источников залпового выброса приведен в таблице 10.

		Загрязнения приземного слоя воздуха, создаваемого выбросами предприятий в большей степени зависит от метеорологических условий. В периоды, когда метеорологические условия способствуют накоплению вредных веществ в приземном слое атмосферы, необходимо своевременное сокращение выбросов вредных веществ. Эти мероприятия даны в таблице 11.

		

		Таблица 10

		Источники залпового выброса Ярегского участка добычи нефти

		Наименование производств и источников выброса

		Наименование загрязняющего вещества

		Выбросы веществ, г/сек

		периодичность

		Продолжительность выброса, мин

		Годовая величина выброса, т/год

		

		

		По регламенту

		Залповый выброс

		

		

		

		Эстакада налива нефти

		(ист № 81)

		Углеводороды

		Сероводород

		1,4296

		0,0011

		1,4296

		0,0011

		ежесуточно

		90 минут

		7,0456

		0,0056

		Транспортный цех

		Гараж 1 (ист № 87)

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Углеводороды

		0,4560

		0,0050

		0,0430

		0,328

		0,0050

		0,0450

		ежесуточно

		90 минут

		0,8980

		0,0090

		0,0950

		Транспортный цех

		Гараж 2 (ист № 88)

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Углеводороды

		Сажа

		0,3210

		0,0036

		0,0390

		0,0030

		0,3210

		0,0036

		0,0390

		0,0030

		ежесуточно

		90 минут

		0,6320

		0,0700

		0,0760

		0,0060

		Склад ВВ

		(ист № 90)

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Пыль неорганическая

		208,0000

		325,0000

		740,0000

		208,0000

		325,0000

		740,0000

		1 раз в месяц

		

		0,1203

		0,5450

		1,9380

		

		

		Таблица 11

		Мероприятия по сокращению залповых выбросов в атмосферу в периоды НМУ

		

		Мероприятия на период НМУ

		Вещества по которым проводится сокращение выбросов

		Характеристика источников, на которых происходит снижение выбросов

		

		

		

		Параметры источника

		Параметры ГВС на выходе источника загрязнения

		Мощность выбросов без учета меропр., г/сек

		Мощность выбросов после меропр., г/сек

		Степень эффект. Меропр, %

		

		

		

		Высота, м

		Диаметр, м

		Скорость, м/с

		Расход, м3/с

		Т, 0С

		

		

		

		Нефтебаза

		Прекращение налива нефти в ж/д цистерны

		Углеводороды

		Сероводород

		4,5

		0,02x19

		0,126

		0,299

		70

		1,4296

		0,0011

		-

		-

		100

		100

		Гараж 1

		Прекращение разогрева и выезда тяжелой техники

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Углеводороды

		2

		16

		0,1

		20,11

		20

		0,4560

		0,0050

		0,0430

		-

		-

		-

		100

		100

		100

		Гараж 2

		Прекращение разогрева и выезда тяжелой техники

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Углеводороды

		Сажа

		2

		16

		0,1

		20,11

		20

		0,3210

		0,0036

		0,0390

		0,0030

		-

		-

		-

		-

		100

		100

		100

		100

		Склад ВВ

		Прекращение испытания и уничтожения ВВ

		Оксид углерода

		Диоксид азота

		Пыль неорг

		-

		-

		-

		-

		-

		208,0000

		325,0000

		740,0000

		-

		-

		-

		100

		100

		100

		




		4.4 Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

		

		Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием а атмосферу, на существующее положение представлен в таблице 12. Перечень источников выбросов приведен в таблице 13.

		

		Таблица 12

		Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых предприятием

		№№

		Наименование загрязняющего вещества

		Код

		ПДКмр

		ОБУВ мг/м3

		Класс

		опасности

		Выброс загрязняющих веществ

		

		

		

		

		

		г/сек

		т/год

		1

		Диоксид азота

		200

		0,085

		2

		344,8438

		388,4099

		2

		Оксид углерода

		322

		5,0

		4

		577,2591

		3204,5621

		3

		Углеводороды

		360

		5,0

		4

		33,5298

		970,5264

		4

		3,4 бенз(а)пирен

		051

		0,000001

		1

		2,49Е-06

		7,13Е-05

		5

		Метан

		362

		50,0

		4

		155,3727

		4885,3466

		6

		Диоксид серы

		701

		0,5

		3

		0,6825

		18,9396

		7

		Бензол

		028

		1,5

		

		0,1025

		0,2908

		8

		Толуол

		621

		0,6

		3

		0,0112

		0,2474

		9

		Сварочный аэрозоль

		003

		0,15

		3

		0,0173

		0,0895

		10

		Оксиды марганца

		057

		0,01

		2

		0,0026

		0,0131

		11

		Соединения кремния

		061

		0,15

		3

		0,0008

		0,0039

		12

		Фтористый водород

		103

		0,02

		2

		0,0011

		0,0046

		13

		Фториды

		196

		0,2

		2

		0,0009

		0,0049

		14

		Аэрозоль эмульсола

		017

		1,4

		3

		1,3703

		5,6758

		15

		Сажа

		321

		0,15

		3

		0,1310

		0,1660

		16

		Сероводород

		155

		0,008

		2

		0,1931

		5,5353

		17

		Ксилол

		612

		0,2

		3

		0,0020

		0,0631

		18

		Аэрозоль олова

		168

		0,02

		3

		3,00Е-07

		2,89Е-07

		19

		Аэрозоль свинца

		184

		0,003

		2

		8,00Е-07

		7,72Е-07

		20

		Пыль неорганическая

		908

		0,3

		3

		740,1350

		6,1954

		21

		Пыль известковая

		909

		0,3

		3

		0,2044

		5,9852

		22

		Пыль цементная

		910

		0,3

		3

		0,1230

		1,4035

		23

		Пыль древесная

		986

		0,3

		3

		2,5380

		9,1373

		24

		Пыль металлическая

		010

		0,15

		3

		0,0963

		0,9195

		Организованными источниками:

		

		9416,4211

		Неорганизованными источниками:

		

		85,0238

		Всего по предприятию:

		

		9501,4448

		

		

		Группы суммации (с учетом фона):

		

		Таблица 13

		Перечень источников выбросов ОАО «Варан»

		Производство

		Цех, участок

		Наименование источников выброса загрязняющих веществ

		НШ-1, производственная котельная

		котельная

		Труба 1 ПК

		

		

		Труба 2 ПК

		

		

		Труба 3 ПК

		НШ-1, РММ

		Сварочное отделение

		Деф. СП

		

		Токарный цех

		Деф. ТЦ

		

		Заточное отделение

		Деф. ЗС 1

		

		кузница

		кузница

		НШ-1, ДОЦ

		ДОЦ

		Циклон 1

		НШ-1, нефтебаза

		РВС 3000

		Емкость 3000

		

		РВС 2000

		Емкость 2000

		

		РВС 2000

		Емкость 2000

		

		РВС 2000

		Емкость 2000

		

		РВС 2000

		Емкость 2000

		

		РВС 2000

		Емкость 2000

		

		насосная

		Вен 1

		НШ-1, БКНС

		Резервуар

		Емкость 3000

		

		Резервуар

		Емкость 3000

		

		Резервуар

		Емкость 2000

		

		Резервуар

		Емкость 2000

		

		Пруд 1

		Отстой 1

		

		Пруд 2

		Отстой 2

		НШ-2, котельная

		Старая котельная

		Труба 1СК

		

		Старая котельная

		Труба 2СК

		НШ-2, РММ

		Заточное отделение

		Вент ЗС

		

		Токарное отделение

		Вент ТЦ

		

		Сварочное отделение

		Вент СП1

		

		

		Вент СП2

		

		

		кузница

		НШ-3, котельная

		Котельная новая

		Труба 1НК

		

		Котельная старая

		Труба 1 СК

		

		

		Труба 2 СК

		

		

		Труба 3 СК

		

		

		Труба 4 СК

		НШ-3

		Вент. ствол

		В.С. НШ-3

		НШ-3, ЦРММ

		Заточное отделение

		Деф. зс ТЦ

		

		Токарное отделение

		Деф. тс ТЦ

		

		Электроцех

		Деф. ЭЦ

		

		Кузнечный цех

		Труба 1 куз

		

		

		Труба 1 куз

		

		Котельно-сварочный цех

		Деф. 1 КСЦ

		

		Котельно-сварочный цех

		Деф. 2 КСЦ

		

		Цех капремонта

		Деф. 1 ЦКР

		

		

		Деф. 2 ЦКР

		

		Шлифовальный цех

		Деф. 2 ЗС

		НШ-3

		Пруд отстоя

		Пруд НШ-3

		НШ-1

		Вент. ствол

		В.С. НШ-1

		НШ-1

		Пруд НШ-1

		Пруд НШ-1

		

		нефтебаза

		эстакада

		НШ-2

		Вент. ствол

		В.С. НШ-2

		

		Пруд НШ-2

		Пруд НШ-2

		НШ-3

		РСУ

		Склад инертных в-в

		НШ-1, автохозяйство

		Гараж 1

		Гараж 1

		

		Гараж 2

		Гараж 2

		НШ-2

		Котельная песпектива

		Труба 1 П

		Склад ВВ

		Склад ВВ

		залповый

		

		4.5 Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

		

		Непрерывное наращивание мощностей промышленного производства, как известно, связано с интенсивным использованием природного сырья, значительным увеличением выбросов в атмосферу загрязняющих веществ. Поэтому нельзя недооценивать последствий усиленного воздействия человека на природу и связанной с этим опасности нарушения экологического баланса.

		Основными загрязняющими веществами выбрасываемыми в атмосферу являются:

		- оксиды углерода;

		- оксиды азота;

		- углеводороды;

		- 3-4 бенз(а)пирен;

		- метан;

		- толуол.

		Их выброс обусловлен работой производственных котельных. Вклад по этим веществам от двух котельных, находящихся на промплощадке нефтешахты № 2, представлен в таблице 14. 

		

		Таблица 14

		Выброс загрязняющих веществ от котельных нефтешахты № 2

		вещество

		выброс, т/год

		

		котельная старая 1

		котельная старая 2

		диоксид азота

		112,4928

		8,1216

		оксид углерода

		669,2803

		108,6048

		3,4 бензапирен

		2,08∙10-5

		5,02∙10-6

		метан

		3,1968

		-

		углеводороды

		-

		20,9088

		пыль неорганическая

		-

		-

		

		Из таблицы 14 следует, что котельные нефтешахты № 2 вносят значительный вклад в загрязнение атмосферы перечисленными компонентами.

		Степень загрязнения атмосферного воздуха выбросами вредных веществ из непрерывно действующих источников определяется по наибольшему рассчитанному значению разовой приземистой концентрации вредных веществ, которая устанавливается на некотором расстоянии от места выброса при неблагоприятных условиях, когда скорость ветра достигает опасного значения и в приземном слое происходит интенсивный турбулентный обмен. 

		Для определения влияния выбросов на состояние атмосферного воздуха в процессе расчета были заданы контрольные точки на границе санитарно-защитных зон поселков Ярега, Первомайский, Нижний Доманик. Координаты контрольных точек, приземная концентрация в долях ПДК и мг/м3, а также опасные направления и скорость ветра, при которой создаются данные концентрации и номера источников, дающих наибольший вклад в создание полученных приземных концентраций приведены в таблице 15 в результате расчетов по программе «Эколог».

		Для расчета концентраций загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы была использована Унифицированная программа расчета загрязнения атмосферы «Эколог». Программа написана по методике ОНД-86 применительно к персональному компьютеру.

		Расчет по программе «Эколог» проводится при наличии следующих исходных данных:

		- основная система координат выбрана на карте-схеме;

		- характеристика расчетной площадки;

		- характеристика выбрасываемых веществ;

		- параметры и координаты источников выбросов;

		- метеорологические характеристики района;

		- управляющие параметры программы.

		В результате проведенных расчетов на ЭВМ получена следующая информация:

		- максимальная концентрация (См) и расстояния, на которых они достигаются (Хм), для источников выбросов вредных веществ;

		- доля вкладов основных источников выбросов в узлах расчетной сетки;

		-распечатка исходных данных об источниках загрязнений, метеорологических параметрах, физико-географических особенностях местности;

		- перечень источников дающих наибольший вклад в уровень загрязнения атмосферного воздуха.

		Результаты расчетов рассеивания загрязняющих веществ в контрольных точках представлены в таблице 15 и показывают, что при существующеем положении наибольший уровень загрязнения в контрольных точках с учетом фонового загрязнения, образуемого выбросом предприятий расположенных на одной промплощадке с объектами ОАО «Варан», создают выбросы следующих загрязняющих веществ:

		- диоксид азота;

		- сажа;

		- аэрозоль эмульсола;

		- пыль неорганическая;

		- углеводороды;

		- пыль металлическая;

		- оксид углерода.

		Как показано в третьем разделе, производственные котельные вносят основной вклад поступления этих загрязнителей. Большой выброс загрязняющих веществ при сжигании топлива в котельной обусловлен высокой степенью физического износа оборудования. Для устранения этого недостатка предложено произвести замену двух старых котельных на НШ-2 на новую котельную, с более приемлемыми экологическими показателями. Котлы старых марок ТШ и ДКВР заменяются котлами ГМ-50. Источник выброса загрязняющих веществ изменит свою высоту с 32 до 82 метров, что позволит существенно снизить концентрации загрязняющих веществ в рабочей зоне и воздухе посёлков и позволит устранить нежелательное влияние инверсионного слоя. Помимо этого, за счет ликвидации двух старых котельных, произойдет снижение объёмов потребления питьевой и промышленной воды, электроэнергии, газа.

		Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчета ПДВ приведены в таблице 16.

		ПДВ – это предельно допустимый выброс загрязняющих веществ в атмосферу, при котором обеспечивается соблюдение гигиенических нормативов в воздухе населенных мест в случае наиболее неблагоприятных для рассеивания условий.

		Как показывает таблица, при замене оборудования для лучшего рассеивания вредных выбросов в атмосфере предусмотрено строительство труб высотой 82 м, диаметром 2,52 м. Эта мера снижает концентрацию вредных выбросов на ближайшие расстояния от источника выброса и увеличивает продолжительность превращения газообразных оксидов в кислоты и осаждение образовавшихся кислот с атмосферными осадками на поверхность почвы за пределами предприятия.

		Расчет ПДВ производится по формуле:

		

		, где

		

		Сф - фоновая концентрация;

		ПДК - предельно допустимая концентрация;

		 - уклон местности;

		F - коэффициент, который учитывает скорость оседания вредных веществ в атмосфере воздуха;

		V - выбрасываемая газообразная смесь;

		Т - температура;

		А - коэффициент от температуры;

		m - коэффициент при выходе газо-воздушной смеси;

		n - коэффициент при выходе газо-воздушной смеси;

		H - высота трубы. 

		




		Таблица 15

		Результаты расчетов рассеивания загрязняющих веществ в контрольных точках

		Наименование загрязняющего вещества

		Координаты контрольной точки

		Концентрация загрязняющих веществ в контрольной точке

		Направление и опасная скорость ветра

		Источник, дающий максимальный вклад в загрязнение

		Наименование

		код

		X

		Y

		Доли ПДК

		мг/м3

		направление

		Опасная скорость ветра, м/с

		Номер источника и предприятие

		Вклад источника, доли ПДК

		

		

		

		

		Концентр

		Фон

		

		

		

		

		

		Контрольная точка 1 граница СЗЗ НШ-1 пос. Ярега

		26ая группа суммации

		026

		4750

		6650

		0,97

		0,61

		-

		381

		2,5

		2 КомиКаве

		0,61

		Диоксид азота

		200

		

		

		0,95

		0,61

		0,081

		381

		2,5

		2 КомиКаве

		0,61

		Сажа

		321

		

		

		1,44

		1,41

		0,216

		379

		1,5

		2 КомиКаве

		1,41

		Оксид углерода

		322

		

		

		0,35

		0,28

		1,75

		385

		1,5

		2 КомиКаве

		0,28

		углеводороды

		360

		

		

		0,74

		-

		3,7

		430

		0,5

		81эстакада

		0,68

		Контрольная точка 2 территория жилой зоны пос. Ярега

		26ая группа суммации

		026

		5750

		6000

		0,4

		-

		-

		23

		3,5

		1

		0,14

		Диоксид азота

		200

		

		

		0,38

		-

		0,032

		23

		3,5

		1

		0,14

		углеводороды

		360

		

		

		0,13

		-

		0,65

		384

		6,0

		81

		0,07

		Контрольная точка 3 граница жилой зоны пос. Первомайск

		26ая группа суммации

		026

		1750

		5725

		0,24

		-

		-

		149

		2,5

		30 кот НШ-2

		0,08

		Диоксид азота

		200

		

		

		0,24

		-

		0,021

		149

		2,5

		30 кот НШ-2

		0,09

		углеводороды

		360

		

		

		0,24

		-

		0,65

		155

		6,0

		54 ВС НШ-3

		0,18

		Пыль неорганическая

		908

		

		

		0,48

		0,37

		0,144

		157

		3,5

		12 комититан

		0,37

		Контрольная точка 4 граница СЗЗ НШ-3 пос. Нижний Доманик

		Сварочный аэрозоль

		003

		2250

		5600

		0,25

		0,25

		0,037

		28

		1,5

		15 комититан

		0,25

		Пыль металлическая

		010

		

		

		0,14

		-

		0,021

		388

		2,5

		14 комититан

		0,14

		Аэрозоль эмульсола

		017

		

		

		0,46

		-

		0,644

		148

		1,5

		56 ЦРММ

		0,46

		26ая группа суммации

		026

		

		

		0,46

		-

		-

		122

		2,5

		58,59 ЦРММ

		0,32

		Марганец и его оксиды

		057

		

		

		0,31

		0,31

		0,003

		28

		1,5

		15комититан

		0,31

		Диоксид азота

		200

		

		

		0,46

		-

		0,004

		122

		2,5

		58,59 ЦРММ

		0,32

		углеводороды

		360

		

		

		0,27

		-

		1,35

		120

		2,5

		62 ЦРММ

		0,15

		Пыль неорганическая

		908

		

		

		1,52

		0,7

		0,456

		134

		3,5

		4,5комитит

		0,7

		Пыль цементная

		910

		

		

		0,1

		-

		0,03

		128

		6,0

		85 БСУ

		0,07

		

		4.6 Основные результаты реализации проекта

		

		Основными результатами реализации данного мероприятия являются следующие:

		- снижение потребления промышленной и питьевой воды на 588 тыс м3/год и 1320 м3/год соответственно;

		- снижение потребления электроэнергии на 3007 кВт ч/год;

		- снижение потребления газа на 28164 тыс м3/год.

		- снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу, представленное в таблице 17.






		

		Таблица 16

		Параметры выбросов загрязняющих веществ в атмосферу для расчета ПДВ

		Производство

		Цех, участок

		Источники выделения загрязняющих веществ

		Число часов работы в год

		Наименование источников выброса загрязняющих веществ

		Число источников выброса

		Номер источника на карте-схеме

		

		

		наименование

		Количество

		

		

		

		

		

		

		

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		НШ-2

		Котельная старая

		Котлы ДКВР24ВГ

		2

		-

		8000

		-

		Труба 1СК

		-

		1

		-

		30

		-

		

		Котельная старая

		Котлы ТШ-2.5

		2

		-

		8000

		-

		Труба 2СК

		-

		1

		-

		31

		-

		

		Котельная перспектива

		Котлы ГМ-50

		-

		2

		-

		8000

		-

		Труба 1П

		-

		1

		-

		89

		Высота источника выброса, м

		Диаметр устья трубы,м

		Параметры газовоздушной смеси на выходе из источника выброса

		Координаты источников выбросов на карте-схеме

		

		

		Объем на одну трубу, м3/с

		Скорость, м/с

		Температура, град. С

		начало

		конец

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		СП

		П

		32

		-

		1,6

		-

		55,5

		-

		27,6

		-

		112

		-

		192

		-

		247

		-

		18

		-

		1

		-

		13,4

		-

		17,1

		-

		118

		-

		135

		-

		213

		-

		-

		82

		-

		2,52

		-

		55,5

		-

		11,1

		-

		112

		-

		-

		-

		-

		Наименование вещества

		Выбросы загрязняющих веществ

		Год достижения ПДВ

		

		СП

		П

		

		

		г/с

		т/год

		мг/м3

		г/с

		т/год

		мг/м3

		

		Диоксид азота

		Оксид углерода

		Углеводороды

		3,4 бенз(а)пирен

		метан

		5,9834

		23,2389

		0,0830

		7,22Е-07

		0,111

		112,4928

		669,2803

		2,3904

		2,08Е-05

		3,1968

		107,8090

		418,7189

		1,4955

		1,30Е-05

		2,0000

		-

		-

		-

		2004

		Диоксид азота

		Оксид углерода

		3,4 бенз(а)пирен

		Углеводороды

		0,2820

		3,7710

		1,74Е-07

		0,7260

		8,1216

		108,6048

		5,02Е-06

		20,9088

		21,0134

		280,9985

		1,30Е-05

		54,0984

		-

		-

		-

		2004

		Диоксид азота

		3,4 бенз(а)пирен

		Оксид углерода

		-

		-

		-

		5,5924

		7,22Е-09

		1,7476

		0,1203

		2,08Е-08

		0,5450

		0,1142

		1,30Е-08

		0,5213

		2005

		

		

		

		Таблица 17

		Снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

		вещество

		выброс, т/год

		

		котельная старая 1

		котельная старая 2

		котельная новая

		сокращение выбросов

		диоксид азота

		112,4928

		8,1216

		0,1203

		120,4941

		оксид углерода

		669,2803

		108,6048

		0,5450

		777,3401

		3,4 бензапирен

		2,08∙10-5

		5,02∙10-6

		2,08∙10-8

		2,582∙10-5

		метан

		3,1968

		-

		-

		3,1968

		углеводороды

		2,3904

		20,9088

		-

		23,2992

		

		Количество загрязняющих веществ выбрасываемых в атмосферу и их перечень на существующее положение и перспективу в целом по предприятию представлены в таблице 18.

		

		Таблица 18

		Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, на существующее положение и перспективу

		№

		пп

		Наименование загрязняющего вещества

		Код

		ПДКмр

		ОБУВ

		мг/м3

		Класс

		опас-

		ности

		Выброс загрязняющих веществ

		

		

		

		

		

		СП

		Перспектива

		

		

		

		

		

		г/сек

		т/год

		г/сек

		т/год

		1

		диоксид азота

		200

		0,085

		2

		344,84

		388,41

		298,35

		268,45

		2

		оксид углерода

		322

		5,0

		4

		577,26

		3204,5

		567,72

		2929,99

		3

		углеводороды

		360

		5,0

		4

		33,53

		970,53

		32,72

		947,23

		4

		3,4 бенз(а)пирен

		051

		10-6

		1

		2,49Е-06

		7,13Е-05

		1,59Е-06

		4,55Е-05

		5

		метан

		362

		50,0

		4

		155,37

		4885,3

		152,37

		4685,35

		6

		диоксид серы

		701

		0,5

		3

		0,68

		18,94

		0,68

		18,94

		7

		бензол

		028

		1,5

		

		0,1

		0,29

		0,1

		0,29

		8

		толуол

		621

		0,6

		3

		0,01

		0,25

		0,01

		0,25

		9

		сварочный

		аэрозоль

		003

		0,15

		3

		0,02

		0,09

		0,02

		0,09

		10

		оксиды марганца

		057

		0,01

		2

		0,003

		0,01

		0,003

		0,01

		11

		соединения

		кремния

		061

		0,15

		3

		0,0008

		0,004

		0,0008

		0,004

		12

		фтористый

		водород

		103

		0,02

		2

		0,0011

		0,005

		0,0011

		0,005

		13

		фториды

		196

		0,2

		2

		0,0009

		0,005

		0,0009

		0,005

		14

		Аэрозоль эмульсола

		017

		1,4

		3

		1,37

		5,68

		1,37

		5,68

		15

		сажа

		321

		0,15

		3

		0,13

		0,17

		0,13

		0,17

		16

		сероводород

		155

		0,008

		2

		0,19

		5,53

		0,19

		5,53

		17

		ксилол

		612

		0,2

		3

		0,002

		0,06

		0,002

		0,06

		18

		аэрозоль олова

		168

		0,02

		3

		3Е-07

		2,89Е-07

		3Е-07

		2,89Е-07

		19

		аэрозоль свинца

		184

		0,003

		2

		8Е-07

		7,72Е-07

		8Е-07

		7,72Е-07

		20

		Пыль неорганическая

		908

		0,3

		3

		740,13

		6,19

		740,13

		6,19

		21

		Пыль известковая

		909

		0,3

		3

		0,2

		5,99

		0,2

		5,99

		22

		Пыль цементная

		910

		0,3

		3

		0,12

		1,4

		0,12

		1,4

		23

		Пыль древесная

		986

		0,3

		3

		2,54

		9,14

		2,54

		9,14

		24

		Пыль металлическая

		010

		0,15

		3

		0,09

		0,92

		0,09

		0,92

		

		Организованными источниками:

		

		9416,4

		

		9058,99

		

		Неорганизованными источниками:

		

		85,02

		

		85,02

		

		Всего по предприятию:

		

		9501,4

		

		9144,02

		

		ПДК м.р.- предельно допустимая максимально разовая концентрация химического вещества в воздухе населенных мест.

		По степени воздействия на организм человека загрязняющие вещества разделяются на четыре класса:

		1. Чрезвычайно опасный, ПДК < 0,1 мг/м3;

		Высокоопасный, ПДК < 0,1-1,0 мг/м3;

		Умеренно опасный, ПДК < 1,0-10,0 мг/м3;

		Малоопасный, ПДК < 10 мг/м3.

		




		5. Экономическое обоснование проекта

		

		Структура расчета:

		Определение капитальных вложений на реконструкцию котельных НШ-2 (таблица 19);

		эксплуатационные затраты новой котельной;

		экономическое и экологическое обоснование проекта;

		оценка экономической эффективности реализации проекта. 

		

		5.1 Определение капитальных вложений на реконструкцию котельных НШ-2

		

		Таблица 19

		Капитальные вложения:

		№

		наименование

		стоимость, млн.руб. цены 2002 г.

		1

		расширение котельной

		

		

		СМР

		29,462

		

		оборудование

		12,21

		2

		химводоотчистка

		

		

		СМР

		33,371

		

		оборудование

		3,307

		3

		топливное хозяйство

		

		

		СМР

		6,26

		

		оборудование

		0,35

		

		итого

		84,96

		

		

		

		

		5.2 Эксплуатационные затраты новой котельной

		

		Затраты на электроэнергию

		Потребление электроэнергии всеми электропотребителями 284,4 кВт в месяц; за год:  кВт, цена 13 руб/ кВт

		Затраты на электроэнергию составят

		

		

		

		Затраты на газ

		Потребление газа 2853000, что в год составит 

		

		.

		

		Цена на газ 550 

		Затраты на газ составят

		

		

		

		Затраты на потребление воды

		наименование

		Расход воды,

		Цена,

		Вода питьевая

		130

		17,26

		Вода озерная

		50600

		3,06

		

		

		

		Затраты на фонд заработной платы и социальные нужды предприятия

		разряд

		количество

		оклад, руб

		зарплата, руб

		3

		10

		2360

		3304

		4

		9

		2660

		3724

		5

		7

		3070

		4298

		6

		6

		3760

		5264

		

		

		- районный коеффициент

		Отчисления на социальные нужды

		

		

		

		5.2.5 Амортизационные отчисления на реновацию

		

		

		

		5.2.6 Амортизационные отчисления на ремонтный фонд

		

		

		

		5.2.7 Затраты на охрану труда и технику безопасности

		

		

		

		5.2.8. Цеховые расходы

		

		

		

		-коэффициент цеховых расходов = 4%

		

		

		

		Результаты расчета сведены в таблицу 20.

		Таблица 20

		Эксплуатационные затраты новой котельной

		Наименование статьи затрат

		значение, руб

		Структура затрат, %

		затраты на Э/Э

		44366,4

		0,1

		затраты на газ

		18830000

		46,5

		затраты на воду

		1890000

		4,7

		фонд ЗП

		1538712

		3,8

		соц. отчисления

		550859

		1,4

		амортизационные отчисления на реновацию

		9770000

		24,1

		амортизационные отчисления на ремонтный фонд

		5780000

		14,3

		затраты на ОТ и ТБ

		906240

		2,2

		цеховые расходы

		1181607

		2,9

		ИТОГО

		40491784

		100

		

		5.3 Экономическое и экологическое обоснование проекта

		

		Экологическое обоснование проекта

		Результаты расчета предотвращенного экологического ущерба приведены в таблице 21.

		

		Таблица 21

		Расчет предотвращенного экологического ущерба

		вещество

		выброс, т/год

		

		котельная старая 1

		котельная старая 2

		котельная новая

		сокращение выбросов

		диоксид азота

		112,4928

		8,1216

		0,1203

		120,4941

		оксид углерода

		669,2803

		108,6048

		0,5450

		777,3401

		3,4 бензапирен

		2,08∙10-5

		5,02∙10-6

		2,08∙10-8

		2,582∙10-5

		метан

		3,1968

		-

		-

		3,1968

		углеводороды

		2,3904

		20,9088

		-

		23,2992

		

		Расчет выбросов по новой котельной произведен в программе «эколог», а с учетом работы аналогичной котельной на НШ-1 выяснено, что выброс диоксида азота будет еще меньше.




		Экономическое обоснование проекта

		

		Эксплуатационные затраты на работу двух старых котельных:

		1. Затраты на электроэнергию:

		потребление электроэнергии:

		старая котельная 1 – 3150 кВт

		старая котельная 2 – 3270 кВт

		цена за электроэнергию – 13 руб/кВт

		

		 руб.

		

		2. Затраты на газ:

		потребление газа:

		старая котельная 1 – 30246 тыс. м3/год

		старая котельная 2 – 32154 тыс. м3/год

		цена за газ – 550 руб/тыс. м3

		

		 млн. руб.

		

		3. Затраты на потребление воды:

		старая котельная 1:

		питьевая –120 м3/мес

		озерная -48000 м3/мес

		старая котельная 2:

		питьевая –120 м3/мес

			озерная -50000 м3/мес

		цена на воду:

		питьевая –17,26 руб/м3

				озерная –3,06 руб/м3

		 млн. руб / год

		

		4. Затраты на фонд заработной платы и социальные нужды:

		разряд

		количество

		оклад, руб

		зарплата, руб

		

		Старая котельная № 1

		старая котельная № 2

		

		

		3

		7

		9

		2360

		3304

		4

		6

		8

		2660

		3724

		5

		4

		6

		3070

		4298

		6

		4

		5

		3760

		5264

		

		

		

		

		- районный кпэффициент.

		Отчисления на социальные нужды

		

		

		

		5. Амортизационные отчисления на реновацию

		

		

		

		6. Амортизационные отчисления на ремонтный фонд

		

		

		

		7. Затраты на охрану труда и технику безопасности

		

		




		8. Цеховые расходы

		

		

		

		-коэффициент цеховых расходов = 4%

		

		

		

		Эксплуатационные затраты старых котельных приведены в таблице 22.

		

		Таблица 22

		Эксплуатационные затраты старых котельных

		Наименование статьи затрат

		значение, руб

		Структура затрат, %

		затраты на Э/Э

		83460

		0,12

		затраты на газ

		34320000

		52,85

		затраты на воду

		3650000

		5,62

		фонд ЗП

		2344272

		3,61

		соц. отчисления

		839249,37

		1,29

		амортизационные отчисления на реновацию

		12760000

		19,65

		амортизационные отчисления на ремонтный фонд

		7540000

		11,61

		затраты на ОТ и ТБ

		1387680

		2,14

		цеховые расходы

		2006586

		3,1

		ИТОГО

		64931247,4

		100

		

		9. Расходы на оплату выбросов в атмосферу приведены в таблице 23 и таблице 24

		

		Таблица 23

		Расчет существующей платы за выбросы

		вещество

		существующий выброс, т/год

		норматив платы, руб/т

		существующая плата, руб/год

		диоксид азота

		120,6144

		0,42

		15733,17

		оксид углерода

		777,8851

		0,005

		1207,96

		3,4 бензапирен

		2,582

		16500

		132,31

		метан

		3,1968

		0,0004

		0,4

		углеводороды

		20,9088

		0,01

		64,94

		ИТОГО

		

		

		17138,78

		

		Таблица 24

		Расчет перспективной платы за выбросы

		вещество

		перспективный выброс, т/год

		норматив платы , руб/т

		перспективная плата, руб/год

		диоксид азота

		0,1203

		0,42

		15,692

		оксид углерода

		0,5450

		0,005

		0,846

		3,4 бензапирен

		2,08∙10-8

		16500

		62,942

		метан

		-

		0,0004

		-

		углеводороды

		-

		0,01

		-

		ИТОГО

		

		

		79,48

		

		Экономия затрат от реализации проекта

		1. Экономия эксплуатационных затрат:

		

		а-в=с

		

		а - эксплуатационные затраты старой котельной

		в - эксплуатационные затраты новой котельной

		

		64931247,4 – 40491784 = 24439463,4 руб/год.

		

		2. Ликвидационная стоимость:

		Единственный способ утилизации старых котельных – это сдача котлов на вторичную переработку. Масса котлов ТШ = 16,5 тонн, ДКВР = 24,5 тонн.

		Стоимость 1 тонны вторчермета = 580 руб.

		Ликвидационная стоимость

		(24,5*2+16,5*2)*580=47560 руб.

		6. Планирование природоохранной деятельности

		

		На ближайший период на предприятии запланировано:

			Введение дополнительной системы дооччистки сточных шахтных вод на НШ – 3

		Установка воздухоотсосов на эстакадах налива нефти.

		Уменьшение образования твердых отходов на предприятии вцелом.

		Основные результаты реализации проекта в таблице 26.

		Снижение выбросов в таблице 27.

		

		Таблица 26

		Основные результаты реализации проекта

		показатель

		единицы измерения

		до реализации мероприятия

		с учетом реализации мероприятия

		разность показателей

		Эксплуатационные затраты, в том числе:

		

		

		

		

		затраты на Э/Э

		руб.

		83460

		44366,4

		39093,6

		затраты на газ

		руб.

		34320000

		18830000

		15490000

		затраты на воду

		руб.

		3650000

		1890000

		1760000

		фонд ЗП

		руб.

		2344272

		1538712

		805560

		соц. отчисления

		руб.

		839249,37

		550859

		288390,37

		Амортизационные отчисления на реновацию

		руб.

		12760000

		9770000

		2990000

		Амортизационные отчисления на ремонтный фонд

		руб.

		7540000

		5780000

		1760000

		затраты на ОТ и ТБ

		руб.

		1387680

		906240

		481440

		цеховые расходы

		руб.

		2006586

		1181607

		824979

		ИТОГО

		руб.

		64931247,4

		40491784

		24439463,4

		плата за выбросы

		руб.

		17138,78

		79,48

		170,59

		себестоимость

		руб.

		120

		80,58

		39,42

		прибыль

		млн. руб.

		30,6

		50,7

		20,1




		Таблица 27

		Снижение выбросов

		вещество

		сокращение выбросов, т/год

		диоксид азота

		120,4941

		оксид углерода

		777,3401

		3,4 бензапирен

		2,582

		метан

		3,1968

		углеводороды

		23,2992

		




		Заключение

		

		У предприятия существуют проблемы во взаимоотношениях с окружающей средой, то есть своей деятельностью предприятие осуществляет негативное воздействие на окружающую среду. С целью снижения негативного воздействия на окружающую природную среду каждое подразделение ежегодно разрабатывает природоохранные мероприятия. На базе этих мероприятий, с добавлением намечаемых природных работ за счет капитального строительства и капитального ремонта, а также работ по научной и проектной тематике разрабатываются ежегодные комплексные природоохранные мероприятия в целом по предприятию и согласовываются с городским комитетом по охране окружающей среды.

		Ухтинским экологическим научно – исследовательским центром было изучено современное состояние природных комплексов на территории Ярегских нефтешахтах. Были отобраны пробы и проведены анализы воздуха. Исходя из химических анализов проб поверхностных вод, можно сказать следующее:

		- в целом по гидрохимическим и токсикологическим показателям состояние водных объектов в обследованном районе находится в неблагоприятном состоянии – превышение допустимых норм, прежде всего по нефтепродуктам, БПК, ХПК, и ЛД-50;

		- недостаточно эффективно работает система очистки техногенных вод;

		- требуется координация мероприятий по улучшению качества естественных водотоков и недопущения неочищенных сбросов всех организаций имеющих промышленные стоки;

		- необходим, наряду с гидрохимическим контролем, токсикологический - с использованием биотестера или экспресс – методов;

		- необходим переход на замкнутый цикл водоснабжения, что позволит снизить сброс вредных стоков в естественные водоемы.

		Анализ нарушенных земель показал, что они загрязнены, прежде всего, сульфатами, хлоридами и нефтепродуктами.

		Для ликвидации загрязнения почв необходима их рекультивация. Для этого может быть использована отсыпка торфа смешанного с отработанным активным илом, высев трав и посадка кустарниково – древесных растений.

		Перед предприятием стоят следующие задачи, связанные с улучшением экологической обстановки в районе его производственной деятельности:

		- модернизация очистных сооружений поверхностных сточных вод;

		- модернизация участка подготовки, отгрузки нефти и утилизации сточных (пластовых) вод;

		- замена изношенных нефтепроводов и трубопровод пластовых вод;

		- ремонт поглощающих и наблюдательных скважин на полигонах;

		- рекультивация земель.

		На основании предварительного изучения и обследования территорий и, учитывая относительно незначительный потенциал загрязнения атмосферы, рекомендуется:

		- организовать систему регулярных наблюдений за состоянием атмосферного воздуха в жилой зоне и санитарно-защитных зонах;

		- усилить контроль за техническим состоянием и эксплуатацией газоочистных установок;

		- ограничить погрузочно-разгрузочные работы, связанные со значительными выделениями в атмосферу загрязняющих веществ; 

		При выполнении выпускной квалификационной работы произведен расчет количественных и качественных показателей образующихся, уловленных и выброшенных в атмосферу вредных веществ по цехам и производствам предприятия. Определены нормативы выбросов основных загрязняющих веществ. Выполнен расчет рассеивания загрязняющих веществ по программе «Эколог».

		Разработаны мероприятия по регулированию выбросов в периоды наступления неблагоприятных метеорологических условий. Разработан план-график контроля за соблюдением качественного и количественного уровня загрязнения.

		Оценено воздействие предприятия на состояние атмосферного воздуха жилой зоны поселков Ярега, Первомайский, Нижний Доманик с учетом фонового уровня загрязнения атмосферы, создаваемого выбросами предприятий расположенных в радиусе 5км.

		В работе предложено мероприятие по снижению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу и оздоровлению атмосферного воздуха в рабочей зоне - произведена замена двух старых котельных на НШ-2 на новую котельную, с более приемлемыми экологическими показателями. Котлы старых марок ТШ и ДКВР заменяются котлами ГМ-50. Для уменьшения приземных концентраций вредных веществ увеличили высоту выброса, что обеспечит рассеивание вредных веществ в большом объеме воздуха, и следовательно, уменьшение приземных концентраций. Как показали расчеты, данное мероприятие является эффективным как с экологической, так и с экономической точек зрения. Следует отметить, что реализация мероприятия не повлечет за собой изменений в объеме добываемой нефти.

		




		Список использованных источников

		

					ГОСТ 17.2.3.02-78. Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями.

				РД 39-0148306-413-88. Методика расчета неорганизованных выбросов газоперерабатывающих установок. М., ВНИПИгазопереработка, 1988 г.

					ОНД-86. Методика расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятия, Л., Гидрометеоиздат, 1988 г.

					СанПиН 2.2.1/2.1.1.567-96 . Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов. Информационно-издательский центр Минздрава России.

					РД 52.04.52-85. Руководящий документ. Методические указания. Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях. Л., Гидрометеоиздат, 1987 г.

					Единая система управления охраной труда в нефтяной промышленности: Р. Я. Нугаев, Б.Ф. Александров и др., Под ред. В.Ф. Нурлыгаянова. - М., Недра, 1986 г.

					Защита окружающей среды при добыче, транспорте и хранении нефти и газа, Кессельман Г.С., Махмудбеков Э.А. М., Недра, 1981 г.

					Комплексная оценка условий труда в нефтяных шахтах, Цхадая Н.Д., Санкт-Петербургский университет, 1997 г.

					Методы анализа загрязнений воздуха. Другов Ю.С., Беликов А.Б., Дьякова Г.А., Тульчинский В.Н. М., Химия, 1984 г.

					Методы очистки производственных сточных вод, Жуков А.И., Монгайт И.Л., Родзиллер И.Д.. М., Химия, 1977 г.

					Опыт подземной разработки нефтяных месторождений и основные направления развития термошахтного способа добычи нефти, Тютькин Б.А., Коноплев Ю.П., Ухта, 1996 г.

					Охрана природы и недр в горной промышленности, Умнов А.Е. М., Недра, 1987 г.

					Охрана природы от загрязнений промышленными выбросами, Кушелев В.П.. М., Химия, 1979 г.

					Очистка промышленных сточных вод, Мейнк Ф., Штофф Г., Кольшюттер Г.. Л., Гидрометеоиздат, 1963 г.

					Правила безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом. - Москва, 1986.

					Проект нормативов ПДВ ОАО «Варан». - ПечерНИПИнефть, 2002.

					Проект ОВОС. - ПечерНИПИнефть., 2001.

					Проект размещения отходов ОАО «Варан»., 2002.

					Разрешение на специальное водопользование ОАО «Варан»., 2002.

					Рассеивание вентиляционных выбросов химических предприятий, Лейкин И.Н.. М., Химия, 1982 г.

					Сборник инструкций к правилам безопасности при разработке нефтяных месторождений шахтным способом. Книга 1.- Ухта, 1986.

					Сборник методик по определению концентрации загрязняющих веществ в промышленных выбросах. Л., Гидрометеоиздат, 1987 г.

					Технический проект ОАО «Варан». Том 1. Геологическая часть, 2000 г.

					Унифицированная программа расчета загрязнения атмосферы "Эколог". Инструкция пользователя, НПО Интеграл. Л., 1990 г.

					Учет и анализ затрат предприятий на природоохранную деятельность, Демина Т.А.. М., Финансы и статистика, 1990 г.

					Экология горного производства, Мирзаев Г.Г., Иванов Б.А., Щербаков В.М., Проскуряков Н.М. М., Недра, 1991 г.

					Экология и контроль состояния природной среды, Израель Ю.А.. Л., 1979 г.

					Экология и экономика, Сухорукова С.М.. М., Высшая школа, 1988 г.