2

З М І С Т

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

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

1.2 Цілі планованої діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.3 Опис характеристик діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

1.4 Оцінка за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів

(скидів). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

1.4.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

1.4.2 Розрахунок водоспоживання і водовідведення під час подальшої

розробки родовища . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20

1.4.3 Розрахунок відходів . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

1.4.3.1 Відомості про кількість відходів буріння . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 27

1.4.4 Радіаційне забруднення та випромінювання. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29

1.4.5 Вібраційне, світлове, теплове забруднення. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

2 Опис виправданих альтернатив . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

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

ймовірної зміни . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.1 Дані про стан атмосферного повітря . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

3.2 Дані про стан поверхневих вод . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 35

3.3 Дані про стан ґрунтового покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 36

3.4 Прогноз зміни стану довкілля без здійснення планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4 Опис факторів довкілля, які ймовірно зазнають впливу з боку

планованої діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.1 Опис загального стану атмосферного повітря . . . . . . . . . . . . . . . . . . 38

4.2 Опис загального стану водного середовища . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 39

4.3 Опис ґрунтового покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40

4.4 Опис стану рослинного покриву . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43

5 Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

6 Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки

впливів на довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

7 Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання,

відвернення, уникнення, зменшення, усунення значного

негативного впливу на довкілля. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 63

8 Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на

довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 64

3

9 Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності

достатніх технічних засобів або знань), виявлених у процесі

підготовки звіту з оцінки впливу на довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

10 Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої

діяльності . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

11 Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на

довкілля . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

12 Резюме нетехнічного характеру . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 67

13 Список посилань . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 68

Додаток А Державний акт на право постійного користування землею . . . . . . 70

Додаток Б Про об'єкти природно-заповідного фонду . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 78

Додаток В Кліматична характеристика. . . . . . . . . . . . . . . . . . .. . . . . . . . . . . . . . . 79

Додаток Г Величини фонових концентрацій забруднюючих речовин . . . . . . . 80

Додаток Д Свідоцтво про атестацію групи екологічних досліджень НДПІ

ПАТ «Укрнафта» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 83

Додаток Е Свідоцтво про атестацію лабораторії моніторингу вод та ґрунтів

НДПІ ПАТ «Укрнафта» . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 113

Додаток Є Лист про зауваження та пропозиції від громадськості……………. 125

4

1. Опис планованої діяльності

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності

Миколаївське нафтогазоконденсатне родовище розташоване в

Роменському районі Сумської області. У фізико-географічному відношенні

район розташування родовища знаходиться у південно-західній частині

Сумської області, у межах лісостепової зони.

Найближчими населеними пунктами є села Гришине, Бацмани,

Миколаївське, Лавіркове, Малі Бубни. Населені пункти зв’язані між собою

автодорогами з асфальтовим покриттям. Через районний центр – м. Ромни –

проходять автомобільний шлях національного значення Н07 Київ – Суми –

Юнаківка та автомобільний шлях регіонального значення Р60 (Кролевець –

Конотоп – Ромни – Пирятин). Найближча залізнична станція знаходиться у

м. Талалаївка за 7 км на північний захід.

Площа спец. дозволу (в т.ч. гірничого відводу) 588,39 га.

Поблизу Миколаївського родовища розташовані Артюхівське,

Ярмолинцівське, Матлахівське, Талалаївське нафтогазоконденсатні родовища.

Місце розташування Миколаївського родовища наведено на рисунку 1.1.

В геоструктурному відношенні Миколаївське родовище розташоване у

північно-західній частині Дніпровсько-Донецької западини і приурочене до

центральної частини Дніпровського грабена.

У геоморфологічному відношенні родовище розташоване на лівобережній

частині Придніпровської низовини у межах Роменсько-Миргородської

слаборозчленованої рівнини на неоген-палеогеновій основі.

Рельєф місцевості родовища – це дещо підвищена рівнина, розчленована

ерозійно-балковою сіткою річкових долин і ровів, яка відноситься до

лісостепової зони.

В орографічному відношенні Миколаївське родовище розташоване в

межах Придніпровської низовини і приурочене до верхньої течії р. Сули (річка

Олава – права притока річки Сула – протікає в межах ліцензійної ділянки

родовища). Висотні відмітки поверхні рельєфу коливаються від плюс 110 м до

плюс 185 м.

Клімат району помірно-континентальний. Середньорічна кількість

атмосферних опадів складає 600 – 650 мм переважно у вигляді дощу, з них у

теплий період року (квітень – жовтень) випадає близько 65 %, решта у

холодний (листопад – березень). Середньорічна температура повітря – плюс

6,7 °С. Зими холодні, літо вологе, тепле. Пересічна дата появи снігового

покриву 15 – 25 листопада. Повністю сходить сніговий покрив, в середньому,

наприкінці березня. Осінньо-зимовий період триває 4 – 5 місяців. Середня

глибина промерзання ґрунту становить 1,0 м. Напрям вітрів переважно

північно-західний.

5

Рисунок 0.1 – Оглядова карта району розташування Миколаївського родовища

6

1.2 Цілі планованої діяльності

Продовження видобування на Миколаївському родовищі корисних

копалин – вуглеводнів (газ природний, конденсат, нафта, газ розчинений у

нафті), експлуатація обладнання, що забезпечує видобування корисних копалин

в межах спецдозволу (в т. ч. гірничого відводу).

1.3 Опис характеристик діяльності

Миколаївське нафтогазоконденсатне родовище відкрите пошуковою

свердловиною 1 у 1978 р. У дослідно-промислову розробку родовище введено у

1981 р., а в промислову – 2001р.

Промислова нафтогазоносність родовища встановлена у візейських та

турнейських відкладах кам’яновугільної системи.

Станом на 01.01.2018 року в межах Миколаївського НГК родовища

пробурено вісім свердловин. Експлуатаційний фонд складає дві нафтові

свердловини (145, 146) та одну газову (4). Одна свердловина (2) знаходиться в

спостережному фонді. Одна свердловина (147) – в консервації. Фонд

ліквідованих налічує три свердловини.

Миколаївське нафтогазоконденсатне родовище знаходиться на пізній

стадії розробки.

Структурна схема об’єктів Миколаївського родовища наведена на

рисунку 1.2. Принципова схема збору та транспортування продукції свердловин

наведена на рисунку 1.3. продукція свердловин

Рисунок 1.2 – Структурна схема об’єктів Миколаївського родовища

Технологічна схема збору, підготовки та транспортування продукції

Миколаївського родовища наступна.

Продукція всіх свердловин надходить на гребінку, звідки трубопроводом

діаметром 168 мм поступає на АГЗУ типу “Спутник Б-40” УНТС Артюхівка, де

проходить замір продукції свердловин родовища. Після сепарації на УНТС газ

подається газопроводом діаметром 325 мм довжиною 9,2 км в міжпромисловий

газопровід діаметром 500 мм Артюхівка – Гнідинці на Гнідинцівський ГПЗ.

Нафта подається на площадку ДНС УНТС Артюхівка, а далі насосами

перекачується в міжпромисловий нафтопровід “Артюхівка – Талалаївка” та

транспортується для підготовки до товарних показників на

Гнідинцівський ГПЗ.

Згідно техніко-економічних розрахунків до впровадження запропоновано

оптимальний варіант розробки родовища, який передбачає експлуатацію

об’єктів за допомогою діючого фонду та чотирьох проектних свердловин та

буріння другого стовбура у свердловині 148.

УНТС

Артюхівка

7

Рисунок 1.3 – Принципова оглядова схема збирання та транспортування нафти і газу Миколаївського родовища

8

Рисунок 1.4 – Схема розташування майданчиків існуючих свердловин Миколаївського родовища

9

1.4 Оцінка за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів (скидів)

1.4.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря

У процесі експлуатації родовища забруднення атмосферного повітря буде

здійснюватись від стаціонарних джерел викидів, які входять у технологічну

схему збору, підготовки та транспортування вуглеводневої продукції.

За результатами інвентаризації викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря від стаціонарних джерел викидів НГВУ“Охтирканафтогаз”,

проведеної НДПІ ПАТ “Укрнафта”, у межах Миколаївського родовища

виявлено чотири неорганізовані джерела викиду забруднюючих речовин в

атмосферне повітря – факельні амбари свердловин 4, 145, 146, 147 [2].

Факельні амбари зі всіх сторін оточені сільськогосподарськими угіддями.

Відповідно до Санітарної класифікації підприємств, виробництв та

споруд [3] (Додаток 4 до Державних санітарних правил планування та забудови

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

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

Карта-схема розташування факельних амбарів свердловин Миколаївського

родовища наведено на рисунку 1.5. Розміри санітарно-захисних зон витримані.

Факельні амбари призначені для спалювання газу під час проведення

продувки шлейфів свердловин при дегідратації (усунення гідратної пробки, що

утворюється внаслідок накопичення всередині трубопроводів та обладнання

суміші води та газового конденсату) та при ремонті свердловин.

Факельні амбари свердловин 4, 145, 146, 147 Миколаївського родовища

відносять до горизонтальних факельних установок. Забруднюючі речовини, що

виділяються від факельних установок, представляють собою газоповітряну

суміш продуктів згорання і незгорілих компонентів спалюваної вуглеводневої

суміші. Викиди в атмосферу відбуваються при згоранні газу під час продувки

трубопроводів. Сумарний час роботи одного факельного амбару не перевищує

12 год на рік.

На основі розрахунків встановлено, що потенційний обсяг викидів

забруднюючих речовин від вказаних вище джерел складає 429,831 т/р., у

т.ч. (т/р.):

– оксиди азоту (у перерахунку на диоксид азоту) – 0,2848;

– оксид вуглецю 35,6069;

– диоксид вуглецю 385,3931;

– метан 4,2728;

– сажа 4,2728;

– оксид азоту 0,00064.

10

Рисунок 0.5 – Карта-схема району розташування факельних амбарів св. 4, 145, 146, 147 Миколаївського

родовища

11

Наведені валові викиди являються максимальними, що можуть

утворитися при повному завантаженні обладнання.

Враховуючи той факт, що свердловини 4, 146, 147 не експлуатуються, а в

діючому фонді тільки свердловина 145, потенційні максимальні викиди в

атмосферне повітря становлять в чотири рази менше (три з чотирьох факельних

амбарів станом на 01.01.2018 р. ліквідовано).

Технологічна схема збору, промислової підготовки та транспортування

вуглеводневої продукції повністю герметизована. У робочому технологічному

процесі виділення забруднюючих речовин мінімальне і обумовлене технічними

можливостями сучасного нафтопромислового обладнання, яке

використовується на об’єкті.

Розрахунок викидів забруднюючих речовин від бурових майданчиків

Вплив на атмосферне повітря проектованої діяльності оцінюється з

позиції відповідності законодавчим і нормативним вимогам, що застосовуються

до якості атмосферного повітря.

Згідно з п. 1.3 наказу Міністерства охорони здоров’я України № 362 від

02.07.2007 р. про внесення змін до ДСП-173-96 (із змінами, внесеними згідно з

Наказами МОЗ № 362 від 02.07.2007, № 653 від 31.08.2009) об’єкти буріння

газових параметричних, пошуково-розвідувальних та експлуатаційних

свердловин з використанням дизельних двигунів відносяться до ІІ класу з

нормативним розміром санітарно-захисної зони 500 м, а з використанням

електричного приводу – до ІІІ класу з нормативним розміром санітарно-

захисної зони 300 м.

Встановлений нормативний розмір санітарно-захисної зони і кількісний

склад викидів від стаціонарних джерел викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря може бути наведений лише у робочих проектах

споруджування свердловин (групових проектах) після визначення основних

вихідних даних для розрахунків:

– тип та склад бурової установки;

– тип котельної установки;

– тип аварійних дизельних електростанцій;

– площа відведення земельної ділянки;

– конструкція свердловини – глибина спуску колони, діаметр колони і

долота;

– тривалість циклу споруджування свердловини.

Під час споруджування свердловин до складу дизельної бурової в якості

основних джерел утворення забруднюючих речовин можуть входити:

– блок дизельних двигунів приводу бурового верстату та насосів для

подачі бурового розчину;

– дизельні електростанції;

– склад сипучих хімічних реагентів;

– склад паливно-мастильних матеріалів;

12

– насосне обладнання для перекачування паливно-мастильних матеріалів

та нафти;

– технологічне устаткування для приготування, зберігання, витримки та

очищення бурових розчинів;

– амбари-накопичувачі (або ємності) для шламу бурового розчину;

– амбар освоєння;

– котельна установка.

У зв’язку з відсутністю вихідних даних розрахунок викидів

забруднюючих речовин проводиться на прикладі аналогічної свердловини із

верстатом на дизельному приводі [4].

Кількість викидів забруднюючих речовин (г/с) в атмосферне повітря із

вихлопних труб стаціонарних дизельних установок розраховано по формулі:

МС

х = ВхК

Теж саме т/період буріння по формулі:

Мр

х = 3600 х МС

х х nр х 10–6

Таблиця 1.1 – Умовні позначення складових формул і значення їх

величин

Умовні позначення і назва Значення

К – середньоексплуатаційний викид шкідливих речовин при спалюванні

дизельного пального в дизельних двигунах ( г/г, т/т пального)

- оксидів азоту:

- окису азоту

- двоокису азоту

0,051

0,0408

0,0102

- окису вуглецю 0,035

- сірчистого ангідриду 0,044

- вуглеводнів 0,011

- сажа 0,005

В – витрата дизпального, г/с

Вх = Gх /n

G - витрата дизпального за період будівництва, т

1) дизелів приводу 964,95

2) дизельгенераторів (на випадок аварійного відключення електроенергії) 26,887

n - кількість годин роботи

1) дизелів приводу 7512

2) дизельгенератора 955,2

Витрата дизпального (г/с) відповідно до СТП 320.00135390.154-2003

складатиме:

1) дизелів приводу

Вд = (964,95 х 106) / (8 х 7512 х 3600) = 4,46 г/с 4,46

2) дизельгенератора

Вд.г. = (26,887 х 106) / (2 х 955,2 х 3600) = 3,9 г/с 3,9

13

Таблиця 1.2 – Розрахунок викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря із джерел, що споживають дизельне

пальне

№

№ дже-

рела

Назва джерела і розрахунок

викидів Назва і викиди шкідливих речовин

Сажа Сірчистий

ангідрид Окис вуглецю Двоокис азоту Окис азоту Вуглеводні

г/с т/п.б. г/с т/п.б. г/с т/п.б. г/с т/п.б. г/с т/п.б. г/с т/п.б.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 4 -

11

Дизель привід бурової установки

М т.в = 4,46х0,005 0 ,0223

М т.в = 3600х0,0223х7512х10-6

0,60306

МSO2 = 4,46х0,044 0,19624

МSO2 = 3600х0,19624х7512х10-6

5,30696

МСО = 4,46х0,035 0,1561

МСО = 3600х0,1561х7512х10-6

4,22144

МNO2 = 4,46х0,0102 0,04549

МNO2 = 3600х0,04549х7512х10-6

1,23025

МNO = 4,46х0,0408 0,18197

МNO = 3600х0,18197х7512х10-6

4,921

МСН = 4,46х0,011 0,04906

МСН = 3600х0,04906х7512х10-6

1,32674

2,3 Дизельгенератор (на випадок аварійного

відключення електроенергії)

М т.в = 3,9х0,005 0,0195

М т.в = 3600х0,0195х955,2х10-6

0,067055

МSO2 = 3,9х0,044 0,1716

МSO2 = 3600х0,1716х955,2х10-6

0,590084

МСО= 3,9х0,035 0,1365

МСО= 3600х0,1365х955,2х10-6

0,469385

МNO2= 3,9х0,0102 0,03978

МNO2= 3600х0,03978х955,2х10-6

0,136792

МNO= 3,9х0,0408 0,15912

МNO= 3600х 0,15912х955,2х10-6

0,547169

МСН= 3,9х0,011 0,0429

МСН= 3600х 0,0429х955,2х10-6

0,14752

14

Розрахунок викидів вуглеводнів із резервуарів та неорганізованих джерел

Розрахунок викидів вуглеводнів із резервуарів здійснено згідно п.2.3.1

"Сборника методик по расчету содержания загрязняющих веществ в выбросах

от неорганизованных источников загрязнения атмосферы".

1. Розрахунок викидів вуглеводнів (кг/год) при наливі

нафтопродуктів в ємності виконано по формулі:

Мн = 2,52 х Vр х Рs (38) х Мn х (К5х + К5m) х К8 х 10-9

2. Розрахунок викидів вуглеводнів (кг/год) з ємностей виконано по

формулі:

Мз = 2,52 х Vр х Рs (38) х Мn х (К5х + К5m) х К6 х К7 х (1-η) х10-9

3. Розрахунок викидів вуглеводнів (т/п.бур.) з резервуарів

виконано по формулі:

Gн.зб. = Мн.з. х nн.з.

Розрахунок викидів вуглеводнів із неорганізованих джерел (амбарів)

здійснено згідно п.2.1.1 "Сборника методик по расчету содержания

загрязняющих веществ в выбросах от неорганизованных источников

загрязнения атмосферы".

4.Розрахунок викидів вуглеводнів з неорганізованих джерел

виконано по формулі:

жі

oiii

iPB

PB

h

CFD

k

kG ln10 3

1

2

Умовні позначення складових формул, їх назва і значення величин для

розрахунку викидів вуглеводнів із амбарів відходів буріння приведено в

табл.1.3, а розрахунок викидів в табл. 1.4.

15

Таблиця 1.3 – Умовні позначення, їх назва і показники

Умовні позначення і їх назва

Резервуар

дизпалива

Резервуар

для нафти

Амбар

для

відходів

буріння

Прийомна

ємність

V - об΄єм рідини, що наливається в ємності за рік,

м3/п.б 1239,8 150,3

938,5

2599,2 511,9

240,1

Мn – молекулярна маса парів рідини, Г/моль 159,0 50 Рs (38) – тиск насичених парів рідин, гПа 1,3 103 η – коефіцієнт ефективності газовловлюючого

устаткування

- -

К5 – поправочні коефіцієнти, що залежать від

тиску насичених парів (Рs (38)) та температура

газового простору (tг) в холодну і теплу пору

року:

К5х – при наливі продукту в ємність в холодну

пору року

0,045 0,132

К5m – при наливі продукту в ємність в теплу

пору року

0,121 0,245

К5х – при зберіганні продукту в ємності в холодну

пору року

0,045 0,132

К5m – при зберіганні продукту в ємності в теплу

пору року

0,245 0,386

К6 – поправочний коефіцієнт, що залежить від

тиску насичених парів і обороту ємностей

1,39 1,54

К7 –поправочний коефіцієнт, що залежить від

технічної оснащеності та режиму експлуатації

0,95 0,95

К8 – коефіцієнт, що залежить від тиску насичених

парів і кліматичної зони

0,5 0,51

nн. – кількість годин наливу продукту, г/п.б. 123,9 15,1 nз. – кількість годин зберігання продукту, г/п.б. 9552 7512 7512 7512

В - барометричний тиск, Па 101325 101325

Роі - парціальний тиск парів на деякій відстані від

джерела, Па

0 0

Ржі - парціальний тиск парів над поверхнею

рідини при температурі випаровування, Па

457,52 457,52

F - площа поверхні ємності (дзеркала амбару), м2 525

20 336

209

Сі - концентрація компоненту в газовій суміші,

мг/м3

46126 46126

h - глибина, рахуючи від верхнього краю до

поверхні рідини, м

0,1 0,1

K1 – коефіцієнт, що враховує пониження

температури поверхні випаровування

1,5 1,5

К2 – коефіцієнт, що враховує ступінь закритості

поверхні випаровування

1 1

Di – коефіцієнт дифузії парів рідини, см2/год 0,01974 0,01974

16

Таблиця 1.4 – Розрахунок викидів в атмосферне повітря із резервуарів, амбарів

та ємностей

№

джерела

викидів

Розрахунок

Викиди забруднюючих речовин

кг/год г/с т/п.б.

1 2 3 4 5

13 1. Викиди із резервуару для дизельного пального

1.1. При наливі продукту

Мн.д. = 2,52х1239,8х1,3х159х(0,045+0,121)х0,5х10-9 5,36х10

-5 1,4889х10

-5

Мн.д. = 5,36х10-5

х123,9х10-3 6,64113х10

-6

1.2. При зберіганні продукту Мз.д. = 2,52х1239,8х1,3х159х(0,045+0,245)х1,39х0,95х10

-9 2,473х10-4

0,6869х10-4

Мз.д.= 2,473х10-4

х9552х10-3 1,29389х10

-3

12 2. Викиди із резервару для нафти

2.1. При наливі продукту

Мн.ш.= 2,52х150,3х103х50х(0,132+0,245)х0,51х10-9 3,7504х10

-4 1,0418х10

-4

Мн.ш.= 3,7504х10-4

х15,1х10-3 5,66311х10

-6

2.2. При зберіганні продукту

Мз.ш. = 2,52х150,3х103х50х(0,132+0,386)х1,54х0,95х10-9 1,4782х10

-3 4,1062х10

-4

Мз.ш= 1,4782х10–3

х7512х10-3 1,11х10

-2

14-19 Викиди із приймальних ємностей

52,457101325

0101325ln

1,0

461262001974,010

5,1

1 3

iG 0,000549 0,0001526 0,004124

20-22 Викиди із амбарів

20

52,457101325

0101325ln

1,0

461262,55001974,010

5,1

1 3

iG 0,01511 0,0042 0,1135

21

52,457101325

0101325ln

1,0

4612645601974,010

5,1

1 3

iG 0,01253 0,0035 0,0941

22

52,457101325

0101325ln

1,0

461269,32801974,010

5,1

1 3

iG 0,009 0,0025 0,0676

17

Таблиця 1.5 - Викиди за період будівництва однієї свердловини на

прикладі свердловини 55-Г Ярошівська[4] Назва речовини Викид, т/п.б

1) сажа т\п.б 4,97959

2) сірчистий ангідрид т\п.б 43,63585

3) окису вуглецю т\п.б 34,88729

4) двоокису азоту т\п.б 10,11658

5) окис азоту т\п.б 40,46234

6) вуглеводні граничні С12-С19 т\п.б 10,91026

7) суміш насичених вуглеводнів С2-С8 т\п.б 0,33205

Разом 145,32396

За чисельними фактичними даними інвентаризацій викидів

забруднюючих речовин в атмосферне повітря дизельними буровими верстатами

під час спорудження свердловин основний внесок в забруднення атмосферного

повітря, понад 90 % викидів забруднюючих речовин, складають продукти

згорання палива під час роботи дизельних двигунів.

18

Основні джерела утворення викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря під час споруджування свердловин та їх якісний склад наведені у

таблиці 1.6.

Таблиця 1.6 – Основні джерела утворення викидів забруднюючих

речовин та їх якісний склад

Джерела виділення Джерела

викидів

Забруднюючі речовини,

що викидаються в атмосферу Дизельні двигуни приводу

бурового верстату та насосів

подачі бурового розчину,

дизельні електростанції

Організовані

Оксид вуглецю, оксиди азоту, сірчистий

ангідрид, суспендовані частинки

недиференційовані за складом, бенз(а)пірен,

суміш насичених вуглеводнів С12 – С19

Склад сипучих хімічних

реагентів Неорганізоване

Суспендовані частинки недиференційовані

за складом

Склад паливно-мастильних

матеріалів Організовані

Аерозоль масел, пари дизельного і пічного

палива (вуглеводні насичені С12 – С19).

Насосне обладнання для

перекачування паливно-

мастильних матеріалів та нафти

Неорганізовані Пари дизельного і пічного палива та нафти

(вуглеводні насичені С12 – С19).

Технологічне устаткування для

приготування, зберігання,

витримки та очищення бурових

розчинів

Неорганізовані Суміш насичених вуглеводнів С2 – С8.

Амбари-накопичувачі для

шламу бурового розчину Неорганізовані Суміш насичених вуглеводнів С2 – С8.

Амбар освоєння Неорганізоване Оксиди вуглецю і азоту, суспендовані

частинки, недиференційовані за складом

Котельна установка Організоване

Оксиди вуглецю і азоту, сірчистий ангідрид,

суспендовані частинки недиференційовані за

складом

Для зменшення та запобігання негативного впливу проектованої

діяльності на повітряне середовище у робочих проектах споруджування

свердловин (групових проектах) необхідно передбачити наступні заходи:

– зберігання паливно-мастильних матеріалів у герметичних резервуарах,

обладнаних дихальними клапанами;

– забезпечення герметичності і надійності роботи викидних ліній,

замірних пристроїв, ємностей при освоєнні свердловин;

– повна герметизація системи збору, попередньої підготовки і транспорту

видобутої продукції;

– проведення профілактично-попереджувального ремонту технологічного

обладнання, трубопроводів, свердловин згідно розроблених графіків;

– систематичне проведення заміни спрацьованих ділянок трубопроводів;

– для запобігання нафтогазоводопроявлень гирло свердловин

обладнується противикидним обладнанням;

19

При небезпечних метеорологічних умовах виробнича діяльність повинна

проводитись у відповідності до плану заходів, що регулюють викиди

забруднюючих речовин в атмосферне повітря в такі періоди.

Технологічне обладнання, яке зазвичай використовується під час

споруджування свердловин, створює шумове забруднення, тому для його

зменшення у робочих проектах споруджування свердловин (груповому проекті)

необхідно передбачити заходи, які дозволять забезпечити нормативні значення

допустимих рівнів звукового тиску в октавних смугах частот та еквівалентних

рівнів звуку на постійних робочих місцях та на території житлової зони

встановлених в ДСН 3.36.037-99 і ДБН В.1.1-31-2013 (таблиця 1.3):

– здійснювати якісний монтаж обладнання;

– використовувати обладнання виключно за його призначенням;

– обладнання, що є джерелом акустичного забруднення, встановлювати

на гумові прокладки та в звукоізолюючі корпуси і кожухи;

– дотримуватись правил експлуатації механізмів, своєчасно проводити

регламентні роботи та профілактичні ремонти.

Таблиця 1.7 – Допустимі рівні звукового тиску та еквівалентні рівні

звуку

Характеристика

середовища

Рівні звукового тиску (дБ) в октавних смугах з

середньогеометричними частотами, Гц

Рівні звуку,

дБА

31,5 63 125 250 500 1000 2000 4000 8000

екві-

валент-

ний

макси-

маль-

ний

Постійні робочі місця в

приміщеннях і на території

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

Території, які безпосередньо

прилягають до житлових

будинків: в денний час

в нічний час

89

83

75

67

66

57

59

49

54

44

50

40

47

37

45

35

43

33

55

45

70

60

20

1.4.2 Розрахунок водоспоживання і водовідведення під час подальшої

розробки родовища

Розрахунок водоспоживання і водовідведення виконано відповідно до

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

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

нормативів”[5]

21

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

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

базових технологічних нормативів водоспоживання при бурінні свердловин.

Таблиця 1.8 – Потреба води при бурінні свердловини

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

на технологічні потреби на допоміжні потреби на господарсько-питні

потреби

Всього

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всьо-

го

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

бу

рін

ня с

вер

дло

ви

ни

Ти

с. м

п

ро

хо

дки

м3/т

ис.

м

пр

ох

од

ки

− 4952,4 7428,4 495,2 4467,0 − 62,2 − 62,2 − 201,0 − − − − 201,0 5014,6 5215,6 7428,4 557,4 4467,0

18,050

Всь

ого

на

бу

рін

ня

тис.

м3

−

89

,390

82

13

4,0

82

62

8,9

383

6

80

,629

35

-

1,1

227

1

-

1,1

227

1

-

3,6

280

5

- - - -

3,6

280

5

90

,513

53

94

,141

58

13

4,0

82

62

10

,061

07

80

,629

35

22

Водовідведення при бурінні свердловини розраховано згідно СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та

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

Таблиця 1.9 – Водовідведення при бурінні свердловини

Спосіб

виробництва/об'єкт

Назва

продукції

Одиниці норми

водовідведення

Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні

потреби

допоміжні потреби господарсько-питні

потреби

Всього

буріння

свердловин

Тис. м

проходки

м3/тис.м

проходки − − 201,0 201,0

18,050

Всього по свердловинах: тис. м3 − − 3,628 3,628

23

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

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

базових технологічних нормативів водоспоживання при бурінні свердловин.

Таблиця 1.10 – Потреба води при видобуванні нафти

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

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

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всьо-

го

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

Ви

до

бу

в н

афти

тис.

то

нн

м3/

10

00

то

нн

наф

ти

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

36,072

Всього за період розробки

тис.

м3

−

14

,068

08

17

0,5

66

45

0,7

034

13

,364

67

-

2,1

210

3

1,0

028

0,0

072

1

2,1

138

2

0,9

631

2

1,0

388

7

-

0,1

046

1

0,5

663

3

0,9

631

2

17

,227

98

18

,191

1

17

1,5

69

25

0,8

152

2

16

,044

82

24

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

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

Таблиця 1.11 – Водовідведення при видобуванні нафти

Спосіб

виробництва/об'єкт

Назва

продукції

Одиниці норми

водовідведення

Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні

потреби

допоміжні потреби господарсько-питні

потреби

Всього

Видобування

нафти

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

36,072

Всього: тис. м3 − − 1,32745 1,32745

25

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

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

базових технологічних нормативів водоспоживання при бурінні свердловин.

Таблиця 1.12 –Потреба води при видобуванні газу

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

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

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

Свіжа вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

сту

єма

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всьо-

го

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

Ви

до

бу

в г

азу

10

0ти

с.

м3

м3/1

00

ти

с.м

3 г

азу

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

1539,41

Всього за період

розробки

тис.

м3

3,6

791

9

27

,832

53

20

2,3

09

26

14

,162

57

-

0,1

385

5

6,4

347

3

- - -

2,9

710

6

4,8

953

2

- - -

6,7

888

39

,162

59

45

,951

39

20

2,3

09

26

14

,162

57

-

26

Водовідведення при бурінні свердловини розраховано згідно базових технологічних нормативів водовідведення при

бурінні свердловин згідно СОУ 09.1-20077720-020:2014 “Водоспоживання та водовідведення при бурінні свердловин,

видобуванні нафти і газу. Правила розроблення норм і нормативів”.

Таблиця 1.13 – Водовідведення при видобуванні газу

Спосіб

виробництва/об'єкт

Назва

продукції

Одиниці норми

водовідведення

Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні

потреби

допоміжні потреби господарсько-питні

потреби

Всього

Видобування газу 100 тис м

3 м

3/100 тис м

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

1539,41

Всього: тис. м3 17,67243 6,35776 3,125 27,17059

Зведені показники водоспоживання і водовідведення наведені в таблиці 1.14

Таблиця 1.14 – Зведені показники водоспоживання і водовідведення

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

3

Буріння 94,14158 3,628

Видобування природного газу 45,95139 27,17059

Видобування нафти 18,1911 1,32745

Разом 158,28407 32,12604

Враховуючи плановий період експлуатації родовища споживання води в рік орієнтовно становитиме 4,39678 тис. м3,

водовідведення 0,89239 тис м3.

На даному етапі експлуатації родовища потреба у споживанні свіжої води відсутня через відсутність постійного

перебування персоналу на обєктах та відсутність будівель.

27

1.4.3 Розрахунок відходів

В процесі розробки Миколаївського родовища можливе утворення відходів

буріння свердловин, будівельного та побутового сміття.

1.4.3.1 Відомості про кількість відходів буріння

Відповідно до методики розрахунку відходів буріння, що викладена в СОУ

73.1-41-11.00.01:2005, вихідними даними для розрахунку є –

- кількість інтервалів буріння;

- величина інтервалів буріння;

- конструкція свердловини;

- діаметр долота в інтервалі буріння;

- коефіцієнт кавернозності;

- відомості про систему очищення промивальної рідини;

- товщина глинистих порід в інтервалі буріння.

На стадії оцінки впливу на довкілля діяльності з видобування вуглеводнів в

цілому по родовищі така інформація відсутня. Проектні рішення стосовно

вищезазначених даних приймаються на стадії проектування власне свердловини.

Тому розрахунок кількості відходів буріння проводиться у проектній документації

щодо спорудження свердловин. Проектна документація погоджується відповідними

Державними органами.

Орієнтовна кількість відходів на одну свердловину згідно даних проекту

буріння на аналогічній свердловині 55-Г Ярошівського родовища згідно [4]

становитиме:

Розрахунок кількості відходів буріння проведений згідно з методикою, що

викладена в СОУ 73.1-41-11.00.01:2005 [6].

Вихідні дані для визначення об'єму вибуреної породи приведено в табл. 1.15

Таблиця 1.15 – Вихідні дані для визначення об'єму вибуреної породи

№

п/п

Показники

Умовні

позна-

чення

Значення показників

426,0 323,9 244,5 177,8 114,3

Щ

1 Діаметр долота в інтервалі

буріння, мм Дні 555,0 393,7 295,3 215,9 149,2

2

2 Інтервал буріння, м Lі 420 1780 400 1403 345

3

3 Середній коефіцієнт

кавернозності і 1,16 1,1 1,43 1,14 1,3

4

4 Коефіцієнт розщільнення

породи Кр 1,2 1,2 1,2 1,2 1,2

5

5

Об'єм вибуреної породи в

і-му інтервалі, м3

Vпрі=0,785КрДні2.х іхLі

Vпрi 141,366 285,887 46,987 70,229 9,405

28

1. Об'єм вибуреної породи після завершення буріння свердловини:

Vпр = 141,366+285,887+46,987+70,229+9,405 = 553,874 м3

2. Витрати бурового розчину при його очищенні:

- відстоювачем VпоІ = 3 е

І х Vпр;

- віброситом VпоІI = 1,2 е

ІI х Vпр;

- пісковідділювачем VпоІII

= 2 еІII

х Vпр;

- муловідділювачем VпоІV

= 3 еІV

х Vпр;

де ступінь очищення бурового розчину від породи, в частинах одиниці:

- відстоювачем еІ

= 0,15

- віброситом еІІ

= 0,20

- пісковідділювачем еІІІ

= 0,20

- муловідділювачем еІV

= 0,20

VпоІ = 3 х 0,15 х 553,874 = 249,243 м

3

VпоІІ = 1,2 х 0,20 х 553,874 = 132,93 м

3

VпоІІІ

= 2 х 0,20 х 553,874 = 221,549 м3

VпоІV

= 3 х 0,20 х 553,874 = 332,324 м3

3. Об'єм видаленої породи:

Vвп = (е1 + е

ІІ + е

ІІІ+ е

ІV) х Vпр

Vвп = (0,15 + 0,20 + 0,20 + 0,20) х 553,874 = 415,41 м3

4. Об'єм відпрацьованого бурового розчину (ВБР):

Vвбр = (3 е1 + 1,2 е

ІІ + 2 е

ІІІ + 3 е

ІV) х Vпр + 0,5Vц,

де: Vц – об'єм циркуляційної системи бурової установки, що визначається в

залежності від класу бурової установки і максимальної глибини буріння, Vц =

160,44 м3.

Vвбр = (3x0,15+1,2x0,20+2x0,20+3x0,20)х553,874+0,5х160,44 = 1016,25м3

5. Об'єм бурових стічних вод (БСВ):

Vбсв = 2 х Vвбр;

Vбсв= 2 х 1016,25 = 2032,5 м3

6. Об'єм розчину для випробування свердловини:

Vвип = 1,5 х 0,785 х Дв2 х Н,

де Дв – внутрішній діаметр експлуатаційної колони, 0,1548 м, 0,157 м,

0,0971 м;

Н – глибина свердловини ((100-0) + (4003-3903) = 200 м, 3903-100 = 3803 м,

29

4348-4003 = 345 м);

Vвип = 1,5х0,785(0,15482х200+0,157

2х3803+0,0971

2х345) = 119,85м

3

Vвип = 119,85 м3

Об’єм відпрацьованого бурового розчину Vвбр = 1016,25 м3;

Об’єм видаленої породи Vвп = 415,41м3;

Об’єм розчину для випробування Vвип = 119,85 м3;

Об’єм бурових стічних вод Vбсв = 2032,5 м3.

1.4.4 Радіаційне забруднення та випромінювання

З метою визначення радіаційного стану родовища силами служби охорони

навколишнього середовища та радіаційної безпеки НГВУ "Охтирканафтогаз"

проводиться радіаційний контроль об’єкту щорічно.

Дані радіаційного забруднення Миколаївського родовища наведені у

таблиці 1.16.

Об’єм і параметри радіаційного обстеження визначені Програмою

радіаційного контролю, яка діє на підприємстві.

Для вимірювань використовувалась апаратура та допоміжне обладнання, які

дозволені для проведення радіаційного обстеження й мають метрологічну

атестацію:

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

- дозиметр-радіометр МКС-07 „Пошук”.

На території Миколаївського родовища перевищення радіаційного

випромінювання не спостерігається.

Таблиця 1.16 – Результати вимірів гамма-фону та радіаційного забруднення

Миколаївського родовища

Найменування

об'єкта дослідження

Потужність гамма-випромінювання, мкР/год Радіаційне

забруднення

об'єкта

Фон Територі

я

Устатку

вання

Гирло

сверд-

ловини

Пригир-

ловий

приямок

Бета

част/хв

см2

Альфа

част/хв

см2

Сверд.2 газ.(спост.) 10-11 11-12 11-12 12-13 12-13 1 н/в

Сверд.4 газ. 11-12 11-12 12-13 12-14 12-13 1 н/в

Сверд. 145 нафт. 10-12 12-13 11-12 12-13 11-14 2 н/в

Сверд. 146 нафт. 10-11 11-12 19-21 18-24 19-23 3 н/в

Сверд. 147 газ. (конс.) 10-11 11-12 12-14 11-13 12-14 2 н/в

Загальна оцінка радіаційного стану Миколаївського родовища виконана по

наступних параметрах контролю:

– потужність дози гамма-випромінювання;

30

– забруднення поверхонь технологічного обладнання бета-частинками та

альфа-частинками.

Радіоекологічне обстеження й подальший аналіз його результатів, Програми

радіаційного контролю дозволяють зробити такі висновки:

1. Радіаційний стан на робочих місцях обслуговуючого персоналу находиться

на безпечному рівні і негативних змін не зафіксовано.

2. Внаслідок діяльності з видобування корисних копалин радіонукліди

природного походження можуть забруднювати внутрішні поверхні технологічного

обладнання й устаткування, що надалі може стати джерелом додаткового

опромінення персоналу.

3. Результати радіаційного контролю джерела (технологічне обладнання та

трубопроводи) свідчать, що елементи й вузли технологічного устаткування на

об’єктах Миколаївського родовища не мають підвищеного значення ПЕД.

4. Радіоактивне забруднення промислового обладнання на

Миколаївському родовищі не виявлено.

1.4.5 Вібраційне, світлове, теплове забруднення

Експлуатація видобувних свердловин у відповідності з технологічними

режимами та здійснення на промислових майданчиках виробничої діяльності у

відповідності до діючих технологічних регламентів ведення робіт не створюють

вібраційного, світлового та теплового забруднення довкілля.

2 Опис виправданих альтернатив

Миколаївське родовище відкрите в грудні 1978 р. випробуванням

свердловини 1. Промислова розробка родовища ведеться з 2001 р. Родовище

знаходиться на пізній стадії розробки.

Згідно [1] запропоновано два варіанти подальшої розробки родовища: за умов

базового варіанту передбачена розробка родовища існуючими свердловинами.

Другий варіант розробки родовища передбачає базовий варіант, а також

будівництво та введення в експлуатацію нових свердловин.

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

зміни

3.1 Дані про стан атмосферного повітря

Стан повітряного середовища в районі Миколаївського родовища

характеризується як задовільний, на що вказують фонові концентрації основних

забруднюючих речовин (вуглеводнів, оксидів азоту, вуглецю, сірчистого ангідриду,

сажі), наведені в таблиці 3.1.

31

Фонові концентрації надані Головним управлінням Держсанепідслужби у

Сумській області (висновок державної санітарно-епідеміологічної експертизи від

23.09.2015р. № 05.03.02-07/43499).

Таблиця 3.1 – Фонові концентрації забруднюючих речовин

Забруднююча речовина Фонові

концентрації,

мг/м3

ГДК

(ОБРД),

мг/м3

Сф, долі ГДК

Найменування

Вуглеводні 0,4 1 0,4

Оксид вуглецю 2,0 5,0 0,4

Оксид азоту 0,16 0,4 0,4

Диоксид азоту 0,08 0,2 0,4

Сірчистий ангідрид 0,2 0,5 0,4

Сажа 0,06 0,15 0,4

За результатами інвентаризації викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря від стаціонарних джерел викидів НГВУ“Охтирканафтогаз”, у межах

Миколаївського родовища виявлено чотири неорганізовані джерела викиду

забруднюючих речовин в атмосферне повітря – факельні амбари свердловин 4, 145,

146, 147 [2], проте три факельні амбари з чотирьох ліквідовані.

Враховуючи той факт, що в діючому фонді родовища залишається тільки одна

свердловина, потенційні максимальні викиди в атмосферне повітря становлять в

чотири рази менше.

Джерела викидів – неорганізовані – факельні амбари, що розташовані на

свердловинах. Викиди в атмосферу відбуваються при згоранні газу під час продувки

трубопроводів. Сумарний час роботи одного факельного амбару не перевищує 12

год. на рік. Потужності викидів забруднюючих речовин, діаметр та висоту факелу

при спалюванні газу визначено розрахунковим методом. Обсяги газоповітряної

суміші на викиді (м3/с) приведено при робочих умовах. Забруднюючі речовини –

оксиди азоту, оксид вуглецю, сажа, вуглеводні.

32

Таблиця 3.2 – Розрахунок викидів забруднюючих речовин при спалюванні газу на факельних амбарах Позна- чення

Найменування Формула, джерела Одиниці вимірюв.

Вихідні дані та результати розрахунку

1 2 3 4 5

– Номер джерела викиду – – 913, 914, 915, 916

В Об'ємна витрата спалюваної суміші протягом року Вг*3600*Т м3 44301

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

dс діаметр вихідного сопла вихідні дані м 0,089

d діаметр труби вихідні дані м 0,150

S площа перерізу труби *d2/4 м

2 0,018

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

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

вихідні дані м 5

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

час однієї продувки вихідні дані хв 30

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

2960*S*Р* *0,3 [18] м3 988,6

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

1100*S*Р* *0,7 [18] м3 857,2

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

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

То Температура спалюваної газової та газоконденсатної суміші вихідні дані оС 0

[CH4]o Склад вуглеводневої суміші, % об.ч. метан вихідні дані % 83,920

[C2H6]o етан вихідні дані % 7,717

[C3H8]o пропан вихідні дані % 2,736

[C4H10]o бутан вихідні дані % 0,803

[C5H12]o пентан вихідні дані % 0,179

[C6H14]o гексан вихідні дані % 0,057

[CO2]o двооксид вуглецю вихідні дані % 2,268

[O2]o кисень вихідні дані % 0,024

[N2]o азот вихідні дані % 2,30

[H2S]о сірководень вихідні дані % 0,00

[CO2]m Вміст в спалюваній суміші, % мас.ч двооксиду вуглецю вихідні дані % 5,176

[нег]о Загальний вміст негорючих домішок в спалюваній суміші [CO2]o+[O2]o+[N2]o+[H2S]о % 4,59

[C]m Масовий вміст вуглецю в спалюваній суміші 12* х i о)*100/[(100-[нег]о)*М] % 74,10

Qнг Нижча теплота згорання газової та газоконденсатної суміші вихідні дані кДж/м3 36004

M Молярна маса спалюваної суміші вихідні дані кг/моль 19,285

Густина спалюваної суміші вихідні дані кг/м3 0,8038

Спс Теплоємність продуктів згорання вихідні дані кДж/(м3х

оС) 1,6341

Коефіцієнт надлишку повітря вихідні дані – 1

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

33

Продовження таблиці 3.2 1 2 3 4 5

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

1 2 3 4 9

K Показник адіабати Додаток Ж [15] – 1,3

Wзв Швидкість розповсюдження звуку в спалюваній газовій та газоконденсатній суміші

91,5*[K*(To+273)/M]0,5 м/с 392,5

Відношення швидкості витікання до швидкості звуку в газі

Wдж/Wзв – 0,420

Gг Масова витрата спалюваної суміші г/с 824

Vо Стехіометрична кількість повітря для спалювання 1 м3 вуглеводневої суміші

0,0476*{1,5[H2S]o+ -[O2]o}

м3/м3 10,267

Vпс Кількість газоповітряної суміші, отриманої при спалюванні 1 м3 вуглеводневої суміші

м3/м3 11,267

е Частка енергії, що втрачається за рахунок випромінювання 0,048*(M)0,5 – 0,211

Тг Температура газоповітряної суміші, що викидається То+(Qн*(1-е)*п)/(Vпс*Cпс) 0С 1541

V Витрата газоповітряної суміші, що викидається в атмосфер B*Vпс*(273+Т)/273 м3/с 76,77

Lф Довжина факела [15] м 18,5

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

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

Wо Середня швидкість газоповітряної суміші м/с 14,06

– Питомі викиди забруднюючих речовин – – –

qNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) табл. VIII-15 [14] г/г 0,002

qсажа сажа табл. VIII-15 [14] г/г 0,03

qCO оксид вуглецю табл. VIII-15 [14] г/г 0,25

qCH4 метан табл. VIII-15 [14] г/г 0,03

– Потужність викиду забруднюючої речовини – – –

МNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) Gг*qNO2 г/с 1,64847

Mсажа сажа Gг*qсажа г/с 24,72702

MCO оксид вуглецю Gг*qCO г/с 206,05851

MCH4 метан Gг*qCH4 г/с 24,72702

– Валовий викид забруднюючої речовини – – –

ПNO2 оксиди азоту (в перерахунку на NO2) т/рік 0,07121

Пcажа сажа т/рік 1,06821

ПCO оксид вуглецю т/рік 8,90173

ПCH4 метан т/рік 1,06821

Cr Масовий вміст вуглецю в паливі на робочу масу [C]m % 74,10

34

Кінець таблиці 3.2 1 2 3 4 5

Qri масова нижча робоча теплота згорання палива МДж/кг 44,794

kC Показник емісії вуглецю палива Cr * 106/(Qri*100) г/ГДж 16542,43

C Ступінь окислення вуглецю палива с. 19 [14] – 0,995

kСO2 Показник емісії: діоксид вуглецю г/ГДж 60407,17

kN2O оксид азоту (1) табл. Д.21 [14] г/ГДж 0,1

— Валовий викид забруднюючої речовини: — —

ECО2 діоксид вуглецю 10-6*kСО2*B*Qнг т 96,34827

EN2О оксид азоту (1) 10-6*kN2О*B*Qнг т 0,00016

Таблиця 3.3 – Характеристика джерел викиду Миколаївського родовища згідно [2]

Номер джерела викиду

Найменування джерела

Висота джерела,

м

Діаметр джерела,

м

Координати джерела Параметри ПГПС Забруднююча речовина

Вихідні дані для визначення величини викиду

Визначена потужність

викидів, г/с

т/рік

Методи-ка

визначе-ння

показни-ків

точкового або початку

лінійного, центру

симетрії площинного

другого кінця

лінійного, ширина

і довжина площинн

ого

кут обер. площ джер відно-

сно ОХ

витра-та, м

3/с

швид-кість, м/с

темпе-ратура,

0С

код найменування факт, г/с проектні,

г/с т/рік

розра- хункові,

г/с т/рік

Х1 Y1 X2 Y2

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

913, 914, 915, 916

Неорганізоване (Факельні амбари св.4, 145, 146,147 Миколаївського родовища)

10,5 2,6 0 0 – – – 11,554 – 1540,8

301 Оксиди азоту (у перера-хунку на діоксид азоту)

– – 1,64847 1,64847

[14] 0,07121 0,07121

2902 Суспендовані частинки, недиференційовані за складом

– – 24,72702 24,72702

[14] 1,06821 1,06821

337 Оксид вуглецю – – 206,05851 206,05851

[14] 8,90173 8,90173

410 Метан – – 24,72702 24,72702

[14] 1,06821 1,06821

11812 Вуглецю діоксид – – – –

[14] 96,34827 96,34827

11815 Азоту (1) оксид (N2O) – – – –

[14] 0,00016 0,00016

35

Оцінка впливу викидів забруднюючих речовин на стан забруднення

атмосферного повітря здійснюється за результатами розрахунків розсіювання

забруднюючих речовин в атмосферному повітря за даними, що одержані при

проведенні інвентаризації [7].

Результати розрахунку максимальних приземних концентрацій

забруднюючих речовин, що були задіяні в розрахунку, з врахуванням фонового

забруднення на межі нормативної санітарно-захисної зони наведені в

таблиці 3.4.

Таблиця 3.4 – Результати розрахунку максимальних приземних концентрацій

Забруднююча речовина Розрахункові

максимальні

концентрації

на межі СЗЗ,

в долях ГДК

код назва

клас

небез-

печності

ГДК

(ОБРД),

мг/м3

301 Азоту діоксид 2 0.085 0.36

2902 Суспендовані частинки, недиференційовані за складом 3 0.5 0.96

337 Вуглецю оксид 4 5.0 0.74

За результатами розрахунку розсіювання викидів забруднюючих речовин

з врахуванням фонового забруднення максимальні приземні концентрації

забруднюючих речовин, що включені до розрахунку, не перебільшують

нормативного значення ГДК для населених місць по всьому розрахунковому

майданчику при будь-якому напрямку вітру.

Контроль концентрацій забруднюючих речовин на межі санітарно-

захисної зони не передбачено.

Відомості про фонові концентрації наведено у таблиці 4.2 цього звіту.

3.2 Дані про стан поверхневих вод

В межах ліцензійної ділянки родовища поверхневі водойми відсутні.

Роменським міськрайонним відділом ДУ "Сумський обласний

лабораторний центр МОЗУ" виконані вимірювання показників складу та

властивостей підземних вод на території виробничих підрозділів

НГВУ "Охтирканафтогаз". Результати вимірювань показників складу та

властивостей проб підземних вод, відібраних з артезіанської свердловини

Миколаївського с/в (протокол № 281 від 26.05.2017 р.), наведено в таблиці 3.5.

36

Таблиця 3.5 – Результати аналізу проб підземних вод у межах

Миколаївського родовища (артсвердловина)

Точка і місце відбору

проб

(прив’язка до

місцевості)

Показники

назва

позначення

одиниці

вимірювання

результат

вимірювань

Артсвердловина

(Миколаївський с/в)

рН од. рН 7,35

Хлориди мг/дм3 15,68

Сульфати мг/дм3 16,37

Жорсткість ммоль/дм3 7,5

Амоній мг/дм3 н/в

Нітрати мг/дм3 н/в

Нітрити мг/дм3 н/в

Залізо загальне мг/дм3 0,104

Мідь мг/дм3 0,056

Фториди мг/дм3 0,35

Сухий залишок мг/дм3 501,0

Цинк мг/дм3 н/в

Свинець мг/дм3 н/в

Миш'як мг/дм3 н/в

Алюміній мг/дм3 н/в

Поліфосфати мг/дм3 н/в

Марганець мг/дм3 н/в

Молібден мг/дм3 н/в

Як видно з таблиці 3.5, високих концентрацій досліджуваних показників

не виявлено.

3.3 Дані про стан грунтового покриву

Контроль за станом грунтового покриву на родовищі не проводиться.

Проте лабораторією моніторингу вод та грунтів НДПІ ПАТ "Укрнафта"

проводилися дослідження на Артюхівському родовищі, яке розташоване

поблизу. Результати досліджень за даними відібраних проб грунту на території

нафтопроводу Анастасівка-Артюхівка наведені в таблиці 3.4 згідно [8]

(протокол №11, н/з 210461). За даними досліджень перевищень гранично-

допустимих концентрацій забруднюючих речовин у відібраних пробах не

виявлено.

У випадку встановлення необхідності проведення постпроектного

моніторингу, спостереження за станом грунтового покриву на родовищі може

проводитися лабораторією моніторингу вод та грунтів НДПІ ПАТ «Укрнафта»

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

спеціалізованою організацією.

37

Таблиця 3.4 – Дані про стан грунтового покриву на території нафтопроводу Анастасівка-Артюхівка

Ном

ер п

роб

и г

рун

ту

рН

вод

ної

ви

тяж

ки

,

ГД

К =

5,5

-8,2

од

. рН

Вм

іст

кар

бон

атів

, м

г/кг

Вм

іст

бік

арб

он

атів

, м

г/кг

Вм

іст

хлори

дів

, м

г/кг

Вм

іст

кал

ьц

ію, м

г/кг

Вм

іст

маг

нію

, м

г/кг

Вм

іст

сульф

атів

, м

г/кг

ГД

К =

160 м

г/кг

Вм

іст

нат

рію

, м

г/кг

Вм

іст

кал

ію, м

г/кг

Щіл

ьн

ий

зал

иш

ок, %

Токси

чн

і со

лі,

мг/

кг

ГД

К =

2500 м

г/кг

Вм

іст

наф

топ

род

укті

в, м

г/кг

проба 6

(фон)

0-20 см 7,05 н/в 183,0 25,8 35,0 9,2 11,4 9,2 5,0 0,05 122,8 н/в

20-40 см 6,83 н/в 186,1 25,0 30,0 9,2 10,6 13,9 4,0 0,06 139,4 20

38

3.4 Прогноз зміни стану довкілля без здійснення планової діяльності

Миколаївське родовище знаходиться на пізній стадії розробки, відкрите

1978 р., промислова розробка ведеться з 2001 р. При цьому, на даний час пробурено

8 свердловин. Відповідно до вибраного оптимального варіанту розробки родовища

заплановано спорудження 4 свердловин та 1 боковий стовбур, крім того експлуатація

родовища буде продовжена наявним фондом свердловин. Виходячи даних

попередніх розділів, результатів інструментальних замірів, тривалий період

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

деградації компонентів довкілля. Без подальшої експлуатації родовища показники

якості довкілля скоріш за все залишаться на рівні даних наведених у таблицях 3.1-3.4.

4. Опис факторів довкілля, які ймовірно зазнають впливу з боку

планованої діяльності

4.1 Опис загального стану атмосферного повітря

Клімат району помірно-континентальний, теплий. Середньорічна

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

Пересічна дата появи снігового покриву 15 – 25 листопада. Повністю

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

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

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

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

Таблиця 4.1 – Кліматологічна характеристика і коефіцієнти Назва показників Величина

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

яких концентрація шкідливих речовин в атмосферному повітрі максимальна 200

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

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

Коефіцієнт, який враховує вплив рельєфу місцевості 1

Середня річна “роза” вітрів, %

Пн

Пн-Сх

Сх

Пд-Сх

Пд

Пд-Зх

Зх

Пн-Зх

10,7

9,7

16,0

9,4

11,8

12,1

16,9

13,4

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

Максимальна зареєстрована швидкість вітру, м/с 28

Переважаючий напрям вітру західний

39

Фонові концентрації основних забруднюючих речовин, які

характеризують стан забруднення атмосфери в районі Миколаївського

родовища, надано Головним управлінням Держсанепідслужби у Сумській

області (висновок державної санітарно-епідеміологічної експертизи від

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

Таблиця 4.2 – Фонові концентрації забруднюючих речовин

Забруднююча речовина Фонові

концентрації,

мг/м3

ГДК

(ОБРД),

мг/м3

Сф, долі ГДК

Код Найменування

2754 Вуглеводні граничні

С12-С19 0,4 1 0,4

337 Оксид вуглецю 2,0 5,0 0,4

304 Оксид азоту 0,16 0,4 0,4

301 Диоксид азоту 0,08 0,2 0,4

330 Сірчистий ангідрид 0,2 0,5 0,4

328 Сажа 0,06 0,15 0,4

Наведені фонові показники вказують на задовільний стан атмосфери.

4.2 Опис загального стану водного середовища

Безпосередньо на родовищі поверхневі водойми відсутні. У

гідрологічному відношенні територія родовища відноситься до Дніпровського

артезіанського басейну і входить в Полтавсько-Роменський гідрогеологічний

район [9].

У Полтавсько-Роменському гідрогеологічному районі, приуроченому до

пліоценових терас та еродованого плато, широко розвинуті слабо проникні

відклади, а всі доолігоценові водоносні горизонти максимально занурені,

трендовий напрямок стоку переважно південно-західний (через гідрологічну

структуру території та близькість Дніпра).

Виділяються верхній та нижній гідрогеологічні поверхи, розділені

перехідною зоною. Верхній гідрологічний поверх (зона активного водообміну)

включає відклади кайнозою та верхнього мезозою (крейди і верхньої юри) до

глибини 1000 – 1300 м, вміщує води, придатні для водозабезпечення без

попередньої підготовки. Нижній гідрогеологічний поверх (зона дуже

утрудненого водообміну) залягає на глибинах більше 1700 м і містить води з

мінералізацією більш, ніж 100 г/дм3 [9].

Провідним фактором водообміну є вертикальні перетоки між

горизонтами.

Ґрунтові води на вододільних ділянках залягають на глибині 4,5 – 12 м

від поверхні, в балках і улоговинах – на глибині 0,5 – 4,0 м, за хімічним

складом, в основному, прісні.

Водоносний горизонт в четвертинних відкладах живиться за рахунок

атмосферних опадів. Використовується місцевим населенням для

40

господарських і питних потреб, водозабір здійснюється в основному шахтними

колодязями.

Стік води водоносних горизонтів направлений в бік долини ріки Сула, де

вони частково дренуються.

Гідрографічна мережа району родовища відноситься до басейну р.Дніпро.

Родовище розташоване у межиріччі Олава – Лисогор. Поверхневі водотоки

представлені, в основному, струмками. Переважаючу роль у їх живленні грають

талі та дощові води. У річному ході рівнів можна виділити період весняної

повені, коли походить основна частина стоку. Середня тривалість повені 5 –

10 днів. Максимальна висота паводка становить 0,8 – 1,4 м над меженним

рівнем, середня висота 0,3 – 0,6 м. У меженний період у посушливі роки влітку

вода в струмках пересихає, взимку промерзає.

Спеціальні гідрогеологічні дослідження на родовищі не проводились.

Зона активного водообміну розвинута до глибини 500 – 600 м, глибше

умови водообміну з поверхнею утруднюються. З глибиною змінюється

хімічний склад і збільшується мінералізація вод. Води гідрокарбонатно-

кальцієвого складу, що залягають у верхній частині розрізу, змінюються

гідрокарбонатно-хлоридними, далі хлоридно-гідрокарбонатними, а ще глибше

– високомінералізованими хлоридно-натрієвими розсолами, які за

класифікацією В.О. Суліна відносяться до хлоркальцієвого типу.

Живлення підземних вод відбувається завдяки інфільтрації атмосферних

опадів по зонах вивітрювання і тріщинуватості, розвантаження йде в долинах

ярів і струмків, а з глибинами – по зонах розломів.

4.3 Опис грунтового покриву

Ґрунтовий покрив у районі розташування родовища сформувався завдяки

таким факторам: рослинності, яка проростала в даному місці,

геоморфологічним особливостям місцевості, геологічній будові (материнській

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

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

зустрічаються лучно-чорноземні ґрунти, які сформувалися в умовах

атмосферного та ґрунтового зволоження.

Типові чорноземи, що поширені в районі, відзначаються високою

родючістю.

Верхній горизонт рослинного покриву типових чорноземів до глибини

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

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

грудкувату структуру.

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

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

Материнською породою при утворенні типових чорноземів послужили

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

фосфору та калію.

41

Ґрунтовий покрив у районі розташування родовища на вододільних

ділянках представлений типовими чорноземами. У знижених місцях (балках та

заплавах річок) зустрічаються лучно-чорноземні ґрунти, які сформувалися в

умовах підвищеного ґрунтового зволоження.

Типові чорноземи, що поширені в районі, відзначаються високою

родючістю [10].

Верхній горизонт рослинного покриву типових чорноземів до глибини

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

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

грудкувату структуру.

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

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

Материнською породою при утворенні типових чорноземів послужили

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

фосфору та калію.

Чорноземи утворилися внаслідок розвитку дернового ґрунтотворного

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

7,5) реакція ґрунтового середовища та розвиток потужного гумусового

горизонту. Серед інших ґрунтів вони різко відрізняються природною

родючістю, властивостями та будовою ґрунтового профілю. Дерновий процес

ґрунтоутворення відбувається під покривом лучно-степової рослинності. На

поверхню та в метрову товщу ґрунту надходить значна частина органічних

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

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

ґрунту є причиною насичення ґрунтового поглинального комплексу (ГПК

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

утворення, тобто розвивається акумулятивний процес нагромадження гумусу. )

обмінним кальцієм, який сприяє нейтралізації кислих продуктів розкладання

органічної речовини та закріпленню гумусових речовин. При цьому чорноземи

набувають сприятливих водно-фізичних і фізико-механічних властивостей.

Профіль чорноземів простий, він формується за гумусово-акумулятивним

типом розподілу речовин. Верхній гумусовий горизонт має рівномірне темно-

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

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

ґрунтотворної породи. Із глибиною поступово гумусність зменшується,

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

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

Ґрунтовий збиральний комплекс чорноземів насичений здебільшого

катіонами кальцію та магнію (відношення Ca2+

:Mg2+

– 7–6:1), що сприяє

утворенню агрономічно цінної структури.

Чорноземні ґрунти широко представлені на території України. Вони

розвиваються під степовою та різнотравно-степовою трав’янистою

рослинністю. В профілі чорноземів виділяється потужний темнозабарвлений

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

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

42

а) по потужності гумусового шару:

– малопотужні (<40 см);

– середньопотужні (40-80 см);

– потужні (80-120 см);

– надпотужні (>120 см).

б) по вмісту гумусу:

– малогумусні (слабогумусовані) (<6 %);

– середньогумусні (6-9 %);

– високогумусні (>9 %).

Збагаченість чорноземів гумусом, інтенсивна міграція біогенного кальцію

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

ємність поглинання (включаючи і токсичні речовини), насиченість

поглинального комплексу основами, нейтральна реакція верхніх горизонтів і їх

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

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

ґрунтовому комплексі присутній водень, а гідролітична кислотність може

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

Фізичні і водно-фізичні властивості чорноземів в значній мірі

визначаються високим вмістом в них гумусу, потужністю гумусових горизонтів

і хорошою структурованістю. Тому чорноземи характеризуються

сприятливими фізичними і водно-фізичними властивостями: рихлим

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

вологоємкість і доброю водопроникливістю.

Завдяки хорошій оструктуреності чорноземів, їх об’ємна вага в

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

і

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

. Об’ємна вага

може помітно збільшуватись в вилужених ілювіальних горизонтах опідзолених

чорноземів.

Питома вага чорноземів в верхніх горизонтах не є високою і становить

2,4 – 2,5 г/см3

. Це обумовлено великим вмістом гумусу в верхніх горизонтах

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

2,55 – 2, 65 г/см3 .

Чорноземи мають темне забарвлення. Завдяки йому вони добре

поглинають променеву енергію і тривалий час зберігають тепло.

В гумусному горизонті в зв’язку з неоднорідністю забарвлення

органічною речовиною розрізняють два самостійні горизонти: верхній – з

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

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

характеризується появою коричневого відтінку в забарвленні, який донизу

відчутно посилюється. Горизонт гумусових затікань виділяють в самостійний

горизонт (В2) .

Нижче гумусового шару, часто захоплюючи і горизонт гумусових

затікань, залягає горизонт максимального скупчення карбонатів – карбонатно-

ілювіальний горизонт, котрий поступово переходить в породу.

43

Характерною ознакою чорноземних ґрунтів є зерниста і грудкувата

структура гумусного горизонту, яка особливо чітко виражена в підорній

частині горизонту А.

У силу кліматичних умов та особливостей рельєфу місцевості такі

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

ймовірні.

В долині р. Сула проходять процеси періодичного заболочування,

інтенсивність яких залежить від сезону року і кількості атмосферних опадів.

Стан ґрунтів у процесі експлуатації родовища зазнав змін при

будівництві об’єктів промислу. Будівельні роботи були пов’язані з земельними

роботами – бурінням свердловин, прокладанням трубопроводів, будівництвом

доріг, будівництвом споруд і установок тощо. Відбувалось вилучення земель,

що перебувають у сільськогосподарському використанні, у тимчасове та

довгострокове користування; порушення ґрунтово-рослинного шару на

ділянках виконання робіт, зняття і зберігання ґрунту на смугах виробництва та

у відвалах. Проектами виконання робіт передбачалась і була виконана у

повному обсязі необхідна рекультивація порушених земель, вилучених у

тимчасове користування.

При безпечній експлуатації родовища вплив на ґрунти зводиться до

мінімального.

4.4 Опис стану рослинного покриву

Територія Роменського району знаходиться в межах лісостепової зони

Середньодніпровської підпровінції Східноєвропейської лісостепової провінції.

У межах ліцензійної ділянки Миколаївського родовища лісові масиви

відсутні. Більшу частину території займають сільськогосподарські угіддя на

місці лучних степів.

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

шавлія лучна, конюшина гірська та інші.

Тваринний світ у районі представлений степовими формами.

Тут водяться сіра полівка, тушканчик великий, хом’ячок сірий, лісові

миші – звичайна і жовтогорла, чагарникова полівка, миша степова, горішкова і

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

Хребетних тварин у даному районі налічується до 142 видів.

Найбільш помітними і чисельними представниками тваринного світу є

птахи. Тут зустрічаються куріпка сіра, перепілка, ракша, грак, сорока, іволга,

голуб-синяк, горлиця, строкаті дятли, лелека білий, кібчик, сорокопуди.

Плазуни представлені такими видами: мідянка, вужі, повзучий полоз,

болотна черепаха, ящірка (прудка, живородяща і зелена) та інші.

Із земноводних поширені жаба ставкова, квакша та тритон звичайний і

гребенястий. Характерні наземні молюски з родів транкатуліна, слимак,

геліцела.

З комах особливо характерними є шкідливі комахи, такі як озима совка,

буряковий довгоносик, кравчик, хрущ західний, хлібна жужелиця, гессенська

44

муха, мармуровий і волосатий хрущі, жук-носоріг, різні види коваликів,

бронзівок; з метеликів – білани, переливниця, пістряки, сатурнії, різні совки; з

перетинчастокрилих – дикі бджоли, оса звичайна, шершень, комарі

довгоносики, комарі звичайні, ґедзі та інші.

Тваринний світ, відзначаючись значним видовим різноманіттям, в той же

час характеризується відносно незначною кількістю особин в кожній із

популяцій того чи іншого виду.

Об’єкти родовища розташовані, в основному, на землях

сільськогосподарського призначення – ріллі та вигоні.

Природно-заповідні об’єкти у межах впливу проектованої діяльності

відсутні. Найближчими до Миколаївського родовища об’єктами природно-

заповідного фонду є гідрологічні пам’ятки природи місцевого значення

(природні джерела мінералізованої питної води), розташовані в районі сіл

Бацмани, Гришино, Малі Бубни (рисунок 5.9).

5. Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої

діяльності

Подальша експлуатація родовища запланована існуючими

технологічними майданчиками, існуючим фондом свердловин та спорудженням

протягом періоду експлуатації родовища 4 нових свердловини. Дані щодо стану

атмосферного повітря від роботи обладнання по збору та транспортування

продукції, обсяги викидів забруднюючих речовин, утворення відходів,

водоспоживання та водовідведення описані у розділах 1 та 3 даного звіту. За

результатами інструментальних замірів компоненти довкілля зазнають

незначного впливу від роботи наявного обладнання.

Щодо спорудження нових свердловин, то вплив на довкілля під час

будівництва буде мати короткостроковий тимчасовий характер і, зважаючи на

запланований тривалий період експлуатації родовища, буде суттєво

розтягнутий у часі. Результати розрахунку концентрацій забруднюючих

речовин від стаціонарних джерел викидів спорудження свердловини

розраховано з використанням програми ЕОЛ на прикладі спорудження

свердловини [4] наведено на рисунках 5.1- 5.8.

45

Рисунок 5.1 – Розрахунок розсіювання вуглеводнів граничних С12- С19

46

Рисунок 5.2 – Розрахунок розсіювання суміші насичених вуглеводнів С2- С8

47

Рисунок 5.3 – Розрахунок розсіювання азоту диоксиду

48

Рисунок 5.4 – Розрахунок розсіювання азоту оксиду

49

Рисунок 5.5 – Розрахунок розсіювання сажі

50

Рисунок 5.6 – Розрахунок розсіювання групи сумації 31

51

Рисунок 5.7 – Розрахунок розсіювання ангідриду сірчистого

52

Рисунок 5.8 – Розрахунок розсіювання вуглецю оксиду

53

Згідно з вимогами ОНД – 86 розміри СЗЗ повинні уточнюватися для

різних направлень вітру в залежності від результатів розрахунку забруднення

атмосфери і середньорічної “рози “ вітрів.

У відповідності з п.8.6.2 ОНД-86 розмір СЗЗ корегується з урахуванням

рози вітрів території за формулою:

P

L = L0 ∙ -----,

P0

де:

L – розрахунковий розмір СЗЗ;

L0 – розмір ділянки місцевості у даному напрямку, де концентрація

забруднюючих речовин перевищує ГДК (по розрахунковій сітці карти

розсіювання максимальний розмір L0 по перевищенню ГДК характерний для

оксиду азоту L0=390 м);

Р – максимальна середньомісячна повторюваність напрямку вітру

даного румбу протягом року;

Р0 – повторюваність напрямку вітру одного румбу (при 8-румбовій

розі вітрів – Р0 = 100/8 = 12,5%).

Розрахунок коригованого розміру СЗЗ наведено в таблиці 5.1.

Таблиця 5.1 – Результати визначення коригованого розміру санітарно -

захисної зони

Максимальна середньомісячна повторюваність

напрямку вітру даного румбу протягом року Р

-----

Р0

Коригована СЗЗ, м

Напрямок

Повторюваність від

джерела, %

Північ 16 1,28 499,2

Північний схід 12 0,96 374,4

Схід 10 0,8 312

Південний схід 12 0,96 374,4

Південь 16 1,28 499,2

Південний захід 9 0,72 280,8

Захід 11 0,88 343,2

Північний захід 14 1,12 436,8

З таблиці 5.1 видно, що коригована СЗЗ не виходить за межі нормативної

– 500 м.

Оцінка ризику впливу планованої діяльності щодо спорудження

свердловин на здоров'я населення від забруднення атмосферного повітря

проводиться у відповідності до Додатку Ж ДБН А.2.2-1-2003 "Склад і зміст

матеріалів оцінки впливів на навколишнє середовище (ОВНС) при

проектуванні і будівництві підприємств, будинків і споруд" за розрахунками

ризику розвитку неканцерогенних і канцерогенних ефектів.

54

Ризик розвитку неканцерогенних ефектів визначається шляхом

розрахунків індексу небезпеки (НІ) за формулою, оцінка якого здійснюється

відповідно до таблиці 5.2:

iНQНІ ,

де HQi – коефіцієнти небезпеки для окремих речовин, які визначаються за

формулою:

if

i

iCR

CHQ ,

де Ci – розрахункова середньорічна концентрація і-ої речовини на межі житлової

забудови, мг/м3;

Rf·Ci – референтна (безпечна) концентрація і-ої речовини, мг/м3.

Таблиця 5.2 – Коефіцієнти небезпеки для окремих речовин (на період

буріння):

№

п/п

Забруднююча речовина Ci,

(мг/м3)

Rf·Ci,

(мг/м3)

Коефіцієнт

небезпеки,

HQi код найменування

1 2 3 4 5 6

1 301 Азоту діоксид 0,034 0,2 0,17

2 304 Азоту оксид 0,136 0,4 0,34

3 2754

Вуглеводні граничні С12-

С19 (розчинник РПК-265

П та інш.)

0,037 1,0 0,037

4 337 Окис вуглецю 0,12 5,0 0,024

5 330 Сірчистий ангідрид 0,144 0,5 0,288

6 328 Сажа 0,017 0,15 0,113

7 11705 Суміш насичених

вуглеводнів С2-С8 0,0038 3,0 0,0013

Індекс небезпеки (НІ) 0,97

Таблиця 5.3 – Коефіцієнти небезпеки для окремих речовин (на період

випробування):

№

п/п

Забруднююча речовина Ci,

(мг/м3)

Rf·Ci,

(мг/м3)

Коефіцієнт

небезпеки,

HQi код найменування

1 2 3 4 5 6

1 301 Азоту діоксид 0,0014 0,2 0,007

2 337 Окис вуглецю 0,192 5,0 0,0384

3 328 Сажа 0,0224 0,15 0,1493

4 11705 Суміш насичених

вуглеводнів С2-С8 0,0224 3,0 0,0075

Індекс небезпеки (НІ) 0,20

55

Таблиця 5.4 – Критерії неканцерогенного ризику

Характеристика ризику Коефіцієнт небезпеки(HQ)

Ризик шкідливих ефектів вкрай малий Менший ніж 1

Гранична величина прийнятного ризику 1

Ймовірність розвитку шкідливих ефектів зростає

пропорційно збільшенню HQ

Більший ніж 1

Отже, ризик шкідливих ефектів прийнятний (≈1).

Канцерогенні речовини, забруднюючі атмосферу, відсутні.

Соціальний ризик планованої діяльності визначається у відповідності до

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

навколишнє середовище (ОВНС) при проектуванні і будівництві підприємств,

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

впровадження об'єкта господарської діяльності, з урахуванням особливостей

природно-техногенної системи.

Оціночне значення соціального ризику (Rs) визначається за формулою:

puas NT

NVCRR 1 ,

де Rs – соціальний ризик, чол/рік;

CRa – канцерогенний ризик комбінованої дії декількох канцерогенних

речовин, забруднюючих атмосферу, який визначається за наведеним вище, або

приймається CRa = 1·10-6

, безрозмірний; CRa = 1·10-6

Vu – уразливість території від прояву забруднення атмосферного повітря, що

визначається відношенням площі, віднесеної під об'єкт господарської діяльності, до

площі об'єкта з санітарно-захисною зоною, частки одиниці; 0268,0785000

21000uV

N – чисельність населення, що визначається: а) за даними мікрорайону

розміщення об'єкта, якщо такі є у населеному пункті; б) за даними усього

населеного пункту, якщо немає мікрорайонів, або об'єкт має містоутворююче

значення; в) за даними населених пунктів, що знаходяться в зоні впливу об'єкта

проектування, якщо він розташований за їх межами, чол.; N = 1238

Т – середня тривалість життя (визначається для даного регіону або приймається 70

років), чол./рік; Т = 70

Np – коефіцієнт, за відсутності зміни кількості робочих місць Np = 0.

66 1047,070

12380268,0101sR

Таблиця 5.5 – Класифікація рівнів соціального ризику

Рівень ризику Ризик протягом життя

Неприйнятний для професійних контингентів і

населення

Більший ніж 10-3

Прийнятний для професійних контингентів і

неприйнятний для населення

10-3

– 10-4

Умовно прийнятний 10-4

– 10-6

Прийнятний Менший ніж 10-6

56

Отже, рівень соціального ризику планованої діяльності – менший 10-6

–

прийнятний.

На основі отриманого значення ризику планованої діяльності для здоров'я

людини та соціального ризику можна відмітити про прийнятність такої

діяльності.

Згідно державних актів на право постійного користування землею

(додаток А) для розміщення і експлуатації свердловин №2 та №145

Миколаївського родовища відведено 3,055 га на території Гришинської

сільської ради Роменського району, і для свердловин №4, №146 та №147

Миколаївського родовища відведено 1,373 га на території Малобубнівської

сільської ради Роменського району.

Загальна площа відведених земельних ділянок під існуючі об’єкти

Миколаївського родовища складає – 4,4280 га. При цьому під будівництво

експлуатаційних свердловин в короткострокове користування відповідно до

додатку Б ВБН В.2.4-00013741-001:2008 передбачено відведення земельної

ділянки загальною площею 2,10 га. Для 4 свердловин ця площа складатиме

8,4 га. Проте відведення земельних ділянок відбуватиметься по мірі

будівництва свердловин і, враховуючи, короткостроковий, тимчасовий термін

відведення (на період будівництва) одночасно буде відведено не більше однієї-

двох земельних ділянок під спорудження свердловин. Крім того буріння може

проводитись з ділянок, які уже надані у постійне користування

надрокористувачеві.

Всі запроектовані об’єкти розміщуються з дотриманням відстаней

встановлених нормативними документами, тому кумулятивний вплив на

об’єкти довкілля малоймовірний. Схема розташування запланованих під

будівництво свердловин представлена на рисунку 5.9.

Природно-заповідні об’єкти у межах впливу проектованої діяльності

відсутні.

Найближчими до Миколаївського родовища об’єктами природно-

заповідного фонду є гідрологічні пам’ятки природи місцевого значення

(природні джерела мінералізованої питної води), розташовані в районі сіл

Бацмани, Гришино, Малі Бубни (рисунок 5.9).

Запроектовані свердловини знаходяться за межами об’єктів природно-

заповідного фонду.

У процесі спорудження свердловин застосовують бурові промивальні

рідини, забруднююча здатність яких залежить від кількості і токсикологічної

характеристики хімічних реагентів, що застосовуються для їх обробки. Коротка

характеристика хімреагентів, що можуть застосовуватися при спорудженні

свердловин наведена в таблиці 5.6.

При бурінні свердловини використовуються переважно реагенти і

речовини ІІІ і ІV класу токсичності, а бурові відходи, що містять в собі ці

речовини, переважно відносяться до ІV класу небезпечності.

57

Рисунок 5.9 – Схема розташування ділянки проектованих свердловин

58

Таблиця 5.6 – Характеристика реагентів, що переважно застосовуються при бурінні і рекультивації

№

п/п Найменування реагенту

Стандарт або

технічні умови на

реагент

Показники по

ГОСТ 12.1005-88

Коротка характеристика ГДК в повітрі

робочої зони,

мг/м3

Клас небезпе-

чності

1 2 3 4 5 6

1 Глинопорошок

бентонітовий

ТУ 39-01-08-658 6,0 ІV Являє собою висушену і подрібнену глину з

хімічними реагентами чи без них.

Глинопорошок з бентонітової глини

використовується для приготування промивних

рідин. Токсичність ІV класу

2 Графіт ТУ 17022-81 10,0 ІV Реагент являє собою кристалічний сріблястий

порошок, нерозчинний у воді. Одержують його

шляхом флотаційного збагачення руд

природнього графіту. Токсичність ІV класу

3 Сода кальцінована технічна

(Na2CO3)

ГОСТ 5100-85 2,0 ІІІ Порошок білого кольору густиною 2,5 г/см3.

Одержують соду із СаСО3. Використовується

для покращення змочування глинистих часток

як пептизатор глини. Добавки її складають до

0,5 % у сухому і 2-3 % у вигляді розчину 5-15 %

концентрації. Токсичність ІІІ класу

4 ВЛР ТУ У 24.6-

24709453-001-2001

0,5 IV Порошок темнобурого кольору, розчинний у

воді з вологістю до 33% і густиною 750-800

кг/м3. Являється інтенсивним пептизатором

твердої фази, особливо глинистої, ефективним

понижувачем водовіддачі і в’язкості,

емульгатором і реагентом-регулятором рН.

Приготування ВЛР зводиться до дії лугу на буре

вугілля. Токсичність ІV класу.

59

Продовження таблиці 5.6

1 2 3 4 5 6

5 Каустична сода

(NaOH)

ГОСТ 2263-79 - - Являє собою безколірну непрозору кристалічну

масу густиною 2,1 г/см³. Добре розчиняється у воді

з виділенням великої кількості тепла.

Випускається як в твердому, так і в рідкому

вигляді. За ГОСТ 2263 належить до ІІ класу

небезпеки

6 Праєстол ТУ 2216-001-

40910172-98

- - Високомолекулярний сополімер акриламіду і

акрилату натрію. Білий сипучий порошок. Густина

– 600-750 кг/м3. Застосовується в безглинистих і

малоглинистих розчинах як окремо, так і в

поєднанні з іншими реагентами для досягнення

високої в’язкості і якісної стабілізації стінок

свердловини при бурінні порід, схильних до

гідратації і набухання. Завдяки високим

флокуляційним властивостям праєстолу 2530

попереджується диспергування частинок

вибуреної породи, безконтрольне утворення

твердої фази в розчині і зміна в’язкості.

Застосування полімерів Праєстол 2530 дозволяє

знизити тертя і зношення інструменту, сприяє

більш повному вилученню частинок вибуреної

породи. Токсичність не вказана.

7 КМЦ

(карбоксиметилцелюлоза)

ТУ 6-09-2344-78 10,0 ІІІ Реагент являє собою білу або жовтувату

ватоподібну масу вологістю11-12%. Одержують

КМЦ-60 - обробкою целюлози монохлороцетною

кислотою. Токсичність ІІІ класу

60

Продовження таблиці 5.6

1 2 3 4 5 6

8 КССБ (порошок) ТУ 39-092-74 - ІV Розроблена в ГРОЗНДІ. Являє собою рідину темно-

коричневого кольору густиною 1,11-1,15 г/см3 із

вмістом 20-25 % сухих речовин. Одержують КССБ

шляхом конденсації лігносульфонатів (ССБ), що

підвищує ефективність реагенту як понижувача

водовіддачі. Оптимальні добавки для прісних

розчинів складають 5 % на сухий продукт, 5-25 % в

рідкому вигляді. Токсичність ІV класу

9 Нафта ГОСТ 9965-76 10,0 ІV Змащувальна домішка. Являє собою суміш

розчинених твердих вуглеводнів і смолистих

речовин густиною 0,83-0,89 г/см3. Домішки нафти в

розчині складають 10 %. Токсичність ІV класу

10 Біоцидний реагент -

-

Прозора рідина з легким характерним запахом,

глутаровий альдегідний розчин, густиною – 1060-

1065 кг/м3. Використовують для попередження

зародження бактерій в БР на водній основі при

застосуванні реагентів на основі крохмалю, які

розкладаються під впливом бактерій. Розчиняється у

воді. Токсичність ІІI класу

11 Лабрикол ТУ У 24.6-32028975-

001-2003 - ІV В'язка рідина від світлокоричневого до

темнокоричневого кольору. Призначений для

стабілізації параметрів бурових розчинів,

підвищення мастильних властивостей бурового

розчину, зменшує ймовірність прихоплення

бурильної колони, зменшуються зношування

бурильного інструменту. Використовують як

згущувач і структуроутворювач соленасичених

бурових промивальних рідин. Нетоксичний.

Відноситься до IV класу небезпеки

61

Продовження таблиці 5.6

1 2 3 4 5 6

12 Полігум-К ТУ У 26.8-

24709453-002-2001

- - Являє собою суміш водорозчинних калієвих солей

гумінових кислот та високомолекулярного полімеру.

Призначений для регулювання структурно-

реологічних та фільтраційних параметрів бурового

розчину, підвищення його інгібуючих властивостей і

є найбільш ефективним в калієвих системах бурових

розчинів. Являє собою додаткове джерело іонів

калію. Застосування реагенту “Полігум К” дозволяє

запобігти диспергуванню вибуреної гірської породи

та підвищує стійкість стовбура свердловини.

Наявність в реагенті “Полігум К” гідроксиду калію

дозволяє при його застосуванні підтримувати

показник рН бурового розчину в межах від 8 до 9

без додаткового застосування лугу. Він є сумісний з

більшістю хімреагентів, які застосовуються в

процесі обробки бурових розчинів. Токсичність IV

класу.

13 Хлористий калій (КСІ) ГОСТ 4568-83 5,0 ІІІ Добре розчинний у воді. Застосовується як інгібітор

гідратації, набухання і дезінтеграції сланців і

глинистих порід. Токсичність ІV класу

14 Сульфонол ТУ 6-01-862-75

-

ІІІ

Являє собою. синтетичну поверхнево-активну

речовину жовтого кольору. Виготовляється у

вигляді порошку, гранул, пасти, рідини. Перед

введенням сульфонол попередньо розчиняють у воді

до 30-40 % концентрації.

Токсичність ІІ класу

62

Кінець таблиці 5.6

1 2 3 4 5 6

15 Cавенол ТУ У 6-00205601

092 2000

- ІV Савенол СПВ – пастоподібна маса, колір: від білого

до жовтого, без запаху, у воді розчинний, негорюча

речовина, (пропінол – в’язка рідина, світло-жовтого

кольору, запах специфічний у воді не розчинний

16 Піногасник Пентакс ТУ У 24.6-

32028975-005-2004

- ІV Універсальний рідкий піногасник для різних типів

бурових розчинів на водній основі. Призначений для

запобігання або ліквідації піноутворення бурових

розчинів. За ГОСТ 12.1.007-76 належить до ІV класу

небезпеки

17 Лігноксин

ТУ 242.6-24709453-

003-2002

0,42 ІV Буровий реагент “Лігноксін” -порошок від сірого до

темно-бурого кольору, мало токсичний

18 Вапно Са(ОН)2 ДСТУ Б В.2.7-90 - - Згідно з ДСТУ Б В.2.7-90 являє собою

порошкоподібний чи пастоподібний реагент білого

кольору. Сильний луг. Надає розчинам підвищену

глиноємкість, що дозволяє легко регулювати їх

структурномеханічні властивості. Клас небезпеки II

63

6. Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки

впливів на довкілля

З метою оцінки впливу на довкілля використано дані аналогічних

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

методи, які описані в методиках, що перелічені нижче:

Розрахунок ризиків планової діяльності – згідно додатків И та Ж ДБН

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

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

положення

Розрахунок викидів забруднюючих речовин – згідно методик:

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

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

- Сборник методик по расчету содержания загрязняющих веществ в

выбросах от неорганизованных источников загрязнения атмосферы. – Донецк:

УНЦТЭ, 1994.

- Збірник показників емісії (питомих викидів) забруднюючих речовин в

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

- Методика розрахунку технологічних втрат газу в процесах видобутку,

підготовки і транспортування. Затверджено наказом Міністерства палива та

енергетики України.

- Методика розрахунку викидів забруднюючих речовин та парникових

газів у повітря від транспортних засобів, затверджена наказом держкомстату №

452 від 13.11.2008 року

- Збірник методик розрахунку викидів в атмосферу забруднюючих

речовин різними виробництвами. Гідрометеовидав, 1986.

Розрахунок концентрацій забруднюючих речовин на межі санітарно-

захисної зони:

- ОНД-86 Держкомгідромет Методика розрахунку концентрацій в

атмосферному повітрі шкідливих речовин, які містяться у викидах підприємства.

7. Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання,

відвернення, уникнення, зменшення, усунення значного негативного впливу

на довкілля

- в робочих проектах передбачається конструкція свердловини, яка

забезпечить безаварійність технологічного процесу, а саме: попередження

розмиву устя свердловини та ізоляція грунтових вод завдяки спуску кондуктора з

метою перекриття верхніх водоносних горизонтів і захисту їх від забруднення

фільтратом бурового розчину при бурінні під проміжну колону;

- спуск проміжної колони з метою перекриття нестійких поглинаючих

відкладів крейди, юри та тріасу;

- для попередження перетоків флюїдів і пластових вод в заколонному

просторі цементний розчин за всіма обсадними колонами свердловин

піднімається до устя;

64

- густина бурового розчину передбачається такою, щоб гідростатичний

тиск стовпа бурового розчину перевищував пластовий тиск на 7%;

- для запобігання викиду пластових флюїдів на усті свердловини при

бурінні під експлуатаційну колону встановлюється противикидне обладнання;

- зберігання нафтопродуктів та нафти в герметичних резервуарах;

- повторне використання води для приготування бурового розчину (30%

від об’єму бурових стічних вод);

- планування та гідроізоляція поверхні бурових майданчиків, що

забезпечить непроникність бурового розчину у поверхневі, підземні, грунтові

води;

- ведення обліку споживання свіжої води.

- заходи по ліквідації аварійних розливів пластових флюїдів;

- рекультивація порушених земель після спорудження свердловини;

Компенсаційні заходи полягають у відшкодуванні втрат, спричинених

самим процесом втілення проектів. Такі розрахунки проводяться на основі

спеціально затверджених методик згідно встановлених тарифів. Зокрема, в

проектах передбачається оплата видатків на компенсацію вартості втрат

сільськогосподарського виробництва, пов'язаних з відведенням в оренду земель та

оплата вартості недоодержаних доходів, пов'язаних з тимчасовим зайняттям

земель. Також передбачається сплата екологічного податку.

8. Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на

довкілля

Як показують результати проведеної оцінки впливу на довкілля, значного

негативного впливу на довкілля в результаті видобування вуглеводнів на

Миколаївському родовищі при дотриманні технічних і технологічних нормативів,

нормативно-правових документів не очікується.

Суттєвий вплив на довкілля можливий лише в результаті виникнення

аварійних ситуацій.

Комплекс технологічних, технічних, організаційних рішень, забезпечує

надійну безаварійну роботу технологічних об’єктів на родовищі. Проектні

рішення забезпечують високий ступінь надійності функціонування

технологічних споруд.

Оцінювання можливості виникнення аварійної ситуації на площадкових

об’єктах внаслідок дії сейсмічного чинника можливе порівнянням бальності

виникнення землетрусу в цій місцевості і ступеня руйнування обладнання при

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

супроводжується описом можливих наслідків для кожного балу. Для Сумської

області відзначається бал сейсмічної інтенсивності – 6 за шкалою Ріхтера. Дана

обставина свідчить про низьку ймовірність аварійної ситуації внаслідок

землетрусів.

65

Потенційно аварійна ситуація можлива також у разі дії ураганів (смерчів).

Вона залежить від сили, яка вимірюється в балах, або швидкості переміщення

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

ураганів у Сумській області, цей чинник також можна вважати малоймовірним.

Вплив експлуатаційних чинників на виникнення аварійних ситуацій має

випадковий характер, локальний по розміщенню об’єктів, короткочасний і

попереджається, насамперед, суворим регламентом технологічного процесу в

рамках проектного режиму; організацією надійного контролю за технічним

станом устаткування.

Небезпечні і аварійні ситуації при видобуванні і підготовці нафти і газу

можуть виникати головним чином через порушення технологічного

регламенту експлуатації обладнання, виконання ремонтних і вогневих робіт

без дотримання інструкцій з техніки безпеки.

До аварійних причин відносяться:

– порушення технології облаштування;

– пориви трубопроводів;

– зловмисні пошкодження трубопроводів та технологічних ємностей.

В таблиці 8.1 вказані основні причини, що обумовлюють технічний ризик

відмов трубопроводів [11].

Таблиця 8.1 – Основні причини, що створюють технічний ризик відмов

трубопроводів

Групи причин Причини

Техногенні Внутрішня корозія труб.

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

подряпини.

Дефекти металургійного походження: осадочні раковини, флокери,

пухирці, осьові пори, малозернисті тріщини, надрізи.

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

шві, непровари.

Природні Зсуви та просідання земної поверхні.

Інтенсивні опади.

Антропогенні Помилки при: проектуванні, будівництві, техобслуговуванні,

експлуатації трубопроводів.

Землерийні роботи.

Зловмисні пошкодження.

На технологічних об’єктах Миколаївського родовища в наявності план

ліквідації аварій, що містить вказівки сповіщення відповідних служб

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

необхідних технічних засобів, знешкоджуючих реагентів, способи збору і

знешкодження забруднюючих речовин.

66

9. Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності

достатніх технічних засобів або знань), виявлених у процесі підготовки звіту

з оцінки впливу на довкілля

На стадії проектування розробки родовищ нафти і газу відсутні вихідні

дані для проведення розрахунків. Такі дані для планової діяльності

передбачаються робочими проектами на будівництво конкретних об’єктів,

наприклад на будівництво свердловин. В такому проекті визначається

конструкція свердловини, тип бурового верстату, тривалість будівництва,

параметри бурового розчину, джерела водопостачання, тощо, що дає можливість

більш точно обґрунтувати вплив на довкілля. Тому для складання звіту з оцінки

впливу на довкілля були використані дані з будівництва та експлуатації

аналогічних об’єктів інших нафтогазових родовищ. При цьому враховувались

конструкції, використані матеріали, режим експлуатації обладнання.

В Україні відсутні методики, що дозволяють здійснювати прогнозування

впливу на довкілля, особливо в контексті довгострокових перспектив розробки

родовищ.

10. Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої діяльності

Повідомлення про планову діяльність (201811646/48), що підлягає оцінці

впливу на довкілля опубліковано у газетах "ТАНДЕМ-ПРЕС" №2 (1190) від

10.01.18р., "Вісті Роменщини" №4 (13990) від 20.01.18р., а також на сайті

міністерства екології та природних ресурсів України [19].

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

довкілля" протягом 20 робочих днів з дня офіційного оприлюднення

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

громадськість може надати уповноваженому територіальному органу зауваження

і пропозиції до планованої діяльності, обсягу досліджень та рівня деталізації

інформації, що підлягає включенню до звіту з оцінки впливу на довкілля.

Протягом 20 робочих днів з дня офіційного оприлюднення (17.01.18 р.)

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

зауважень і пропозицій від громадськості не надходило (лист Департаменту

екології та охорони природних ресурсів Сумської ОДА № 01-20/429 від

14.02.2018 р. наведений у додатку Є).

67

11. Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на

довкілля

У випадку встановлення необхідності проведення постпроектного

моніторингу, спостереження за станом атмосферного повітря, поверхневих.

підземних вод, грунтового покриву на родовищі може проводитися лабораторією

екологічних досліджень, лабораторією моніторингу вод та грунтів, лабораторією

екології східного регіону НДПІ ПАТ "Укрнафта" (атестати акредитації

лабораторії наведено в додатку Е) чи іншою спеціалізованою організацією.

12. Резюме нетехнічного характеру

Миколаївське родовище в адміністративному відношенні розташоване на

території Роменського району Сумської області.

Мета планової діяльності - продовження видобування корисних копалин на

Миколаївському родовищі, експлуатація обладнання, що забезпечує видобування

нафти і газу в межах гірничого відводу.

Миколаївське нафтогазоконденсатного родовище відкрите в грудні 1978 р.

випробуванням свердловини 1. Промислова розробка родовища ведеться з 2001 р.

На Миколаївському родовищі пробурені 8 свердловин. Станом на

01.12.2017р. експлуатаційний фонд становить: 2 нафтових свердловини, 1 газова,

1 газова свердловина у спостережному фонді, 1 газова свердловина в консервації,

3 свердловини ліквідовано.

Подальшу розробку Миколаївського родовища планується здійснювати

протягом 2017 – 2054 рр. за варіантом, який передбачає експлуатацію об’єктів за

допомогою діючих та проектних свердловин (одна експлуатаційна (148) та три

розвідувальні (6, 7, 8)). Крім того, передбачається буріння другого стовбура у

свердловині 148.

На даний час на родовищі в діючому фонді перебуває тільки одна

свердловина 145. Кількість викидів від факельного амбару становить 257,161 г/с,

на межі СЗЗ концентрації забруднюючих речовин не перевищують нормативів

гранично-допустимих концентрацій.

Загальна площа відведених земельних ділянок під існуючі об’єкти

Миколаївського родовища складає – 4,4280 га.

На території ліцензійної ділянки родовища відсутні об’єкти природно-

заповідного фонду (Додаток Б).

68

13. Список посилань

1. Проект промислової розробки Миколаївського нафтогазоконденсатного

родовища (заключний): звіт про науково-дослідну роботу НДПІ

ПАТ "Укрнафта" за наряд-замовленням № 210535/295-НЗ; відп.викон.

Січенко І. – Івано-Франківськ, 2017. – 228 с.

2. Інвентаризація джерел викидів забруднюючих речовин та розробка

документів, що обґрунтовують обсяги викидів в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами НГВУ “Охтирканафтогаз”: звіт про НТП за

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

Івано-Франківськ, 2008. − 253 с.

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

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

України № 173 від 19.06.1996, зареєстровано в Міністерстві юстиції

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

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

31.08.2009.

4. Індивідуальний робочий проект на споруджування експлуатаційної

свердловини № 55-Г Ярошівського родовища. Том 1. Пояснювальна

записка. Книга 2. Оцінка впливів на навколишнє середовище (ОВНС) та

рекультивація землі./ О. Качкан – Івано-Франківськ, 2015. – 142 с.

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

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

нормативів”

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

час споруджування свердловин на нафту та газ. Київ, Держгеослужба

України, 2005

7. Документи, у яких обґрунтовуються обсяги викидів для отримання дозволу

на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря стаціонарними

джерелами для ПАТ "Укрнафта" (ЦВНГ №3 Миколаївського родовища

НГВУ "Охтирканафтогаз") / звіт НДПІ ПАТ "Укрнафта"// Л.С.Костюк -

Охтирка, - 2008. – 37 с.

8. Відбір та проведення лабораторних досліджень води, грунту на території

діяльності в разі необхідності за заявкою замовника (вимога ДЕІ, тощо) та

виникненні аварійних ситуацій (орієнтовно в кількості до 50 зразків), в т.ч.

контроль за процесами біодеструкції нафтошламів та забруднених грунтів

на об'єктах НГВУ "Охтирканафтогаз": звіт про НТП за наряд-замовленням

№ 210461 / НДПІ ПАТ "Укрнафта"; кер.роб.: Пукіш А. – Івано-Франківськ,

2016. – 31 с.

9. Оцінка впливу діяльності виробничих об’єктів Артюхівського родовища на

навколишнє середовище, НПО “Інтеррадіоекологія”, відпов. викон.

Василенко В. Я., м. Київ, 2001 р.

10. Проведення моніторингу техногенно засолених грунтів нафтогазових

родовищ по Охтирському району (Бугруватівське, Качанівське,

69

70

Додаток А

71

72

73

74

75

76

77

78

Додаток Б

79

Додаток В

80

Додаток Г

81

82

83

Додаток Д

84

85

86

87

88

89

90

91

92

93

94

95

96

97

98

99

100

101

102

103

104

105

106

107

108

109

110

111

112

113

Додаток Е

114

115

116

117

118

119

120

121

122

123

124

125

Додаток Є

126

127

128

129

130

131

132

133

134

135

136