Опис планової діяльностіeia.menr.gov.ua/uploads/documents/2622/reports/77225c90e7535ad1e62731706792ffa5.pdfДОДАТОК Б Державний акт на право

2

ЗМІСТ

1 Опис планованої діяльності ................................................................... 6

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності ................................. 6

1.2 Цілі планованої діяльності ..................................................................... 8

1.3 Опис характеристик діяльності ............................................................. 8

1.3.1 Загальні відомості про родовище та історія його розробки ............... 8

1.3.2 Стан експлуатації свердловин ............................................................... 8

1.3.3 Система збору та транспортування нафти і газу ................................. 9

1.4 Опис очікуваних об’ємів водоспоживання і водовідведення .......... 10

1.5 Оцінка за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів

(скидів), забруднення води, повітря, ґрунту та надр, шумового,

вібраційного, світлового, теплового та радіаційного забруднення, а

також випромінення, які виникають у результаті провадження

планованої діяльності ........................................................................... 13

1.5.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в атмосферне

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

1.5.2 Оцінка очікуваної кількості утворення відходів ............................... 16

1.5.3 Оцінка очікуваного впливу на ґрунт та надра ..................................... 21

1.5.4 Оцінка очікуваних шумового забруднення ........................................ 22

1.5.5 Оцінка очікуваного радіаційного забруднення ................................. 22

1.5.6 Оцінка очікуваного вібраційного, світлового та теплового

забруднення ........................................................................................... 23

1.5.7 Опис характеристик діяльності протягом виконання підготовчих і

будівельних робіт та провадження планованої діяльності, у тому

числі (за потреби) роботи з демонтажу .............................................. 24

2 Опис виправданих альтернатив планованої діяльності, основних

причин обрання запропонованого варіанта з урахуванням

екологічних наслідків ........................................................................... 26

3 Опис поточного стану довкілля та опис його ймовірної зміни без

здійснення планованої діяльності в межах того, наскільки природні

зміни від базового сценарію можуть бути оцінені на основі

доступної екологічної інформації та наукових знань ....................... 27

3.1 Кліматична характеристика ................................................................. 27

3.2 Дані про стан атмосферного повітря .................................................. 28

3.3 Дані про стан поверхневих вод ........................................................... 29

3.5 Дані про стан ґрунтового покриву ...................................................... 34

3.6 Дані про радіаційний стан території ................................................... 35

3.7 Дані про стан флори і фауни ................................................................ 36

3.8 Ймовірність зміни базового сценарію без здійснення діяльності ... 38

4 Опис факторів довкілля, які ймовірно зазнають впливу з боку

планованої діяльності ........................................................................... 39

5 Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої

діяльності ............................................................................................... 42

3

5.1 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при

проведенні підготовчих робіт і будівельних робіт та провадження

планованої діяльності, включаючи роботи з демонтажу після

завершення такої діяльності ................................................................ 42


використанні земель, ґрунтів ............................................................... 43


водокористуванні та водовідведенні .................................................. 45


використанні супутньо-пластових вод ............................................... 47

5.5 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при викидах

забруднюючих речовин в атмосферне повітря .................................. 47

5.5.1 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при викидах

забруднюючих речовин в атмосферне повітря від ГЗУ .................... 48

5.5.2 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при викидах

забруднюючих речовин в атмосферне повітря від факельних

амбарів .................................................................................................... 63


здійснені скидів забруднюючих речовин в водні об’єкти ................ 70

5.7 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності шумовим

забрудненням ......................................................................................... 70

5.8 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності

вібраційним, світловим, тепловим забрудненням ............................. 72

5.9 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності радіаційним

забрудненням ......................................................................................... 72


здійснені операцій у сфері поводження з відходами ........................ 74

5.11 Опис і оцінка можливого ризику впливу планованої діяльності на

здоров’я людей ...................................................................................... 78

5.12 Оцінка соціального ризику планованої діяльності............................ 80

5.13 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності на природно

заповідні об’єкти та об’єкти культурної спадщини .......................... 82

5.14 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності на клімат, у

тому числі характер і масштаби викидів парникових газів, та

чутливістю діяльності до зміни клімату ............................................. 82

5.15 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності технологією

та речовинами, що використовуються ................................................ 83

6 Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки

впливів на довкілля ............................................................................... 86

7 Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання,

відвернення, уникнення, зменшення, усунення значного

негативного впливу на довкілля .......................................................... 89

8 Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на

довкілля .................................................................................................. 91

4

9 Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності

достатніх технічних засобів або знань), виявлених у процесі

підготовки звіту з оцінки впливу на довкілля ................................... 98

10 Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої

діяльності ............................................................................................... 99

11 Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на

довкілля ................................................................................................ 100

12 Резюме нетехнічного характеру ........................................................ 101

13 Перелік посилань ................................................................................ 102

ДОДАТОК А Спеціальний дозвіл на користування надрами .................. 104

ДОДАТОК Б Державний акт на право постійного користування

землею .................................................................................... 107

ДОДАТОК В Договори оренди земельних ділянок .................................. 112

ДОДАТОК Г Листи щодо наявності генерального плану ....................... 129

ДОДАТОК Д Дозвіл на спеціальне водокористування ............................ 134

ДОДАТОК Е Звітний баланс використання підземних вод за 2017 рік . 139

ДОДАТОК Ж Свідоцтво про атестацію ..................................................... 142

ДОДАТОК И Дозволи на викиди забруднюючих речовин в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами ..................................... 145

ДОДАТОК К Ліцензія щодо поводження з небезпечними відходами ... 159

ДОДАТОК Л Кліматична характеристика ................................................. 161

ДОДАТОК М Фонові концентрації забруднюючих речовин атмосферного

повітря .................................................................................... 164

ДОДАТОК Н Лист Департаменту екології та охорони природних ресурсів

Сумської ОДА ....................................................................... 169

ДОДАТОК П Результати досліджень якості води із артезіанської

свердловини ........................................................................... 171

ДОДАТОК Р Результати досліджень в місцях зберігання небезпечних

відходів .................................................................................. 176

ДОДАТОК С Лист щодо зауважень громадськості .................................. 181

5

ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ

ПАТ – Публічне акціонерне товариство;

НГВУ – нафтогазовидобувне управління;

НДПІ – науково дослідний і проектний інститут;

ОВД – оцінка впливу на довкілля;

ДКЗ – Державна комісія запасів;

ЦКР – центральна комісія розробки;

МОЗ –Міністерство охорони Здоров’я;

КМУ – Кабінет Міністрів України;

ГЗУ – групова замірна установка;

ГЗСУ – групова замірна сепараційна установка;

БГРа – блочна установка розподілу газліфтного газу;

УНТС – установка низькотемпературної сепарації;

УПС – установка попереднього скиду;

ЦТТ – цех технологічного транспорту;

ЦК та ПРС – цех капітального та підземного ремонту свердловин;

СПВ – супутньо-пластові води;

ГДК – гранично допустима концентрація;

ОБРВ – орієнтовний небезпечний рівень впливу;

СЗЗ – санітарно-захисна зона;

ХСК – хімічне споживання кисню;

БСК – біхроматичне споживання кисню;

ДБН – державні будівельні норми;

ДСТУ – державний стандарт України;

СОУ – стандарт організацій України;

ДСН – державні санітарні норми;

ПЛАС –план локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і аварій

ОСПУ – основні санітарні правила України;

ПЗФ – Природно-заповідний фонд

ДСанПін – Державні санітарні норми і правила;

МР – методичні рекомендації

6

1 ОПИС ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності

Ярмолинцівське газоконденсатне родовище (далі – родовище)

розташоване на території Роменського району Сумської області на землях

Коржівської сільської ради та Артюхівської сільської ради.

В межах ліцензійної ділянки родовища частково знаходиться села

Артюхівка та Ярмолинці. Найближчими населеними пунктами поблизу

родовища є села Шумське, Москалівка, Попівка, Садове, Коржі. Обласний центр

місто Суми знаходиться в північно-східному напрямі на відстані 110 км від

родовища, районний центр місто Ромни знаходиться в північно-східному

напрямі на відстані 9 км. Населені пункти зв`язані між собою мережею

асфальтованих і ґрунтових шляхів. В економічному відношенні даний район

переважно сільськогосподарський. З корисних копалин, крім нафти і газу,

присутні будівельні піски і глини, які використовуються для місцевих потреб, а

також підземні води кайнозойських відкладів. Артюхівське родовище

знаходиться в північно-західному напрямку на відстані 0,1 км, Коржівське

родовище знаходиться в північно-східному напрямку на відстані 0,3 км,

Перекопівське родовище знаходиться в південно-східному напрямку на відстані

1 км, Лосищінська ділянка знаходиться в західному напрямку на відстані 2 км.

В фізико-географічному відношенні територія родовища розташована в

межах Роменсько-Гадяцького району Північнополтавської височинної області

Лівобережнодніпровської Лісостепової зони Східноєвропейської рівнини.

Оглядова карта розташування родовища наведена на рисунку 1.1.

Рельєф району представляє собою піднесену лесову рівнину, розчленовану

мережею річкових долин і ярів. Середня ширина елементарного схилу рельєфу

місцевості коливається в діапазоні від 0,4 до 0,3 км, відносне перевищення

водорозділів над тальвегами від 20 до 30 м. Абсолютні відмітки земної поверхні

в районі родовища становлять від 150 м до 200 м.

Родовище експлуатується на підставі спеціального дозволу на

користування надрами від 21.12.99 реєстраційний номер 2060 (додаток А).

Площа території родовища становить 17,50 км2.

Земля використовується на підставі Державного акту на право постійного

користування землею від 17.01.02 ІІ-СМ № 001012 (додаток Б) та договорів

оренди землі: від 05.10.06 № 653-ОР, від 29.11.06 № 906-ОР (додаток В).

Викопіювання з генерального плану, зонінгу та детального плану

територій в межах ліцензійної ділянки родовища та містобудівна документація

не передбачається відповідно до положень шостого абзацу частини першої статті

четвертої та пункту п’ятого частини третьої статті двадцять четвертої Закону

України "Про регулювання містобудівної діяльності" від 17.02.11 № 3038-VI та

Правил розробки нафтових та газових родовищ, що затвердженні наказом

Міністерства екології та природних ресурсів України від 15.03.17 № 118.

Згідно з запитами НГВУ "Охтирканафтогаз" отримано відповідь

Коржівської сільської ради, лист від 02.12.18 № 434 (додаток Г), що генеральний

план не виготовлений, зонінгу немає, та відповідь Артюхівської сільської ради,

7

лист від 03.12.18 № 02-31/553, яким надано копію карти с. Артюхівка

(додаток Г).

Рисунок 1.1 – Оглядова карта розташування родовища

8

1.2 Цілі планованої діяльності

Основною метою планованої діяльності НГВУ "Охтирканафтогаз" є

продовження видобування на Ярмолинцівському родовищі корисних копалин –

вуглеводнів (газ природний, конденсат, супутні: етан, пропан, бутани) та

експлуатація відповідного обладнання. Передбачена розробка покладів наявним

фондом свердловин.

1.3 Опис характеристик діяльності

1.3.1 Загальні відомості про родовище та історія його розробки

Родовище відкрите у 1984 році в результаті випробування турнейських

відкладів у свердловині 2, з якої отримано промисловий приплив газу з

конденсатом В 2004 році затверджено звіт "Уточнення геологічної будови та

перерахунок запасів Ярмолинцівського родовища", протокол ДКЗ України

№ 891 від 15.10.2004 року.

У 2008 році ВАТ "Укрнафта" виконано та затверджено "Технологічну

схему розробки Ярмолинцівського газоконденсатного родовища". Протоколом

ЦКР від 03.12.08 № 49.

В 2013 році НДПІ ПАТ "Укрнафта" виконано та затверджено "Корективи

технологічних показників розробки Ярмолинцівського газоконденсатного

родовища", протокол ЦКР від 29.01.14 № 78 [1].

В геологічній будові родовища беруть участь осадові породи

палеозойського (девонський, кам’яновугільний і пермський періоди),

мезозойського і кайнозойського віку.

Розкритий свердловинами розріз характерний для центральної частини

Дніпровсько-Донецької западини. Найбільш древніми розкритими породами в

межах площі є турнейські відклади нижнього карбону.

На Ярмолинцівському родовищі вуглеводневонасиченою являється

кам’яновугільна система (C) [2].

Ярмолинцівське газоконденсатне родовище розташоване в північній

прибортовій зоні північно-західної частини Дніпровсько-Донецької западини і

приурочене до південного схилу Артюхівського виступу фундаменту .

Станом на 01.08.18 із надр Ярмолинцівського родовища видобуто

172 млн. м3 газу вільного та 83 тис. т конденсату.

1.3.2 Стан експлуатації свердловин

На Ярмолинцівському газоконденсатному родовищі пробурено 11

свердловин.

Станом на 01.01.2019 р. експлуатаційний фонд налічує: 2 газові

свердловини (№№ 2, 40). У спостережному фонді – 1 свердловина (№ 4) та в

консервації – 1 свердловина (№ 41). У фонді ліквідованих перебувають 7

свердловин (№№ 1, 3, 5, 6, 7, 8, 42).

9

1.3.3 Система збору та транспортування нафти і газу

Продукція свердловин родовища надходить по викидним лініям до

групової замірної установки "Ярмолинці" (далі - ГЗУ), де проводиться розподіл

і подача газліфтного газу на свердловини, індивідуальний періодичний замір

дебіту свердловин та подача газоконденсатної суміші у викидний колектор "ГЗУ

Ярмолинці – установки низькотемпературної сепарації Артюхівка". Структурна

схема об’єктів збору продукції свердловин родовища наведено на рисунку 1.2.

Рисунок 1.2 – Структурна схема збору продукції свердловин родовища

Газліфтний газ високого тиску із газозбірного колектора "ГЗСУ Коржі −

Артюхівка" по газопроводу газліфтного газу поступає на блочну установку

розподілу газліфтного газу (далі - БГРа). В БГРа після проходження заміру

загальної кількості, газліфтний газ, який поступає на ГЗУ "Ярмолинці",

розподіляється по газліфтним свердловинам. При подачі газу на свердловини в

БГРа проходить посвердловинний замір кількості газу, який подається в дану

газліфтну лінію. Із газліфтних ліній, газ, в якості робочого агенту через газліфтну

обв`язку поступає в затрубний (трубний) простір свердловини де виконує роботу

по підйому рідини із свердловини. Із свердловини, по викидних трубопроводах

шлейфах, продукція поступає на вхідну розподільчу гребінку ГЗУ і далі, по

робочому колектору гребінки і трубопроводу колектору на площадку установку

низько температурної сепарації (далі – УНТС) "Артюхівка" для подальшої

підготовки. Технологічна схема збору продукції ГЗУ зображена на рисунку 1.3.

Для проведення заміру продукція однієї із свердловин від вхідної гребінки

по замірному колектору поступає на замірний сепаратор С-1, де проходить

індивідуальний замір дебіта свердловин по газу на замірній діафрагмі і

конденсату на тензоваговій установці. Після замірного сепаратора вся продукція,

яка пройшла замір (газ, конденсат в суміші з водою) також поступає в робочий

колектор і далі на площадку УНТС "Артюхівка".

Ділянка сепарації високонапірного газу включає в себе первинний

сепаратор С-2. Продукція свердловини 2 Ярмолинці із вхідної гребінки по

трубопроводу поступає на вхід сепаратора С-2, де проходить її сепарація.

Скид рідини та дренаж з сепаратора С-2 здійснюється по трубопроводу на

вхідну гребінку ГЗУ з наступною подачею на замір в тензовагову установку С-1

або в колектор "ГЗУ Ярмолинці – ГЗУ-1 Артюхівка". Скид рідини здійснюється

автоматично за допомогою електропривідної засувки, яка спрацьовує при

граничних рівнях в сепараторі. Також керування електрозасувкою передбачено

в ручному режимі.

10

Рисунок 1.3 - Технологічна схема збору продукції ГЗУ

Скид газу із запобіжного клапана типу СППК-4-50-160 здійснюється на

продувальну свічу.

Для попередження гідратоутворення на площадці ГЗУ "Ярмолинці"

передбачено інгібіторне господарство. Подача інгібітору гідратоутворення

здійснюється за допомогою дозувальних насосів НД по інгібіторопроводу в лінії

подачі газліфтного газу на свердловини.

Газ, який виділився в сепараторі С-2 по трубопроводу проходить вузол

обліку газу. Вимірювання витрати газу здійснюється за допомогою замірної

діафрагми типу ДВС-32-100 та комплексу обліку газу на базі обчислювача типу

ВК-011. Заміряний газ подається в лінію входу газу на БГРа або в газозбірний

колектор газу Ярмолинцівського родовища, а далі в трубопровід транспорту газу

із ГЗУ "Ярмолинці" на УНТС "Артюхівка" [1].

1.4 Опис очікуваних об’ємів водоспоживання і водовідведення

Джерела постачання води на території Ярмолинцівського родовища

відсутні.

Для забезпечення господарсько-питних потреб персоналу ГЗУ

використовується привозна вода. Водовідведення побутових стічних вод

здійснюється в вигрібну яму з подальшим вивозом згідно угоди з комунальним

підприємством "Комбінат комунальних підприємств" Роменської міської ради

про надання послуг з вивезення рідких побутових відходів № 1839-Р від 13.11.17.

Використання води для задоволення виробничих потреб при експлуатації

свердловин на родовищі відбувається при виконання наступних технологічних

11

операцій – глушіння свердловин та їх промивання, виправлення негерметичності

цементного кільця, встановлення цементного мосту, ліквідація порушень

обсадної колони, опресування обсадної колони, закачування в пласт різних

робочих агентів, опресування пакера в свердловині, досліджень технічного стану

свердловин. Вищенаведені операції здійснюються згідно з індивідуальним

оперативним планом виконання технологічних операцій на свердловині.

Періодичність і кількість виконання операцій залежить від параметрів роботи

свердловини. Вода для проведення вищенаведених технологічних операцій на

Ярмолинцівському родовищі використовується пластова з наливом на УПС

Артюхівського родовища та частково з свердловини № 208, яка розташована в

селі Артюхівка, на підставі дозволу на спеціальне водокористування від 22.09.14

№ УКР 0079 СУМ з терміном дії 22.09.2020, виданого Департаментом екології,

паливно-енергетичного комплексу та природних ресурсів Сумської ОДА

(додаток Д). Транспортування води та водних розчинів до виробничих об’єктів

Ярмолинцівського родовища здійснюється за допомогою автоцистерн та

спеціалізованої техніки.

Використання води на підготовку вуглеводневої продукції на

Ярмолинцівському родовищі відсутнє, оскільки підготовка вуглеводневої

продукції безпосередньо на Ярмолинцівському родовищі не здійснюється,

відбувається тільки сепарація (розділення на газову та рідинну складові)

видобутої рідини.

Продукція нафтових свердловин родовища по викидним лініям

транспортується на УНТС "Артюхівка" Артюхівського родовища, де

безпосередньо здійснюється попередня підготовка. Схема транспортування

продукції наведена на рисунку 1.2.

Використання води на УНТС "Артюхівка" для попередньої підготовки

продукції, яка видобута на Ярмолинцівському родовищі, здійснюється з

свердловини № 208, яка розташована в селі Артюхівка, на підставі дозволу на

спеціальне водокористування від 22.09.14 № УКР 0079 СУМ з терміном дії

22.09.2020, виданого Департаментом екології, паливно-енергетичного

комплексу та природних ресурсів Сумської ОДА (додаток Д).

Відповідно до затвердженого варіанту "Технологічної схеми розробки

Ярмолинцівського газоконденсатного родовища" видобуток газу складе

355,19 млн. м3 за проектний період. Нормативна потреба води при експлуатації

свердловин Ярмолинцівського родовища та при підготовці продукції даного

родовища за проектний період розробки родовища, а також норми

водовідведення наведені у таблицях 1.1-1.2. Нормативи водоспоживання і

водовідведення розраховано відповідно до вимог СОУ 09.1-20077720-020:2014

"Водоспоживання та водовідведення при бурінні свердловин, видобуванні нафти

і газу. Правила розроблення норм і нормативів".

Вода із свердловини № 208, яка розташована в селі Артюхівка

використовується НГВУ "Охтирканафтогаз" для задоволення господарсько-

побутових та технологічних потреб для видобування вуглеводнів із декількох

родовищ, в тому числі Ярмолинцівського. Звітний баланс використання

12

підземних вод із свердловини № 208, яка розташована в селі Артюхівка, за 2017

рік за форма № 7-ГР (підземні води) (річна) наведений у додатку Е.

Фактичне водоспоживання в процесі ведення видобування вуглеводнів на

Ярмолинцівському родовищу відповідно проведеного аналізу за 2017 рік

становить:

- на господарсько-питні потреби – 14,6 м3;

- на виробничі потреби (проведення капітальних та підземних ремонтів

свердловин з використанням пластових вод) вода не використовувалась.

Враховуючи фактичні обсяги використання води вплив на природні

ресурси мінімальний.

Таблиця 1.1 – Нормативна потреба води при видобуванні газу

Сп

осі

б в

ир

об

ни

цтв

а/о

б'є

кт

Най

мен

уван

ня п

ро

ду

кц

ії

Од

ин

иц

і н

ор

ми

ви

ко

ри

стан

ня в

од

и

Норми використання води, м3/одиниця виміру продукції

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

свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

свіжа

вода

об

ор

отн

а/п

овто

рн

о-п

осл

ідо

вн

о

ви

ко

ри

ста

на

во

да

втр

ати

без

по

во

ро

тне

спо

жи

ван

ня в

од

и

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

пи

тна

тех

ніч

на

Всь

ого

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

ван

ня г

азу

Пр

ир

од

ни

й г

аз

м3/1

00

ти

с. м

3

газу

2

,39

18

,08

13

1,4

2

9,2

0,0

0,0

9

4,1

8

0,0

0,0

0,0

1,9

3

3,1

8

0,0

0,0

0,0

4,4

1

25

,44

29

,85

13

1,4

2

9,2

0,0

0

35

51

,9

тис.

м3

8,5

64

,2

46

6,8

32

,7

0,0

0,3

14

,8

0,0

0,0

0,0

6,9

11

,3

0,0

0,0

0,0

15

,7

90

,4

10

6,0

46

6,8

32

,7

0,0

Таблиця 1.2 – Норми 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

м3/100

тис. м3 100 тис. м3 11,48 4,13 2,03 17,64

3551,9 тис. м3 40,8 14,7 7,2 62,7

13

1.5 Оцінка за видами та кількістю очікуваних відходів, викидів

(скидів), забруднення води, повітря, ґрунту та надр, шумового,

вібраційного, світлового, теплового та радіаційного забруднення, а також

випромінення, які виникають у результаті провадження планованої

діяльності

1.5.1 Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря

Оцінка викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря на родовищі

проводиться на основі Звіту по інвентаризації стаціонарних джерел викидів

забруднюючих речовин в атмосферне повітря від 2008 року, яку провела група

екологічних досліджень відділу екології НДПІ, реєстраційне свідоцтво від

28.11.05 № 2/05 на право проведення інвентаризації викидів забруднюючих

речовин у атмосферне повітря, виданого Державним управлінням екології та

природних ресурсів в Івано-Франківській області, свідоцтво про атестацію від

18.10.05 № ІФ 56, виданого Івано-Франківським регіональним науково-

виробничим центром стандартизації, метрології та сертифікації та Звіту по

інвентаризації стаціонарних джерел викидів забруднюючих речовин в

атмосферне повітря від 2014 року, яку провела група екологічних досліджень

відділу екології НДПІ, свідоцтво про атестацію від 27.10.14 № ІФ 03-ХА-2011,

виданого ДП "Івано-Франківським науково-виробничим центром стандартизації,

метрології та сертифікації" (додаток Ж).

На даний час на родовищі розташований майданчик групової замірної

установки (ГЗУ), яка буде експлуатуватися під час здійснення планованої

діяльності, із стаціонарними джерел викидів забруднюючих речовин та

парникових газів в атмосферне повітря на підставі дозволу на викиди

забруднюючих речовин в атмосферне повітря стаціонарними джерелами від

01.07.11 № 5924185405-1, строк дії по 16.04.19 (додаток И) та факельні амбари

свердловин № 2, № 40, № 41 родовища які будуть експлуатуватися під час

здійснення планованої діяльності, із стаціонарними джерел викидів

забруднюючих речовин та парникових газів в атмосферне повітря на підставі

дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря стаціонарними

джерелами від 13.05.14 № 5924185405-1, строк дії по 13.05.24 (додаток И).

Промислові майданчики ГЗУ та факельних амбарів свердловин № 2, № 40,

№ 41 родовища відноситься до 3 класу небезпеки (розділ „Підприємства по

видобуванню руд та нерудних копалин”, клас III, санітарно-захисна зона 300 м,

п. 1 „Підприємство по видобуванню нафти при викиді сірководню до 0,5 т/д з

малим вмістом летких вуглеводнів”), і для нього встановлено нормативний

розмір санітарно-захисної зони 300 м [4] [5].

Карта-схеми району розташування промислового майданчика ГЗУ та

майданчиків факельних амбарів свердловин № 2, № 40, № 41 родовища з

нанесеними санітарно-захисними зонами наведені на рисунках 5.1 та 5.3.

За результатами інвентаризації від 2008 року на промисловому майданчику

ГЗУ виявлено 11 потенційних джерел викидів забруднюючих речовин [6].

14

Джерело викиду № 9001 – організоване – труба вентиляційна блоку

розподілення газліфтного газу БГРа-1. Викиди в атмосферу відбуваються при

примусовій вентиляції приміщення блоку. Забруднюючі речовини – метан, етан,

пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерела викиду № 9002, 9003 – організовані – дефлектора блоку


природній вентиляції приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан,


Джерело викиду № 9004 – організоване – свіча тензовагової установки.

Викиди в атмосферу відбуваються при перевірці запобіжних клапвнів.

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

Джерело викиду № 9005 – організоване – свіча від запобіжних клапанів.

Викиди в атмосферу відбуваються при ревізії запобіжних клапанів.


Джерело викиду № 9006 – організоване – дихальний клапан ємності

метанольної (Е-1) V = 10 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при зберіганні

метанолу. Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9007 – організоване – дихальний клапан дренажної

ємності Е-2 V=1,6 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при зберіганні

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

Джерело викиду № 9008 – неорганізоване – насосна (насос для подачі

метанолу НД-25/250). Викиди в атмосферу відбуваються при подачі метанолу.

Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9009 – неорганізоване – насосна (насос для

закачування метанолу АНЦ-Е-32-160). Викиди в атмосферу відбуваються при

закачці метанолу. Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9010 – неорганізоване площинне – фарбувальний пост.

Викиди відбуваються при використанні фарби ПФ-115 для ремонтних робіт.

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

Джерело викиду № 9011 – неорганізоване площинне – зварювальний пост.

Викиди відбуваються при зварюванні та газовому різанні металевих виробів.

Забруднюючі речовини – залізо, манган та його сполуки, оксиди азоту, вуглецю,

фтористий водень, фториди, пил неорганічний. Схема розташування

стаціонарних джерел викидів забруднюючих речовин, що здійснюють вплив на

довкілля, на промисловому майданчику ГЗУ наведена на рисунку 5.2.

За результатами інвентаризації від 2014 року на промислових майданчиках

факельних амбарів виявлено 3 потенційних джерел викидів забруднюючих

речовин [7].

Джерела викиду № 906, 907, 908 – неорганізовані площинні – факельні

амбари, що розташовані на свердловинах. Викиди в атмосферу відбуваються при

спалюванні газу під час продування трубопроводів. Забруднюючі речовини –

оксиди азоту (в перерахунку на діоксид азоту), оксид вуглецю, суспендовані

частинки, недиференційовані за складом, метан, двооксид вуглецю, азоту (1)

оксид (N2O). Схема розташування стаціонарних джерел викидів забруднюючих

15

речовин, що здійснюють вплив на довкілля, на промислових майданчиках

факельних амбарів родовища наведена на рисунку 5.22.

Валові обсяги викидів забруднюючих речовин від стаціонарних джерел

викидів визначені розрахунково за питомими викидами та об'ємом використаної

сировини. Сумарні валові викиди забруднюючих речовин від стаціонарних

джерел майданчика ГЗУ становлять 0,4977 т/рік, в тому числі парникових газів

0,2729 т/рік [6]. Обсяги валових викидів забруднюючих речовин та парникових

газів по кожній речовині наведено в таблиці 1.3 та таблиці 1.4.

Сумарні валові викиди забруднюючих речовин від стаціонарних джерел

майданчиків факельних амбарів становлять 214,2844 т/рік, в тому числі

парникових газів 194,8196 т/рік [7]. Обсяги валових викидів забруднюючих

речовин та парникових газів по кожній речовині наведено в таблиці 1.5 та

таблиці 1.6.

Таблиця 1.3 – Валові викиди забруднюючих речовин Викиди забруднюючих речовин

код найменування одиниця

виміру

фактичний

викид

Всього т/рік 0,4977

123 Залізо та його сполуки (у перерахунку на залізо) т/рік 0,0005

143 Манган та його сполуки (у перерахунку на діоксид мангану) т/рік 2,07E-05

301 Оксиди азоту (у перерахунку на діоксид азоту) т/рік 0,0002

337 Оксид вуглецю т/рік 0,0003

342 Фтористий водень т/рік 1,26E-05

343 Фториди добре розчинні неорганічні т/рік 4,80E-05

344 Фториди погано розчинні неорганічні т/рік 2,70E-05

402 Бутан т/рік 0,0307

403 Гексан т/рік 0,0245

405 Пентан т/рік 0,0212

410 Метан т/рік 0,2727

616 Ксилол т/рік 0,0034

1052 Спирт метиловий т/рік 0,0167

2752 Уайт-спірит т/рік 0,0034

2908 Пил неорганічний, який містить двоокис кремнію у %:70-20 т/рік 0,0000

10304 Пропан т/рік 0,0581

10305 Етан т/рік 0,0658

11510 Аерозоль фарби т/рік 0,0002

Таблиця 1.4 – Валові викиди парникових газів


виміру

фактичний

викид




16

Таблиця 1.5 – Валові викиди забруднюючих речовин

Код Найменування Одиниця

виміру

Фактичний

викид



337 Оксид вуглецю т/рік 17,6469


2902 Суспендовані частинки, недиференційовані за складом т/рік 2,1176

11812 Вуглецю діоксид т/рік 192,5608

11815 Азоту (1) оксид (N2O) т/рік 0,0003

Таблиця 1.6 – Валові викиди парникових газів


виміру

фактичний

викид




11812 Вуглецю діоксид т/рік 192,5608


майданчиків родовища становлять 215,0821 т/рік, в тому числі парникових газів

195,0925 т/рік.

1.5.2 Оцінка очікуваної кількості утворення відходів

Оцінка утворення відходів на родовищі проводиться на основі Матеріалів

інвентаризації промислових відходів НГВУ "Охтирканафтогаз" від 2014 року.

Інвентаризація відходів виробництва проведена відповідно до Закону України, з

урахуванням вимог "Порядку ведення державного обліку та паспортизації

відходів" затвердженого постановою Кабінету Міністрів від 01.10.99 № 2034.

На підприємстві виявлено основне виробництво, що має безпосереднє

відношення до якісного та кількісного складу утворення відходів на родовищі під

час здійснення планованої діяльності, а також допоміжне виробництво, що має

опосередковане відношення до якісного та кількісного складу утворення відходів

[8].

Основне виробництво родовища

Технологічним процесом основного виробництва є видобуток, збір

продукції свердловин, індивідуальний замір дебіту свердловин та подальше

транспортування, що здійснюється на промисловому майданчику ГЗУ. В

результаті основної виробничої діяльності на родовищі з різною періодичністю

утворюються наступні відходи:

масла та мастила відпрацьовані або зіпсовані різного типу;

брухт чорних металів;

огарки електродів;

промаслене ганчір’я;

17

лампи розжарювання відпрацьовані;

лампи люмінесцентні відпрацьовані;

тара металева використана чи забруднена;

шлами септиків;

відходи комунальні змішані.

Допоміжне виробництво

Технологічним процесом допоміжного виробництва є транспортне

забезпечення та планово попереджувальний, поточний і капітальний ремонт


Транспортне забезпечення родовищ здійснюється цехом технологічного

транспорту (ЦТТ) автоколони № 2, № 3, № 4, № 6, № 7, № 8, тракторна колона

№ 5 НГВУ "Охтирканафтогаз". При цьому проводиться експлуатація, технічне

обслуговування, поточний та капітальний ремонт транспортних засобів. В

результаті допоміжної виробничої діяльності у цеху технологічного транспорту

можуть з різною періодичністю утворюватися відходи, що мають опосередковане

відношення до планової діяльності на родовищі:

відпрацьовані акумуляторні батареї свинцеві кислотні;

шини зношені або зіпсовані;

масла та мастила технічні відпрацьовані або зіпсовані різного типу (у

тому числі. моторні, трансмісійні);

гальмівні накладки та фільтри: паливні, повітряні, масляні;


пісок, що містить нафтопродукти;

шлам миття деталей;

стружка чорних металів, що утворюється в процесах механічної

обробки;

абразивні круги відпрацьовані або зіпсовані;

пил металево-абразивний;


мул карбідний;



брухт кольорових металів;

шлам локальних очисних споруд мийки автотранспорту;

тирса деревини;




Планово попереджувальний, поточний і капітальний ремонт свердловин та

ремонт виробничого обладнання встановленого на свердловинах здійснює цех

капітального та підземного ремонту свердловин (ЦК та ПРС) НГВУ

"Охтирканафтогаз". У цеху капітального та підземного ремонту свердловин

18

можуть з різною періодичністю утворюватися наступні відходи, що мають

опосередковане відношення до планової діяльності на родовищі:

масла та мастила технічні відпрацьовані або зіпсовані різного типу (у

тому числі. моторні, трансмісійні);


шлам миття деталей;

абразивні круги відпрацьовані або зіпсовані;

пил металево-абразивний;







Матеріалами інвентаризації промислових відходів визначено

номенклатура відходів та елементарні технологічні процеси їх утворення.

Встановлено середньорічні передбачувані нормативно-допустимі обсяги

утворення відходів в цілому по НГВУ "Охтирканафтогаз". Дані щодо відходів які

мають безпосереднє та опосередковане відношення до планової діяльності на

родовищі наведені в таблиці 1.7. Видовий склад відходів, які утворюються в

структурних підрозділах НГВУ "Охтирканафтогаз" характерний для підприємств

нафто-газового комплексу.

Таблиця 1.7 – Характеристика відходів в цілому по НГВУ

«Охтирканафтогаз»

№

п/п Код і найменування відходів

Клас

небезпеки

Елементарний технологічний

процес

Нормативні

обсяги

утворення

відходів, т

1 2 3 4 5

1

7710.3.1.26

Лампи люмінесцентні та відходи, які містять ртуть,

інші зіпсовані або відпрацьовані

І Освітлення

приміщень

0,330/

1100 шт.

2 6000.2.9.04

Батареї свинцеві зіпсовані або відпрацьовані ІІ

Технічне обслуговування

автотранспорту 20,0

3

6000.2.9.03

Шини, зіпсовані перед початком експлуатації,

відпрацьовані, пошкоджені чи забруднені під час

експлуатації

ІV Технічне обслуговування


4 6000.2.8

Відходи масел технічних ІІІ

Технічне обслуговування


5

7730.3.1.06

Матеріали обтиральні зіпсовані, відпрацьовані чи

забруднені

ІV

Ремонт і техобслуговування

автотранспорту та

виробничого обладнання

1,2

6 2820.2.1

Відходи механо-оброблення ІV

Ремонт виробничого

обладнання та автотранспорту 1,0

7

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації,

транспортних засобів, не позначені іншим способом



19

Кінець таблиці 1.7

8

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації


ІІІ Технічне обслуговування


9

6000.2.9





10

2910.1.0.12

Матеріали абразивні та вироби з них зіпсовані¸

забрудненні або не ідентифіковані, які не можуть

бути використанні за призначенням

ІV Ремонт виробничого


11

2820.20.1.01

Ошурки та стружка токарна металів чорних, що

утворюються від процесів їх формування

ІV Ремонт виробничого


12 2910.2.9.01

Брухт металевий ІV



13 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший ІV



14 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації ІV



15 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання ІV



16 2000.2.2.17

Тирса деревинна ІV Ремонтно-будівельні роботи 10,0

17 7710.3.1.09

Брухт кольорових металів дрібний інший ІV



18 2820.2.1.20




19

7710.3.1.03

Бій скла технічного та скловиробів, що не підлягає

спеціальному обробленню

ІІІ Освітлення приміщень 0,4

20

7710.3.1.07

Тара металева використана, в т.ч. дрібна, за

винятком відходів тари, що утворилася під час

перевезень

ІV


обладнання та транспорту

Ремонтно-будівельні роботи

0,8

21 7720.3.1.01

Відходи комунальні змішані, у т.ч. сміття з урн ІV

Прибирання території

підприємства виробничих та

адміністративних приміщень

500,0

22 7730.3.1.04

Абсорбенти зіпсовані, відпрацьовані чи забруднені ІV Відвантаження нафти 1,0

23

1110.2

Відходи виробничо-технологічні видобування та

первинного оброблення нафти сирої та газу

ІV

Видобування і

транспортування вуглеводної

сировини

300 м3

24

2910.1.0.05

Мастила (суміші) зіпсовані, забруднені або не

ідентифіковані, їх залишки, які не можуть бути

використані за призначенням

ІІ Ремонт виробничого

обладнання та транспорту 0,5

25

7730.3.1.02

Матеріали пакувальні пластмасові зіпсовані,

відпрацьовані чи забруднені

ІV


обладнання та транспорту

Ремонтно-будівельні роботи

Використання хімічних

речовин

5,0

26

6000.2.9

Відходи, які утворились під час експлуатації

транспортних засобів та перевезень, не позначені

іншим способом або комбіновані

ІІІ Експлуатація автотранспорту 5 м3

27 7720.3.1.02

Шлам септиків ІV

Очищення господарсько-

побутових стоків на ЛОС 10,0

20

В структурних підрозділах НГВУ "Охтирканафтогаз" здійснюється

первинний облік відходів згідно форми № 1-ВТ "Облік відходів та пакувальних

матеріалів і тари", яка затверджена наказом Міністерства охорони навколишнього

середовища України від 07.07.08 № 342.

Згідно даних первинного обліку відходів за 2017 рік при здійсненні основної

виробничої діяльності безпосередньо на родовищі було утворено 0,032 т відходів

3 класу небезпеки, 2,398 т відходів 4 класу небезпеки, а також 1,6 м3 твердих

побутових відходів. Інформація про обсяг утворення по видам відходів при

здійсненні основної виробничої діяльності безпосередньо на родовищі наведена в

таблиці 1.8.

Таблиця 1.8 – Кількість утворених відходів по основному виробництва на

родовищі за 2017 рік

№

п/п Код, найменування відходів

Одиниці

вимірювання

Клас

небезпеки

Кількість

відходів за 2017

рік

1 6000.2.8

Відходи масел технічних т 3 0,021

2 7730.3.1.06

Матеріали обтиральні зіпсовані, відпрацьовані чи


т 4 0,005

3 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший т 4 0,038

4 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації т 4 2,327

5 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання т 4 0,011

6 7710.3.1.07

Тара металева використана, в т.ч. дрібна, за

винятком відходів тари, що утворилася під час

перевезень

т 4 0,004

7 7720.3.1.01

Відходи комунальні змішані, у т.ч. сміття з урн м3 4 1,6

8 7720.3.1.02

Шлам септиків т 4 0,013

9 7710.3.1.03



т 3 0,011

Потреба оцінювати кількість утворених відходів та їх вплив на навколишнє

середовище за результатами здійснення допоміжної діяльності ЦТТ та ЦК та

ПРС на території родовища відсутня, так як дані відходи є власністю

допоміжного виробництва, їх первинний облік, подальше поводження

організовується та ведеться безпосередньо зазначеними цехами.

НГВУ "Охтирканафтогаз" щорічно надає статистичну звітність щодо

утворення та поводження з відходами в цілому по підприємству за формою

№ 1-відходи (річна), яка затверджена наказом держстраху України від 19.08.14

№ 243 (із змінами).

Відходи, що утворюються безпосередньо на родовищі, збираються та

передаються на зберігання в місця тимчасового зберігання відходів до передачі їх

21

спеціалізованим організаціям відповідно до укладених договорів. Місця

облаштовані на БМТЗ "Охтирканафтогаз". Місця видалення відходів на родовищі

відсутні. Детальна інформація щодо поводження з відходами наведена у розділі

5.10.

НГВУ "Охтирканафтогаз" може проводити операції з утилізації відходів -

відпрацьовані нафтопродукти, не придатні для використання за призначенням (у т.

ч. відпрацьовані моторні, індустріальні масла та їх суміші), відходи, забруднені

нафтопродуктами – промаслені пісок, папір, тирса, грунт, ганчір’я, відпрацьовані

фільтри, нафтошлами; відходи сумішей масло/вода, вуглеводні/вода, емульсії на

відповідно до ліцензії щодо поводження з небезпечними відходами

ПАТ "Укрнафта" від 12.07.13 (інформація щодо ліцензії - додаток К).

1.5.3 Оцінка очікуваного впливу на ґрунт та надра

При експлуатації промислових споруд у робочому режимі їх вплив на

ґрунт та надра мінімальний і можливий лише у випадках порушення штатного

технологічного процесу (аварійні ситуації).

Потенційними негативними факторами впливу можуть бути наступні

фактори:

– попадання в ґрунт хімічних реагентів та вуглеводнів через пошкодження

та/або нещільність фланцевих з’єднань, пориви продуктопроводів;

– забруднення ґрунтів біля свердловин при недбалому виконанні робіт;

– попадання на ґрунт вуглеводнів і продуктів їх згорання в аварійних

ситуаціях, а також господарсько-побутових стічних вод.

Одним із видів впливу на довкілля є вилучення земельних ділянок з

природного стану у коротко- та довгострокове користування під облаштування

свердловин, будівництво доріг, трубопроводів, інших виробничих об’єктів та

комунікацій.

Можливі причини і шляхи надходження забруднюючих речовин у

навколишнє середовище поділяються на технологічні і аварійні.

До технологічних причин відносяться:

– розливи паливно-мастильних матеріалів;

− руйнування обвалування та гідроізоляції шламових амбарів.

– порушення технології випробування свердловин.

До аварійних причин відносяться:

– пориви трубопроводів;

– пориви трубопроводів викидних шлейфів, збірних колекторів внаслідок

корозії та механічного пошкодження;

– розгерметизація гирла експлуатаційних свердловин;

– відключення електроенергії;

– розгерметизація обладнання і аварійна загазованість робочої зони ГЗУ;

22

– вибух або пожежа на ГЗУ.

На випадок можливих аварій на технологічних об’єктах Ярмолинцівського

родовища розроблений "План локалізації та ліквідації аварійних ситуацій і

аварій" (ПЛАС). При зміні технології, умов роботи, правил безпеки в ПЛАС

вносяться відповідні зміни і доповнення.

1.5.4 Оцінка очікуваних шумового забруднення

Під час роботи основного та допоміжного технологічного обладнання на

родовищі виникає шумове навантаження на навколишнє середовище, до

основних джерел утворення якого відносяться:

факельні амбари (джерела викиду № 906, № 907, № 908) рівень

звукового тиску відповідно до рекомендацій НПО "Союзгазтехнологія"

складає 80 дБА;

насос для перекачування метанолу НД-25/250 (джерело викиду

№ 9008);

насос для перекачування метанолу АНЦ-Е-32-160 (джерело викиду

№ 9009).

При експлуатації родовища найбільше звукове навантаження виникає під

час короткочасної спалення вуглеводнів на факелі свердловини, рівень звукового

тиску складає 80 дБA на межі факельного амбару, відповідно до рекомендацій

НПО «Союзгазтехнологія», тобто LWA=80 дБA.

На промисловому майданчику використовується технологічне обладнання

виключно промислового виробництва, яке забезпечує нормативні значення

допустимих рівнів звукового тиску в октавних смугах частот та еквівалентних

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

забезпечує дотримання відповідних допустимих значень шумового забруднення

на межі встановленої нормативної санітарно-захисної зони згідно з ДСН

3.36.037-99.

1.5.5 Оцінка очікуваного радіаційного забруднення

Законом України "Про використання ядерної енергії та радіаційної

безпеки" і розділом 16 ОСПУ-2008 передбачається, що на всіх підприємствах з

потенційною радіаційною небезпекою для персоналу та навколишнього

природного середовища, повинен здійснюватися радіаційний контроль. У

зв’язку з цим, проводиться радіоекологічне обстеження виробничих об’єктів

НГВУ "Охтирканафтогаз", а також прилеглої до них території.

Радіаційну небезпеку становить устаткування, де можливе підвищення

радіаційного фону, яке обумовлене концентруванням природних радіонуклідів у

відкладах і шламах, тому контролюються найбільш важливі радіаційні

параметри – потужність дози гамма-випромінювання та щільність потоку

23

частинок на поверхні діючого устаткування і трубопроводів. Об’єм і параметри

радіаційного обстеження визначені Програмою радіаційного контролю НГВУ

"Охтирканафтогаз".

Для промислових об’єктів НГВУ "Охтирканафтогаз" характерною рисою є

принципова відсутність аварійних ситуацій, при яких відбувалося б різке

"залпове" радіоактивне забруднення повітря і прилеглої території з

опроміненням персоналу й обмеженої частини населення вище основних

дозових меж. Це пов’язано з тим, що радіоактивні речовини є супутніми

добавками при видобутку нафти і газу. Їх природна питома концентрація

незначна. Однак, небезпека виникає при накопиченні природних радіонуклідів у

відкладеннях на внутрішній і зовнішній поверхні устаткування.

Основними ізотопами, що забруднюють нафтогазове обладнання та

устаткування, є важкі природні радіонукліди радій - 226, торій - 232 і продукти

їхнього розпаду, а також калій - 40. Співвідношення радію - 226 і торія - 232

становить приблизно 2:1.

Прилади, які використовувались при обстеженні промислових об’єктів

НГВУ "Охтирканафтогаз", по своїх параметрах відповідають вимогам до

апаратури контролю нормальної радіаційної обстановки.

Для вимірювань використовувалась апаратура та допоміжне обладнання,

які дозволені для проведення радіаційного обстеження й мають метрологічну

атестацію:

- дозиметр-радіометр МКС-07 "Пошук";

- дозиметр РКС-01 "СТОРА-ТУ".

Радіаційний контроль, у першу чергу, спрямований на вимір і

прогнозування дозових навантажень персоналу й обмеженої частини населення,

як безпосередньо, так і через об’єкти навколишнього природного середовища.

Система радіаційного контролю включає:

- індивідуальний дозиметричний контроль персоналу;

- радіаційний контроль можливого впливу виробничої діяльності об'єкта

на навколишнє середовище.

1.5.6 Оцінка очікуваного вібраційного, світлового та теплового

забруднення


промислових майданчиках може виникати вібраційне навантаження на

навколишнє середовище, до основних джерел утворення якого відносяться насос

для подачі метанолу НД-25/250 та насос для перекачування метанолу АНЦ-Е-

32-160. На промислових майданчиках використовується технологічне

24

обладнання виключно промислового виробництва, яке забезпечує дотримання

середньоквадратичних значення віброшвидкості та логарифмічних рівнів у дБ в

діапазоні октавних смуг із середно-геометричними частотами: 8,0, 16,0, 31,5,

63,0, 125,0; 250,0, 500,0; 1000,0 Гц - для локальної вібрації на робочих місцях, що

в свою чергу гарантовано забезпечує дотримання відповідних допустимих

значень загальної вібрації відповідно до вимог ДСН 3.36.039-99.

Освітлення промислового майданчика ГЗУ здійснюється відповідно до

норм ДБН В.2.5-28-2006 "Природне і штучне освітлення" для безпеки під час

виконання робіт працівниками. Напрямок освітлення спрямований на виробничу

територію, світлового забруднення довкілля не очікується

Під час здійснення виробничої діяльності на промислових майданчиках

родовища може виникати тепловий вплив на навколишнє середовище. Теплове

забруднення відбувається при викидах в атмосферу нагрітих газів та повітря, до

основних джерел утворення якого відноситься обладнання паливоспалююче

зокрема факельні амбари свердловин. На промислових майданчиках

використовується паливоспалююче обладнання виключно промислового

виробництва, яке забезпечує дотримання встановлених високоефективних

режимів роботи, що забезпечує виконання технологічних процесів установок.

Експлуатація видобувних свердловин у відповідності з технологічними

режимами та здійснення на промислових майданчиках виробничої діяльності у

може створювати мінімальне вібраційне, світлове та теплове забруднення

довкілля.

1.5.7 Опис характеристик діяльності протягом виконання

підготовчих і будівельних робіт та провадження планованої діяльності, у

тому числі (за потреби) роботи з демонтажу

Планованою діяльністю НГВУ "Охтирканафтогаз" є продовження

видобування на родовищі корисних копалин – вуглеводнів (газ природний,

конденсат, супутні: етан, пропан, бутани) та експлуатація відповідного

обладнання. Передбачена розробка покладів наявним фондом свердловин.

Забезпечення видобутку, підготовки та транспортування вуглеводнів

передбачено здійснювати наявним обладнанням. Проведення підготовчих та

будівельних робіт та робіт з демонтажу обладнання не передбачено.

Після завершення розробки родовища повинна пройти його ліквідація.

Передбачено розроблення технологічного проекту виведення родовища з

промислової розробки, який повинен містити періодичність та кількість замі-рів

загазованості повітря, поверхневих вод і ґрунтів на території родовища,

природних і техногенних джерел забруднення.

25

Користувач надрами повинен в повному обсязі забезпечити рекультивацію

земель, порушених за час розробки родовища, повернення земельної ділянки

власнику.

Таким чином, на момент вироблення запасів вуглеводнів на родовищі, в

технологічний проект на його ліквідацію мають бути включені заходи, які

враховують вказані природоохоронні аспекти з врахуванням конкретних

обставин та умов, що склались на родовищі на завершальному етапі експлуатації.

26

2 ОПИС ВИПРАВДАНИХ АЛЬТЕРНАТИВ ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ,

ОСНОВНИХ ПРИЧИН ОБРАННЯ ЗАПРОПОНОВАНОГО ВАРІАНТА З

УРАХУВАННЯМ ЕКОЛОГІЧНИХ НАСЛІДКІВ

Провадження планованої діяльності на родовищі передбачається в межах

ліцензійної ділянки на території Роменського району Сумської області.

Технічна альтернатива зазначеної планованої діяльності відсутня, так як

родовище в промисловій експлуатації на підставі спеціального дозволу на

користування надрами від 21.12.99 № 2060, виданого Державною службою

геології на надр України терміном на 20 років.

Враховуючи межі спеціального дозволу на користування надрами

Ярмолинцівського родовища від 21.12.99 № 2060, територію, що облаштована та

задіяна в процесі видобутку вуглеводнів - територіальна альтернатива відсутня.

27

3 ОПИС ПОТОЧНОГО СТАНУ ДОВКІЛЛЯ ТА ОПИС ЙОГО

ЙМОВІРНОЇ ЗМІНИ БЕЗ ЗДІЙСНЕННЯ ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ В

МЕЖАХ ТОГО, НАСКІЛЬКИ ПРИРОДНІ ЗМІНИ ВІД БАЗОВОГО

СЦЕНАРІЮ МОЖУТЬ БУТИ ОЦІНЕНІ НА ОСНОВІ ДОСТУПНОЇ

ЕКОЛОГІЧНОЇ ІНФОРМАЦІЇ ТА НАУКОВИХ ЗНАНЬ

3.1 Кліматична характеристика

Територія розташування родовища відноситься до Західного кліматичного

району Лісостепової зони Північної Атлантико континентальної кліматичної

області.

Клімат недостатньо вологий з гідротермічним коефіцієнтом від 1,0 до 1,3,

теплий, сприятливий для розвитку сільського господарства.

Середньорічна температура повітря коливається від +6 до +7 °С,

середньомісячна температура повітря в січні від -8 до -7 °С, в липні від +19 до

+20 °С. Середньо річний абсолютний мінімум температури становить від -36 до

-34 °С, середньо річний абсолютний максимум від +36 до +38°С. Середня

кількість днів з відносною вологістю повітря 30% і менше на рік – від 20 до 30

днів, з вологістю повітря 80% і більше – від 100 до 120 днів. Середня кількість

ясних дні у році – від 40 до 50, похмурих – від 100 до 110.

Середньомісячний атмосферний тиск липня складає 1012-1013 гПа, січня

складає 1020-1021 гПа. Річна сумарна сонячна радіація становить від 4000 до

4200 МДж/м2.

Середня кількість днів із сніговим покривом становить від 90 до 100,

середня з найбільших висот снігового покриву за постійною рейкою - від 30 до

40 см.

Середня кількістю опадів району становить від 600 до 650 мм на рік, з них,

350 – 400 мм випадає у теплий період року та 225 – 250 мм у холодний період,

добовий річний максимум складає менше 150 мм.

Середня річна швидкість вітру складає 2,3 м/с. Середньо річний максимум

швидкості вітру 22,3 м/с. В літні місяці переважають вітри західного та північно

напряму, в зимові місяці - східного та південно східного.

Коефіцієнт, який залежить від стратифікації атмосфери А=190. Коефіцієнт

рельєфу місцевості рівний 1.

Короткий кліматичний огляд окремих метеорологічних показників

клімату, які в подальшому враховані при проведенні розрахунків викидів

забруднюючих речовин в атмосферне повітря та при виконанні розрахунків

розсіювання цих речовин приведено листі Сумського обласного центру з

гідрометеорології від 31.03.10 № 05-53.3/82 (додаток Л).

Актуальну кліматичну характеристику для об’єктів нафтогазовидобутку

розташованих в Роменському районі наведено в листі Сумського обласного

центру з гідрометеорології від 12.09.18 № 03-39/13-432 (Додаток Л).

28

3.2 Дані про стан атмосферного повітря

З метою визначення впливу технологічного обладнання промислового

майданчику ГЗУ на атмосферне повітря здійснюється контроль за рівнем

забруднення атмосфери на межі санітарно-захисної зони об’єкту. Контрольні

дослідження проводяться групою екологічних досліджень відділу екології НДПІ

ПАТ "Укрнафта", атестованою на право проведення вимірювань у сфері

державного метрологічного нагляду, свідоцтво про атестацію від 18.11.14 № ІФ-

786, видано ДП "Івано-Франківський науково виробничий центр стандартизації,

метрології та сертифікації" (додаток Ж).

Оцінка стану атмосферного повітря здійснювалась шляхом порівняння

результатів спостережень з нормами, які наведені в Списку гранично

допустимих концентрацій (ГДК) та орієнтовних безпечних рівнів діяння (ОБРД)

забруднюючих речовин в атмосферному повітрі населених місць.

За результатами замірів проведених на межі санітарно-захисної зони (далі

– СЗЗ) ГЗУ за період з 2012 по 2015 роки, встановлено, що концентрації

забруднюючих речовин суттєво менші за нормативи ГДК і коливаються: метану

від 0,013 до 0,015 долі ГДК [9].

За результатами спостережень середньорічних концентрацій в динаміці за

останні 4 роки (2012-2015 роки) вмісту у повітрі на межі санітарно захисної зони

концентрації метану залишалась на низькому рівні. Зведені результати

вимірювань вмісту забруднюючих речовин на межі СЗЗ ГЗУ за період з 2012 по

2015 роки наведено в таблиці 3.1. Результати останніх контрольних замірів за

2015 рік наведено в таблицях 3.2.

Таблиця 3.1 – Зведені результати вимірювань вмісту забруднюючих

речовин на межі СЗЗ ГЗУ за період з 2012 по 2015 роки

Місце відбору

проби

Назва

забруднюючої

речовини

ГДК/

ОБРД,

мг/м3

Визначена концентрація забруднюючої

речовина, яка контролюється

2012 2013 2104 2015

мг/

м3

долі

ГД

К

мг/

м3

долі

ГД

К

мг/

м3

долі

ГД

К

мг/

м3

долі

ГД

К

ГЗУ "Житнє" межа

СЗЗ 300 м

(підвітряна сторона)

Метан –/50 0,68 0,014 0,74 0,015 0,64 0,013 0,64 0,013

29

Таблиця 3.2 – Результати вимірювань вмісту забруднюючих речовин на

межі СЗЗ ГЗУ у 2015 році

Дата

відбору

проби

Місце

відбору

проби

Метеорологічні показники навколишнього

середовища в місці відбору проби

Забруднююча

речовина, яка

контролюється

покази

термометра, оС

від

носн

а вологі

сть

повіт

ря, %

ат

мосф

ерн

ий

ти

ск,

кП

а

нап

рям

ок т

а

шви

дкіс

ть в

ітру,

м/с

наз

ва

реч

ови

ни

ви

знач

ена

кон

цен

трац

ія,

мг/

м3

ГД

К/

ОБ

РД

, м

г/м

3

мет

од

ика

досл

ідж

енн

я

сухого

волого

го

10.03.15

ГЗУ "Житнє"

межа СЗЗ

300 м

(підвітряна

сторона)

5,0 – – 101,2 3,6 північно-

східний метан 0,64

–

/50 МВВ

Актуальні відомості про фонові концентрації в районі розташування

родовища наведено в висновку державної санітарно-епідеміологічної експертизи

від 08.10.18 № 01-20/2435 (додатку М).

3.3 Дані про стан поверхневих вод

Район розташування родовища за гідрологічним районуванням належить

до Сульсько-Ворсклинської підобласті Лівобережної Дніпровської області

достатньої водності рівнинної частини України.

У гідрографічному відношенні територія родовища характеризується

наявністю єдиного водотоку, вся територія родовища відноситься до басейну

річки Сула, який належить до басейну річки Дніпро [10]. Через родовище

протікає річка Олава, з південно-східної сторони родовища протікає річка Сула.

Коефіцієнт щільності річкової мережі району розташування родовища

становить менше 0,2 км/км2. Середній багаторічний стік річок території складає

від 2,5 до 3,0 літр/сек з км2, поверхневий стік річок від 60 до 70 мм, підземний

стік річок від 15 до 20 мм. Валове зволоження території від 550 до 600 м.

Район розташування родовища характеризується переважним проявом

весняних повеней, стійким літнім межнем, який порушується дощовими

паводками. Максимальні модулі стоку води під час повені становлять від 0,2 до

0,3 м3/с х км2, максимальні модулі стоку води дощових паводків менше 0,1 м3/с х

км2.

Середня каламутність річок в районі розташування родовища становить

від 100 до 250 г/м3. Середня кількість днів льодоставу для даної зони складає

більше від 90 до 100.

Середня багаторічна розрахункова норма випаровування з поверхні річки

у без льодовий період для даного району складає від 600 до 650 мм. Саме цей

30

фактор один із найважливіших чинників формування мінералізації та хімічного

складу поверхневих та ґрунтових вод.

В гідрографічному плані річка Олава належить до басейну Сула. Басейн

річки Олава бере свій початок у селі Великі Бубни та протікає по території

Роменського району Сумської області та Талалаївського району Чернігівської

області.

Річка Олава тече в напрямку до Сули і є її правою притокою. Довжина

річки становить 40 км, площа водозбору 167 км2. Долина річки трапецієподібна,

часто асиметрична, шириною до 2 км. Заплава подекуди заболочена, шириною

до 200 м. Русло по усій довжині звивисте, ширина до 5 м. Стік зарегульований

ставками. Похил річки – 1,5 м/км. Впадає у річку Сула біля села Москалівки.

В гідрографічному плані річка Сула належить до басейну Дніпра. Басейн

річки Сула бере свій початок на Середньоросійській височині та охоплює

територію півночі лівобережної України в межах Сумської, Чернігівської,

Полтавської та Київської областей.

Річка Сула тече в напрямку до Дніпра і є його лівою притокою, впадає у

Кременчуцьке водосховище. Довжина річки становить 363 км, площа водозабору

19600 км2. На річці розташовані міста Лубни та Ромни. Долина річки

трапецієподібна, часто асиметрична. Ширина від верхів’я до пониззя поступово

зростає від 0,4-0,5 км до 10-11 км, лише на ділянці між гирлами Лохвиці та Удаю

долина звужуєтеся до 4 км. Заплава річки заболочена, є торфовища. Русло по усій

довжині звивисте подекуди розгалужене, ширина 10-70 м, на плесах 250 м,

пересічна глибина 1,5-2 м. Похил річки – 0,2 м/км. Живлення річки Сула

змішане. Замерзає на початку грудня, скресає до середини березня. Воду річки

використовують для промислового зрошення.

Гідрохімічний режим характеризується закономірними змінами хімічного

складу річних вод, які обумовлені природними умовами басейну та

господарської діяльності. Проявляється гідрохімічний режим у вигляді сезонних

коливань хімічних компонентів та показників фізичних властивостей води. Під

час весняної повені об’єм водного стоку зростає, що сприяє розбавленню

розчинених у воді солей. Снігове та дощове живлення річок зумовлює малу

мінералізацію річок та залежить від складу атмосферних опадів. Підземні води є

основним джерелом живлення річок в межені періоди. Оскільки підземні води

маються підвищену мінералізацію, яка зумовлена геолого гідрологічними

особливостями району, в межені періоди закономірно підвищується

мінералізація річних вод та збільшення вмісту окремих хімічних компонентів.

Значення основних середньорічних фізико-хімічних показників, вміст головних

іонів, мінералізацію, концентрації біогенних речовин, мікроелементів та

специфічних забруднюючих речовин у воді річок Псел та Хорол відображено у

таблиці 3.3.

Максимальний середньорічний показник мінералізації річки Сула складає

780,1 мг/дм3, згідно класифікації природних вод за мінералізацією води

досліджуваних річок належать до прісних з підвищеною мінералізацією.

Найбільші амплітуди коливання між весняним мінімумом та зимовим

максимумом характерна для річки Сула від 658,78 мг/дм3 до 870 мг/дм3, тобто

31

спостерігається сезонне зростання на 32%. В сезонному розрізі найбільший

внесок в зростання мінералізації річок роблять сульфати, хлориди та натрій.

Відповідно за критеріями мінералізації річка Сула відноситься до прісних

олігогалинних вод. За критеріями забруднення сольового складу якість води

річки Сула в основному характеризується третьою категорією ІІ класу якості

води – води добрі за екологічним станом та досить чисті за ступенем

забрудненості, найбільший внесок у інтегральну величину здійснюють сільфатні

іони.

Відповідно до оцінки еколого-санітарних показників (І2) або за трофо-

сапробіологічними показниками води басейну річки характеризуються як добрі

за станом та досить чисті за ступенем забрудненості. За середньо багаторічними

величинами специфічних речовин токсичної дії (І3) річкові води

характеризуються 2-3 категорією ІІ класу якості води – дуже добрі та добрі за

станом та чисті і досить чисті за ступенем забрудненості. За середньорічним

підсумковим інтегральним екологічним індексом (ІЕ) якість води відноситься до

ІІ класу 3 категорії – досить добрі за станом та чисті за ступенем забрудненості.

Лабораторією моніторингу вод і ґрунтів Сумської гідрогеологго-

міліоративної парті Сумського облводгоспу протягом 2016 проводились

дослідження якості вод за гідрохімічними показниками. Гідрохімічні

дослідження проводились в порівнянні з граничнодопустимими концентраціями

для водойм господарсько-побутового призначення СанПін-4630-88. На річці

Сула такі дослідження проведені у двох створах. У створі вище міста Ромни всі

контрольовані показники якості води відповідають нормативам ГДК, за

виключенням ХСК – 1,3 ГДК та БСК5 – 1,4 ГДК. У межах області на стан якості

води в річки Сула впливають зворотні води очисних споруд КП

«Недригайлівводосервіс», ДП «Сток – Сервіс» ПП « Еліпс».

Нижче міста Ромни спостерігається, хоча й незначне, але погіршення

якості води. Перевищення ГДК зафіксовані в створі села Чеберяки по ХСК – 1,32

– ГДК та БСК5 1,4 ГДК. Кисневий режим річки задовільний, вміст розчиненого

кисню знаходився у межах 3,9 – 9,18 мгО2/дм3.

Державною екологічною інспекцією у сумській області за 2016 рік

контролювались покасники якості поверхневих вод річки Сула в чотирьох

створах господарсько побутового призначення. Перевищення нормативів ГДК

для водойм господарсько-побутового призначення зафіксовані у створах вище та

нижче скиду очисних споруд КП "Недригайлівводосервіс" смт. Недригайлів по

БСК5 – 1,2 – 1,5 ГДК відповідно та в створі нижче скиду по ХСК - 1,2 ГДК, в

створах вище та нижче скиду очисних споруд ДП «Сток-сервіс» ПП «Еліпс» м.

Ромни по БСК5 – 1,7 – 1,8 ГДК та ХСК - 1,5 – 1,6 ГДК відповідно.

Перевищення рівнів БСК5 та ХСК свідчить про значний вміст органічних

та мінеральних речовин які легко окислюються.

32

Таблиця 3.3 – Середньо річні значення основних показників якості води

річки Сула

Показники якості води Одиниці

вимірювання

ріка Сула

Весняна

повінь

Літньо-

осінній

межнь

Зимовий

межень

1 2 3 4 5

Фізико-хімічні показники води

Водневий показник, рН - 6,91 6,91 7,48

Розчинений кисень, О2 мг/дм3 7,92 8,03 7,47

Розчинений кисень, О2 % насичення 64,98 75,87 51,74

Діоксид вуглецю, СО2 мг/дм3 14,02 13,87 15,27

Біхроматна окисність води,

БО мгО/дм3 31,03 32,41 35,52

Біхроматне споживання

кисню, БСК мгО/дм3 0,74 0,81 0,59

Внутрішній режим головних іонів та мінералізація

Гідрокарбонатні іони, НСО3- 395,92 400,83 426,88

Сульфатні іони, SO42- - 81,13 90,69 96,63

Хлоридні іони, Cl- - 91,92 98,99 111,49

Іони кальцію, Са2+ - 68,18 85,99 107,42

Іони магнію, Mg2+ - 23,90 27,95 30,15

Іони натрію та калію,

Na++K+ - 97,73 107,53 98,04

Мінералізація води, ∑і - 658,78 812,00 870,63

Біогенні речовини

Азот амонійний, N-NH4+ мгN/дм3 0,275 0,244 0,332

Азот нітритний, N-NO2 мгN/дм3 0,018 0,018 0,024

Азот нітратний,N-NO3- мгN/дм3 0,141 0,129 0,176

Азот загальний, Nзаг мгN/дм3 0,435 0,392 0,532

Фосфати, РО43- мгP/дм3 0,124 0,159 0,108

Фосфор загальний, Рзаг мгP/дм3 0,302 0,388 0,334

Кремній, Si мгSi/дм3 7,098 7,853 9,049

Мікроелементи

Залізо, Fe мг/дм3 0,47 0,41 0,46

Мідь, Cu мкг/дм3 23,66 13,27 14,37

Марганець, Mn мкг/дм3 131,44 110,12 225,64

Цинк, Zn мкг/дм3 59,05 60,72 58,25

Специфічні забруднюючі речовини

Синтетичні поверхнево

активні речовини (СПАР) мг/дм3 0,110 0,125 0,125

Нафтопродукти мг/дм3 0,012 0,015 0,023

3.4 Дані про стан підземних вод

Гідрогеологічні умови родовища визначаються його належністю до

північної прибортової зони Дніпровсько-Донецької западини, яка знаходиться

близько до крайових розломів Воронезького кристалічного фундаменту.

33

В розрізі виділяються три гідродинамічні зони: активного, затрудненого і

дуже затрудненого водообміну.

Зона з дуже затрудненим водообміном включає в себе водоносні

комплекси нижньої пермі, карбону і девону. Для цієї зони характерне

розповсюдження розсолів хлоркальцієвого типу з концентрацією солей до

300 г/л. Коефіцієнт метаморфізації зменшується з глибиною від 0,85 до 0,55.

Водорозчинені гази азотно-вуглеводневого і вуглеводневого складу з фоновим

газонасиченням 100 – 500 см3/л. В безпосередній близькості до родовищ

вуглеводнів коефіцієнт газонасичення збільшується до 0,6 – 1,0.

Продуктивні горизонти родовища відносяться до зони дуже затрудненого

водообміну і мають підошовні і контурні води.

До середньої зони входять юрські, тріасові та пермські відклади. Води

хлоркальцієвого типу мінералізацією від 3 – 10 до 100 – 120 г/л. Ступінь

метаморфізації відносно низький (rNa/rCl – 0,85).

Верхня гідрогеологічна зона - зона розвитку прісних вод, яка

характеризується активним водообміном. Геологічна будова території, її

геоструктурні і геоморфологічні особливості, а також кліматичні умови

сприяють інтенсивному накопиченню підземних вод, поповнення яких

здійснюється за рахунок інфільтрації атмосферних опадів на території району.

Розвантаження вод здійснюється у долинах річок. У межах зони активного

водообміну виділяють наступні водоносні горизонти: у сучасних, середньо- і

верхньочетвертинних алювіальних відкладах; у нерозчленованих нижньо-,

середньо- та верхньочетвертинних еолово-делювіальних відкладах; у пліоценово

алювіальних відкладах; у відкладах полтавської світи; у відкладах харківської і

берекської світ.

Ґрунтові води у сучасних алювіальних відкладах відкладах заплав річок і

днищ балок поширені у заплавах річок і днищ балок. Водовмісні породи

преставлені різнозернистими, часто глинистими пісками, мулистими супісками

й суглинками. Покрівлею служить грунтово-рослинний покрив, підошвою у

долинах річок – нижньочетвертинні і харківські відклади, з якими повязані

гідравлічно. Глибина залягання горизонту не перевищує 1,5-5 м. Потужність

алювіальної товщі у середньому 5-8 м, інколи 10-12 м. За хімічним складом води

гідрокарбонатні кальцієві-магнієві і натрієво магнієві, гідрокарбонатно-

сульфатні натрієво магнієві і гідрокарбонатно хлоридні натрієві з мінералізацією

від 0,4 до 2,2 г/дм3. Загальна жорсткість у середньому становить 2,3-12,4 мг екв,

Рн 6,8-7,7. Грунтові води у середньо- та верхньочетвертинних алювіальних

відкладах поширені у межах терас Ромена інших річок [11].

Водовмісні породи представлені різнозернистими пісками, часто

глинистими, іноді прошарками суглинків, супісків та глин.

Підстеляються нижньочетвертинними і харківськими піщаними

відкладами. Потужність водоносного горизонту досягає 22 м. Глибина залягання

рівня сягає від 1,5-5 м до 25-28 м. За хімічним складом гідрокарбонатні

кальцієво, натрієво-магнієві, рідше хлоридно-гідрокарбонатні натрієві й

сульфатно-гідрокарбонатні натрієві з мінералізацією від 0,2 до 1,9 г/дм3,

Загальна жорсткість змінюється від 3 до 28 мг екв, рН 6,2-8,3. Водоносний

34

комплекс широко використовується за допомогою шахтних колодязів і

неглибоких свердловин.

Грунтові води у нижньо-верхньочетвертинних еолово-делювіальних

відкладах мають майже повсюдне поширення. Водовмісними породами є бурі,

червоно-бурі і лесовидні суглинки з прошарками піску. Залягають на пліоцен-

верхньочетвертинних червоно бурих і строкатих глинах. Потужність до 5 м.

Глибина залягання від 0 до 17 м.

За хімічним складом переважають гідрокарбонатні кальцієві-магнієві води

з мінералізацією 0,6-1,1 г/дм3, загальна жорсткість води від 5 до 20 мг екв, рН

6,0-8,3.

Підземні води у полтавських відкладах поширені у північній частині

району. Водовмісними породами тут є піски з прошарками глини. Покрівлею

полтавських відкладів служать глини неогенового або нижньочетвертинного

віку, підошвою піщані відклади харківської світи. Потужність горизонту

змінюється від 11 до 20 м. За складом переважно гідрокарбонатні кальцієво-

натрієві з мінералізацією 0,5-0,6 г/дм3, загальна жорсткість води становить 6,5-

8,0 мг екв, рН 7,1-7,4. Використовується як основний водоносний горизонт.

Підземні води у відкладах харківської і берекської світ мають місце по всій

території району. Водовмісними породами є кварцово кварцово-глауконітові

дрібнозернисті піски, з різним ступенем глинистості. Загальна потужність

комплексу становить від 25 до 95 м. Водоносні відклади харківської та

берекської світ залягають на водотривких мергелях київської світи і

перекриваються пісками пліоценової товщі. Водоносний горизонт пов'язаний з

вищезалягаючими горизонтами і певною мірою підживлює їх. Водозбагаченіть

комплексу знаходиться в прямій залежності від літологічного складу

водовмісних порід. За хімічним складом переважають води гідрокарбонатні

кальцієво-натрієві і кальцієво-магнієві з мінералізацією до 1 г/дм3. Величина

загальної жорсткості коливається від 2,6 до 9,7 мг екв, рН 6,8-7,6.

3.5 Дані про стан ґрунтового покриву

В агрогрунтовому відношенні територія родовища належить до

Прилуцько-Роменського району Лівобережної високої провінції

воднольодовикової рівнини і схилів Середньоросійської височини Зони

лісостепу Південного-заходу Східноєвропейської рівнини.

Основну частину ґрунтового покриву родовища займають чорноземи

опідзолені, в західній частині біля села Артюхівка знаходяться площі сірих

опідзолених ґрунтів, в північно-західні частині незначні площі чорноземів

глибоких малогумусних. Заплава річки Олава представлена лучними

поверхнево-слабосолончуватими ґрунтами. Вміст гумусу в орному шарі ґрунтів

глибиною до 30 см в загальному складає від 3,5 до 4,0 %, від 2,0 до 2,5 % в

заплавах річок Олава та Сула. Середні значення запасів гумусу від 350 до 400

т/га, в заплавах річок Олава та Сула цей показник нижчий та коливається від 150

до 200 т/га. Реакція ґрунтового середовища території близька до нейтрльно та

35

нейтральна коливається від 5,0 до 7,0, ґрунти заплави річок мають підвищений

рівень кислотності – слабо кислі, рН від 5,0 до 5,5.

Рівень родючості ґрунту, який розраховується з середньої багаторічної

урожайності зернових, коливається від 52 до 59 балів в загальному. З низьким

забезпеченням ґрунтів азотом, фосфором та калієм.

Земельні ресурси піддаються дії водної та вітрової ерозії. Ступінь

еродованості ґрунтів сягає від 20 до 30 %. Значної шкоди завдають зсувні

процеси. Район відноситься до території з середнім розвитком зсувів.

Ґрунти району розташування родовища характеризуються незначним

содовим засоленням у заплаві ріки. Вміст важких металів в ґрунті низький та має

наступні значення: бор від 5 до 20 мг/кг, кобальт від 20 до 25 мг/кг, марганець

від 400 до 550 мг/кг, мідь від 5 до 20 мг/кг, цинк від 30 до 60 мг/кг, молібден від

2,4 до 3,2 мг/кг.

Основними чинниками негативного впливу на земельні ресурси є значна

розораність земель, порушення сівозмін, недостатність внесення мінеральних та

органічних добрив, надмірна насиченість території технічними культурами,

зупинка будівництва протиерозійних споруд. Особливий вплив на стан

ґрунтового покриву здійснюється при надмірному використанні агрохімікатів.

Під час експлуатації родовища ґрунтовий покрив зазнає впливу при

спорудженні свердловин, прокладанні трубопроводів, будівництві

технологічних споруд, доріг, вилучення земель у тимчасове та короткострокове

користування, зняття і зберігання ґрунту на смугах виробництва у відвалах.

Проектами на виконання робіт передбачалось і була виконана у повному обсязі

рекультивація порушених земель. Рекультивовані ділянки повернуто

користувачу. На родовищі не проводяться моніторингові спостереження за

станом ґрунтів.

3.6 Дані про радіаційний стан території

На території Сумської області відсутні зони які безпосередньо зазнали

впливу Чорнобильської катастрофи чи мають аномальні радіохімічні

особливості вмісту радону, урану та торію в компонентах природи. Відсутні

радіаційно небезпечні об’єкти, що можуть здійснювати значний вплив на

радіаційний стан довкілля.

Сумарне забруднення території ізотопами плутонію (238+239+240Pu) складає

менше 0,001 Кі/км2, рівень забруднення цезієм (137Сs) коливається від 0,054 до

0,1 Кі/км2, рівень забруднення стронцієм (90Sr) менше 0,054 Кі/км2, забруднення

америцієм (241Am) складає менше 0,001 Кі/км2. Антропоекологічний ризик, що

визначається за сумарною щільністю радіаційного забруднення території,

мінімальний.

Сумським обласним центром з гідрометеорології проводяться

спостереження за потужністю експозиційної дози гамма-випромінювання, що

характеризує рівень радіаційного забруднення атмосферного повітря місцевості,

на метеостанції розташованій в місті Ромни.

36

Радіоактивне забруднення атмосферного повітря місцевості становило в

середньому 12 мкР/год в 2015 році, та 13 мкР/год в 2016 році.

Сумською філією ДУ "Держгрунтохорона" проводить спостереження

щодо щільності забруднення радіонуклідами земель сільськогосподарського

призначення. За результатами контролю проведеного в 2016 році на території

Роменського району визначено, що гама-фон території становить 14 мкР/год,

рівень забруднення цезієм (137Сs) становить 0,12 Кі/км2, рівень забруднення

стронцієм (90Sr) становить 0,013 Кі/км2.

Наведені рівні радіаційного забруднення атмосферного повітря та ґрунту

не перевищують допустимих значень.

3.7 Дані про стан флори і фауни

За ландшафтним районуванням територія родовища відноситься до

низинних і підвищених рівнин з потужним антропогенним покривом на

палеогенових піщано-глинистих відкладах лісостепових ландшафтів України.

Для території характерні розчленовані підвищені лесові рівнини з чорноземами

типовими малогумусними і опідзоленими, з дібровами та сильно розчленовані

горбисті правобережні схили з сірими і темно-сірими опідзоленими ґрунтами,

нагірними дібровами, з древньооползневими останцями (шишаками). В долинах

рік присутні лісові, лучні остепнені і солонцюваті заплавні ландшафти рівнин.

За геоботанічним районуванням територія родовища належить до

Полтавського округу липово-дубових, соснових, дубово-соснових лісів,

остепнілих луків, лучних степів та евтровних боліт Української лісостепової

підпровінції Східноєвропейської лісостепової провінції дубових лісів,

остепнілих луків та лучних степів Лісостепової підобласті Євразійської степової

області.

Основну частину території родовища займають сільськогосподарські землі

на місці кленово-липово-дубових і дубових лісів та кленово-липово-дубові ліси

з дуба звичайного. Долина річки Сула представлена вільховими лісами і

низинними вільховими болотами із вільхи клейкої.

За зоогеографічним районуванням територія відноситься до Лівобережної

Дніпровської підділянки ділянки Східноєвропейського листяного лісу та

лісостепу Східноєвропейського округу Бореальної Європейсько-Сибірської

підобласті Палеоарктичної області.

Фауна району представлена в основному польовим біотипом

(перетворений людиною), зустрічаються ссавці – заєць русак, щур сірий; птахи

– куріпка сіра, перепел, жайворонок, лунь польовий;

В лісах території зустрічаються ссавці - їжак звичайний, вечірниця руда,

полівка, лисиця, вовк, бурозубка звичайна, куниця лісова, куниця кам’яна, кабан,

борсук, козуля, білка, олень; птахи – глухар, лелека білий, лелека чорний, рябчик,

дятел зелений, дятел чорний, дятел великий строкатий, дятел малий строкатий,

зозуля, хижі денні птахи, горобині; плазуни – веретільниця, ящірка живородяща,

ящірка прудка, гадюка звичайна, вуж; земноводні – квакша, ропуха зелена,

ропуха сіра, жаба гостроморда.

37

В річці Ромен мешкають ссавці – ондатра, видра; плазуни – черепаха

болотяна, тритон звичайний, тритон гребінчастий, жаба озерна; риби - мінога

українська, щука, плітка, краснопірка, амур білий, лин, підуст, лящ, карась,

синець, усач, гірчак звичайний, головень, в’язь, голець, щипавка, сом.

Протягом останніх десятиліть у фауні і флорі відбулись значні зміни.

Значною мірою це пов’язано з антропогенними чинниками, зокрема: веденням

екстенсивного сільського господарства, піддорювання схилів балок та річкових

долин, здійснення постійних весняних і осінніх палів сухої рослинності,

нераціональна технологія обробітку ґрунтів.

При планованій діяльності можливий опосередкований вплив на

компоненти довкілля, зокрема тваринний та рослинний світ, зміну кількісного та

видового складу біотипів та ландшафтних біоценозів. Провадження діяльності,

при умові дотримання екологічних норм та вимог матиме мінімальні негативні

наслідки.

На території ліцензійної ділянки родовища відсутні об’єкти природно

заповідного фонду, що підтверджується листом Департаменту екології та

охорони природних ресурсів Сумської ОДА від 03.01.18 № 01-20/13 (додаток Н).

Найближчими об’єктами природно-заповідного фонду є гідрологічний

заказник загально державного значення "Біловодський", загальнозоологічний

заказник місцевого значення "Байбачий", ландшафтний заказник місцевого

значення "Коржівський", ботанічний заказник місцевого значення

"Сурмачівський", гірдрологічна памятка природи місцевого значення "Джерела

біля села Артюхівка".

"Бiловодський" – гiдрологiчний заказник загальнодержавного значення.

Знаходиться в Роменському районі на площі 1515,7 га в заплавi ріки Сули.

Створений 25.12.79. Представлений комплекс рослинності заплав: водної,

болотної, чагарникової, болотної та лісової. На луках трапляється орхідея

пальчатокорiнник травневий, занесена до Червоної книги України. На луках є

засолені ділянки, на що вказують рослини-індикатори: бульбокомиш морський,

куга Табернемонтана, тризубець морський, солерос європейський. В притераснiй

частині заплави тягнеться смуга сирих вiльшнякiв. Багата фауна заказника. З

плазунів відмітимо болотяну черепаху. В заказнику висока чисельність деркача

- птаха, занесеного, до Європейського Червоного списку. У заболочених

вiльшняках гніздяться 2-4 пари журавля сірого, занесеного до Червоної книги

України, який також утворює тут пiслягнiздовi скупчення та формує

передмiграцiйнi зграї. З регіональних рідкісних видів на території заказника

трапляються сіра, руда та велика біла чаплі, бугай, бугайчик. Заказник є місцем

гніздування численних навколоводних птахів: пастушкiв, крячкiв, качок, чапель,

куликiв, очеретянок, вiвсянок, плисок.

"Байбачий" - загальнозоологічний заказник місцевого значення. Площа 9,6

га. Оголошено територією ПЗФ 18.09.01. Розташований в глибокій балці на

правому корінному березі ріки Сула поблизу села Піски. Охороняються дві

реінтродуковані колонії байбака – великого степового гризуна родини

Вивіркових. Цінний мисливсько промисловий звір (використовують хутро,

38

м’ясо, жир) ще у XVIII-XIX ст. був поширений в степовій зоні Європи і Азії, а

зараз представлений ізольованими популяціями.

"Коржівський" - ландшафтний заказник місцевого значення. Площа 23,3

га. Як об’єкт ПЗФ створений 25.09.03. Розташований в лісовому фонді ДП

"Роменський агроліс". Ділянка з сильно розчленованим горбистим рельєфом із

сірими і темно-сірими опідзоленими ґрунтами, давньозсувними останцями.

Охороняється липово-березово-осиково-дубовий ліс природного походження,

що є місцезростанням рідкісних та занесених до Червоної книги України видів

рослин (зозулині сльози яйцевидні) та місцем мешкання тварин, занесених до

Червоної книги України (мідянка, борсук звичайний, ванесса чорно-руда).

"Сурмачівський" - ботанічний заказник місцевого значення. Площа 53,3 га.

Площа 0,02 га. Розташований в лісовому фонді ДП "Роменський агроліс" та

землях Глинської сільської ради.

"Джерела біля села Артюхівка" – гідрологічна памятка природи місцевого

значення. Площа 0,02 га. Як об’єкт ПЗФ створений 1973 році. Розташований в

лісовому фонді ДП "Роменський агроліс".

3.8 Ймовірність зміни базового сценарію без здійснення діяльності

Беручи до уваги дані вищенаведених розділів, інструментальних замірів та

лабораторних досліджень, можна зробити висновок, що за попередній період

видобутку вуглеводнів на родовищі компоненти природного середовища не

зазнали значного забруднення.

Загальний стан компонентів довкілля характеризується як задовільний. Без

здійснення планованої діяльності будуть відбуватися зміни поточного стану

навколишнього природнього середовища обумовлені глобальними

кліматичними змінами та локальними природними процесами.

39

4 ОПИС ФАКТОРІВ ДОВКІЛЛЯ, ЯКІ ЙМОВІРНО ЗАЗНАЮТЬ ВПЛИВУ

З БОКУ ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

При провадженні планованої діяльності ймовірно буде здійснюватися

вплив на абіотичні, біотичні та антропогенні фактори довкілля.

Атмосферне повітря

Очікується допустимий вплив на атмосферне повітря. Середовище зазнає

постійного впливу внаслідок викидів забруднюючих речовин під час

експлуатації установки внаслідок вентиляції приміщень, при ревізії запобіжних

клапанів установки, при тимчасовому зберіганні метанолу, під час

перекачування метанолу через ущільнення насосів, під час зберігання продукції

через дихальні клапани, під час проведення ремонтних робіт, при періодичному

спалюванні газу під час продування трубопроводів.

Під час підземного ремонту, капітального ремонту свердловин, а також

при спорудженні та ремонті трубопроводів, утворюються викиди від

експлуатації автотранспорту та спецтехніки та проведення зварювальних та

фарбувальних робіт. Викиди носять короткотерміновий характер.

Кліматичні фактори

Мікроклімат зазнає довготривалого впливу внаслідок викидів парникових

газів під час експлуатації установки попередньої підготовки газу, а також

періодичного під час експлуатації факельних амбарів та експлуатації

автотранспорту та спецтехніки при допоміжних операціях.

Джерела значного впливу на температуру, вологість та характеристики

переміщення повітряних мас відсутні. Особливості кліматичних умов, які

сприяють зростанню інтенсивності впливів планованої діяльності на навколишнє

середовище відсутні.

Геологічне середовище

Очікується незначний вплив на геологічне середовище. Продуктивні

пласти родовища зазнають змін фізико-хімічних параметрів внаслідок

здійснення підземного та капітальних ремонту свердловин, зміни продуктивних

горизонтів, інтенсифікації привибійної зони під час кислотної обробки, ліквідації

піщаних пробок, проведенні гідророзриву пласта. Конструкція свердловин, що

включає облаштування стовбура обсадними колонами з цементуванням

заколонного простору, виключає вплив на геологічні породи поза межами

продуктивних горизонтів.

Підземні води

Очікується незначний вплив на підземні води, зокрема на пластові води. В

процесі видобутку вуглеводнів одночасно здійснюється безповоротне вилучення

супутньо-пластових вод з продуктивних горизонтів. На родовищі відсутня

система підтримки пластового тиску та скидові свердловини. Суміш вуглеводнів

із свердловин родовища направляється на УПС Артюхівського родовища.

Можлива зміна фізико-хімічних властивостей пластових вод при

проведенні підземного ремонту свердловин, інтенсифікації привибійної,

використання спеціальних речовин при проведенні кислотних обробок,

ліквідації піщаних пробок, гідророзриві пласта. Конструкція свердловин, що

40

включає облаштування стовбура обсадними колонами з цементуванням

заколонного простору, виключає вплив на підземні водоносні горизонти поза

межами продуктивних горизонтів.

Ґрунтовий покрив

Очікується незначний вплив планованої діяльності на ґрунтовий покрив.

Під час спорудження та ремонту трубопроводів відбувається зняття родючого

шару ґрунту, тимчасове складування та подальше його відновлення,

проведенням технічної та біологічної рекультивації порушених земель, з

повернення ділянки землекористувачам.

Також можливий вплив внаслідок порушення структури ґрунтового

покриву без зняття родючого шару при використанні автотранспорту та

спецтехніки під час проведення підземного та капітального ремонту свердловин

та плануванні доріг.

Флора і фауна

Прямий негативний вплив планованої діяльності відсутній. При

проведенні виробничої діяльності з видобутку, транспортування та підготовки

нафти і газу, при здійсненні ремонтних робіт на трасах трубопроводів виникає

ряд факторів, що створюють опосередкований вплив на стан тваринного світу.

Цей вплив пов’язаний із різними змінами абіотичних та біотичних компонентів

середовища проживання тварин, що впливає також на розподіл, чисельність і

умови відтворення організмів. Провідними факторами опосередкованого впливу

є вилучення і трансформація місць проживання тварин, шумовий вплив техніки,

порушення існуючих шляхів щоденного та сезонного руху тварин, сама

присутність людини.

Ландшафт

Окремі ділянки ландшафту зазнали змін в процесі розробки родовища -,

відбулися просторові зміни - з’явились технологічні споруди та об’єкти, що

зменшили естетичну привабливість геокомплексу та сформований природний

вигляд характерний локальної території. При здійсненні планованої діяльності

подальших негативних впливів на ландшафт не передбачається.

Здоров’я населення

Очікується допустимий вплив на стан людського організму, при якому

всі органи здатні виконувати свої життєві функції.

Виконані розрахунки розсіювання викидів забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі, що приведені в пункті 5.4, показали, що максимальні

приземні концентрації забруднюючих речовин на межі нормативних санітарно-

захисних зон, складуть десяті долі показника ГДК, що відповідає санітарним

вимогам.

Розраховані ризики розвитку неканцерогенних ефектів для людського

організму, при впливі забруднюючих речовин, що викидаються джерелами

викидів, зневажливо малий.

Соціальний рівень ризику оцінюється як прийнятий.

Шумове навантаження та вплив вібрації на стан організму людини при

експлуатації технологічного обладнання у межах санітарних норм.

Матеріальні об’єкти, включаючи архітектурну, археологічну та

https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D1%96%D0%B7%D0%BC

https://uk.wikipedia.org/wiki/%D0%9E%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D0%B8_%D0%BB%D1%8E%D0%B4%D0%B8%D0%BD%D0%B8

41

культурну спадщину

Об’єкти архітектурної, археологічної та культурної спадщини в районі

розташування родовища відсутні.

Соціально-економічні умови

Передбачається значний позитивний вплив планованої діяльності на

соціальні-економічні умови життєдіяльності населення: створення робочих

місць, збільшення надходжень коштів до місцевого бюджету, покращення

соціально-економічних умов проживання в населених пунктах за участі

підприємства, забезпечення держави стратегічними енергетичними ресурсами

власного видобутку.

42

5 ОПИС І ОЦІНКА МОЖЛИВОГО ВПЛИВУ НА ДОВКІЛЛЯ

ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Планованою діяльністю НГВУ "Охтирканафтогаз" є продовження

видобування на родовищі корисних копалин – вуглеводнів (газ природний,

конденсат, супутні: етан, пропан, бутани) та експлуатація відповідного

обладнання. Передбачена розробка покладів наявним фондом свердловин.

Родовище відкрите у 1984 році в результаті випробування турнейських

відкладів у свердловині 2.

Відповідно до "Технологічну схему розробки Ярмолинцівського

газоконденсатного родовища" передбачено здійснювати безперервну розробку

родовища до 2029 року існуючим фондом свердловин та проектних свердловин

№ 43, № 44, № 45, а також буріння розвідувальної свердловини № 48. Оцінка

впливу на довкілля від здійснення буріння видобувної свердловини буде

проведена в майбутньому при наявності проектної документації [3].

Загальна площа території родовища згідно з ліцензією (спеціальним

дозволом) на користування надрами складає 17,50 км2.

В адміністративному відношенні територія родовища розташована в

Роменському районі Сумської області. В межах ліцензійної ділянки родовища

частково знаходиться села Артюхівка та Ярмолинці. Загальна кількість

населення, яке може зазнати впливу планованої діяльності складає 925 чоловік.


проведенні підготовчих робіт і будівельних робіт та провадження

планованої діяльності, включаючи роботи з демонтажу після завершення

такої діяльності

Відповідно до оптимального варіанту розробки родовища передбачено

здійснювати розробку родовища до 2029 року. Забезпечення видобутку,

підготовки та транспортування вуглеводнів передбачено здійснювати наявним

обладнанням. Проведення підготовчих та будівельних робіт та робіт з демонтажу

обладнання не передбачено.

Після завершення розробки родовища повинна пройти його ліквідація.

Передбачено розроблення технологічного проекту виведення родовища з

промислової розробки, який повинен містити періодичність та кількість замірів

загазованості повітря, поверхневих вод і ґрунтів на території родовища,

природних і техногенних джерел забруднення.

Користувач надрами повинен в повному обсязі забезпечити рекультивацію

земель, порушених за час розробки родовища, повернення земельної ділянки

власнику.

Таким чином, на момент вироблення запасів вуглеводнів на родовищі, в

технологічний проект на його ліквідацію мають бути включені заходи, які

враховують вказані природоохоронні аспекти з врахуванням конкретних

обставин та умов, що склались на родовищі на завершальному етапі експлуатації.

43


використанні земель, ґрунтів

Діяльність НГВУ "Охтирканафтогаз" з видобування вуглеводнів

здійснюється на території Роменського району в межах спеціального дозволу на

користування надрами родовища від 21.12.99 реєстраційний номер 2060.

Відведена площа території складає 17,50 км2 (додаток А).

Земельні ділянки під промислові майданчики свердловин та установку

отримано відповідно до законодавства України, що підтверджується

відповідними Державним актом на право постійного користування землею від

17.01.02 ІІ-СМ № 0010012 (додаток В), договорів оренди землі: від 05.10.06

№ 653-ОР, від 29.11.06 № 906-ОР (додаток Г). Загальна площа вилучених земель

сільськогосподарського призначення складає 3,1716 га.

Вплив на землі полягає в зміні цільового призначення земельних ділянок.

Подальші дії щодо планованої діяльності, в разі необхідності залучення

земельних ділянок під облаштування родовища, будуть виконуватись у

відповідності до окремих проектів, з урахування вимог природоохоронного

законодавства у сфері раціонального використання природних ресурсів,

Земельного кодексу України, інших законодавчих та нормативних актів.

Очікується прямий, незначний, короткотривалий, місцевий вплив

внаслідок здійснення планової діяльності на стан ґрунтового покриву під час

спорудження та ремонту трубопроводів - зняття родючого шару ґрунту,

тимчасове складування та подальше його відновлення, з подальшим проведення

технічної та біологічної рекультивації порушених земель і поверненням ділянки

землевласнику. Також можливий прямий, незначний, періодичний, короткотривалий,

місцевий вплив внаслідок порушення структури ґрунтового покриву при

використанні автотранспорту та спецтехніки під час проведення підземного та

капітального ремонту свердловин та плануванні доріг до виробничих об’єктів.

З метою оцінки якісного стану ґрунтового покриву та виявлення

можливого техногенного навантаження на ґрунт в межах виробничого об’єкту

родовища у 2018 році лабораторією вод та ґрунтів НДПІ ПАТ "Укрнафта"

відібрано проби ґрунту у межах промислових майданчиків ГЗУ

Ярмолинцівського родовища та на відстані 50 м від ГЗУ. Згідно з результатами

досліджень проби ґрунту промислового майданчика ГЗУ від 19.10.18, які

наведені в таблиці 5.1, вміст бікарбонатів становить 269,2 мг/кг, вміст хлоридів

41,4 мг/кг, вміст кальцію 114,2 мг/кг, вміст магнію 21,4 мг/кг, вміст натрію 22,7

мг/кг, вміст калію 5,8 мг/кг, щільний залишок становить 0,8 %, вміст токсичних

солей складає 90,1 мг/кг, вміст заліза загального 12,5 мг/кг, вміст вуглецю

органічної речовини складає 1,92 %, частка гумусу в досліджуваних пробах

2,72 %, вміст азоту лужногідролізованого 73,7 мг/кг, вміст рухомого фосфору

147,2 мг/кг, вміст нафтопродуктів у ґрунті становить 87,2 мг/кг.

Кислотність ґрунту становить 7,8 од. рН - близька до нейтральної на

майданчику, значення знаходяться в межах допустимого діапазону ГДК від 5,5

до 8,2 од. рН. Вміст сульфатів в досліджуваних пробах значно нижче допустимої

44

концентрації, яка становить 160 мг/кг, вміст сульфатів 52,7 мг/кг в пробі ґрунту

ГЗУ. Вміст токсичних солей в пробі рівний - 90,1 мг/кг для проби ґрунту ГЗУ,

що значно нижче допустимих значень, ГДК становить 2500 мг/кг. Результати

аналізу по визначення вмісту нафтопродуктів показали, що вони присутні в

незначних кількостях – 87,2 мг/кг в пробі ґрунту ГЗУ.

Згідно з результатами досліджень проби ґрунту який відібраний на відстані

50 м від майданчика ГЗУ від 19.10.18, які наведені в таблиці 5.1, вміст

бікарбонатів становить 235,7 мг/кг, вміст хлоридів 38,5 мг/кг, вміст кальцію

95,4,2 мг/кг, вміст магнію 19,2 мг/кг, вміст натрію 18,5 мг/кг, вміст калію

5,0 мг/кг, щільний залишок становить 0,1 %, вміст токсичних солей складає 84,5

мг/кг, вміст заліза загального 11,7 мг/кг, вміст вуглецю органічної речовини

складає 1,57 %, частка гумусу в досліджуваних пробах 2,63 %, вміст азоту

лужногідролізованого 72,1 мг/кг, вміст рухомого фосфору 142,1 мг/кг, вміст

нафтопродуктів у ґрунті становить 82,4 мг/кг.

Кислотність ґрунту становить 7,1 од. рН - близька до нейтральної на

майданчику, значення знаходяться в межах допустимого діапазону ГДК від 5,5

до 8,2 од. рН. Вміст сульфатів в досліджуваних пробах значно нижче допустимої

концентрації, яка становить 160 мг/кг, вміст сульфатів 51,4 мг/кг в пробі ґрунту

на відстані 50 м від ГЗУ. Вміст токсичних солей в пробі рівний - 84,5 мг/кг для,

що значно нижче допустимих значень, ГДК становить 2500 мг/кг. Результати

аналізу по визначення вмісту нафтопродуктів показали, що вони присутні в

незначних кількостях – 82,4 мг/кг в пробі ґрунту на відстані 50 м від ГЗУ.

Таблиця 5.1 – Результати дослідження показників складу і властивостей

ґрунту майданчика ГЗУ Ярмолинцівського родовища та ґрунту на відстані 50 м

від ГЗУ

Но

мер

пр

об

и ґ

ру

нту

рН

во

дян

ої

ви

тяж

ки

, о

д.

рН

Вм

іст

кар

бо

нат

ів,

мг\

кг

Вм

іст

бік

арб

он

аті

в,

мг/

кг

Вм

іст

хло

ри

дів

, м

г/кг

Вм

іст

кальц

ію,

мг/

кг

Вм

іст

маг

нію

, м

г/кг

Вм

іст

сульф

атів

, м

г/кг

Вм

іст

натр

ію,

мг/

кг

Вм

іст

калію

, м

г/кг

Щіл

ьн

ий

зал

иш

ок,

%

То

кси

чн

і со

лі,

мг/

кг

Вм

іст

заліз

а за

гальн

ого

,

мг/

кг

Вм

іст

ву

глец

ю о

рга

ніч

но

ї

реч

ови

ни

, %

Гу

му

су,

%

Вм

іст

азо

ту л

уж

но

гід

ро

-

ліз

ован

ого

, м

г/кг

Вм

іст

ру

хо

мо

го ф

осф

ору

(за

Чи

ри

ко

ви

м),

мг/

кг

Вм

іст

наф

топ

ро

ду

кті

в,

мг/

кг

№1

(ГЗУ) 7,8 н/в 269,2 41,4 114,2 21,4 52,7 22,7 5,8 0,8 90,1 12,5 1,92 2,72 73,7 147,2 87,2

№ 2

(50 м

від

ГЗУ)

7,1 н/в 235,7 38,5 95,4 19,2 51,4 18,5 5,0 0,1 84,5 11,7 1,57 2,63 72,1 142,1 82,4

Бікарбонати, хлориди, кальцій, магній, сульфати, токсичні солі є водо-

розчинними солями, тобто їх вміст у ґрунтовому покриві в значній мірі за-лежить

від природних факторів, кліматичних умов, водного режиму, ландшафтних

геоморфологічних характеристик тому є досить нестабільний.

45

Результати аналізів по визначенню основних трофічних елементів - азоту,

фосфору і калію свідчать про низький рівень агрохімічної забезпеченості ґрунту.

На основі досліджень ґрунтового покриву майданчиків можна зробити

висновок про мінімальний вплив на ґрунт виробничого об’єкту родовища.


водокористуванні та водовідведенні

Джерела постачання води на території Ярмолинцівського родовища

відсутні.

Для забезпечення господарсько-питних потреб персоналу ГЗУ

використовується привозна вода. Водовідведення побутових стічних вод

здійснюється в вигрібну яму з подальшим вивозом згідно угоди з комунальним

підприємством "Комбінат комунальних підприємств" Роменської міської ради

про надання послуг з вивезення рідких побутових відходів № 1839-Р від 13.11.17.

Використання води для задоволення виробничих потреб при експлуатації

свердловин на родовищі відбувається при виконання наступних технологічних

операцій – глушіння свердловин та їх промивання, виправлення негерметичності

цементного кільця, встановлення цементного мосту, ліквідація порушень

обсадної колони, опресування обсадної колони, закачування в пласт різних

робочих агентів, опресування пакера в свердловині, досліджень технічного стану

свердловин. Вищенаведені операції здійснюються згідно з індивідуальним

оперативним планом виконання технологічних операцій на свердловині.

Періодичність і кількість виконання операцій залежить від параметрів роботи

свердловини. Вода для проведення вищенаведених технологічних операцій на

Ярмолинцівському родовищі використовується пластова з наливом на УПС

Артюхівського родовища та частково з свердловини № 208, яка розташована в

селі Артюхівка, на підставі дозволу на спеціальне водокористування від 22.09.14

№ УКР 0079 СУМ з терміном дії 22.09.2020, виданого Департаментом екології,

паливно-енергетичного комплексу та природних ресурсів Сумської ОДА

(додаток Д). Транспортування води та водних розчинів до виробничих об’єктів

Ярмолинцівського родовища здійснюється за допомогою автоцистерн та

спеціалізованої техніки.

Фактичне водоспоживання в процесі ведення видобування вуглеводнів на

Ярмолинцівському родовищу відповідно проведеного аналізу за 2017 рік

становить:

- на господарсько-питні потреби – 14,6 м3;

- на виробничі потреби (проведення капітальних та підземних ремонтів

свердловин з використанням пластових вод) вода не використовувалась.

Використання води на підготовку вуглеводневої продукції на

Ярмолинцівському родовищі відсутнє, оскільки підготовка вуглеводневої

продукції безпосередньо на Ярмолинцівському родовищі не здійснюється,

відбувається тільки сепарація (розділення на газову та рідинну складові)

видобутої рідини.

46

Продукція нафтових свердловин родовища по викидним лініям

транспортується на УНТС "Артюхівка" Артюхівського родовища, де

безпосередньо здійснюється попередня підготовка. Схема транспортування

продукції наведена на рисунку 1.2.

Використання води на УНТС "Артюхівка" для попередньої підготовки

продукції, яка видобута на Ярмолинцівському родовищі, здійснюється з

свердловини № 208, яка розташована в селі Артюхівка, на підставі дозволу на

спеціальне водокористування від 22.09.14 № УКР 0079 СУМ з терміном дії

22.09.2020, виданого Департаментом екології, паливно-енергетичного

комплексу та природних ресурсів Сумської ОДА (додаток Д).

Щорічно проводиться дослідження якості води із свердловини. Актуальні

результати досліджень наведені в протоколі від 17.10.17 № 533, протоколі від

17.11.17 № 337-345 (додаток П). Вода із артезіанської свердловини по санітарно-

хімічним показникам відповідає вимогам ДСанПіНу 2.2.4-171-10 за винятком

вмісту заліза. Підвищений вміст заліза характерний для водоносних горизонтів у

бучацько-канівських відкладів даної території та має природне походження.

З метою попередження негативного впливу на підземні води НГВУ

"Охтирканафтогаз" проводить дослідження води із спостережної свердловини 1

ГЗУ Ярмолинцівського родовища. Результатів дослідження води із свердловини

1 наведені в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 – Результати дослідження показників складу і властивостей

проб підземної води спостережної свердловини 1 ГЗУ

Місце відбору

проби

Дата

відбору рН

Аніони, мг\дм3 Катіони, мг\дм3

Наф

топ

ро

ду

кти

,

мг\

дм

3

Су

хи

й з

али

шо

к,

мг\

дм

3

Мін

ерал

ізац

ія,

мг\

дм

3

Жо

рст

кіс

ть,

мг·

екв/

дм

3

Гід

ро

кар

бо

нат

и

Кар

бо

нат

и

Хло

ри

ди

Су

льф

ати

Ніт

рат

и

Кал

ьц

ій

Маг

ній

Кал

ій

Нат

рій

Ам

он

ій

Зал

ізо

заг

альн

е

Спостережна

свердловина 1

ГЗУ

30.03.18 7,85 280,69 <5,0 28,36 50 - 20,04 27,96 8,9 17,2 - <0,05 <0,04 328 433,2 3,3

30.10.18 8,15 305,1 6 31,9 <50 - 22,04 29,18 10,7 16,8 - 1,31 <0,04 364 741,7 3,5

За даними актуальних результатів вимірювань показників складу та

властивостей проб підземних вод, що проведені лабораторією вод і ґрунтів НДПІ

ПАТ "Укрнафта" у 2018 року, якість підземних вод із спостережної

свердловини 1 задовільна .

При розробці родовища, за умови додержання технологічних процесів,

вплив виробничих об’єктів на водне середовище періодичний, опосередкований,


47


використанні супутньо-пластових вод

Під час здійснення діяльності з видобутку вуглеводнів вилучаються

супутньо-пластові води. Супутньо-пластова вода - це вода, що піднімається на

поверхню разом з нафтою, конденсатом і газом під час їх видобування. Вона є

складним природним розчином, який складається з пластових вод водонасиченої

частини продуктивного горизонту, конденсаційних вод, а також контурних і

підошовних пластових вод. Супутньо-пластова вода є побічним продуктом

видобування вуглеводнів, який не використовується, а повертається у підземні

горизонти шляхом використання в системі підтримки пластового тиску або

закачування в скидові свердловини.

На Ярмолинцівському родовищі відсутні свердловини системи підтримки

пластового тиску та скиду пластових вод в підземні горизонти. Супутньо-

пластова вода разом із продукцією транспортується на УПС Артюхівського

родовища.

Попередня підготовка видобутої на Ярмолинцівському родовищі

продукції шляхом відділення супутньо-пластових вод проводиться на УПС

Артюхівського родовища з наступним закачуванням її у скидові свердловини.

Повернення супутньо-пластових вод здійснюється на підставі Тимчасового

технологічного регламенту закачування супутньо-пластових вод.

Повернення супутньо-пластових вод у надра необхідно розглядати як

відновлення природного геологічного середовища. Спосіб повернення супутньо-

пластових вод вважається більш раціональним та екологічно безпечнішим ніж

інші способи поводження з ними. В процесі повернення супутньо-пластових вод

в підземні горизонти очікується незначний вплив на пластові води. НГВУ

"Охтирканафтогаз" здійснює постійний нагляд за процесом повернення

супутньо-пластових вод у надра.

На Ярмолинцівському родовищі вплив планованої діяльності при

використанні супутньо-пластових вод мінімальний, за виключенням операцій з

капітального ремонту свердловин. На протязі 2017 року на родовищі не

відбувались операції з проведення капітального та підземного ремонту

свердловин, пластова вода не використовувалась.

Вплив від пластових вод прийнятий як мінімальний.


викидах забруднюючих речовин в атмосферне повітря

Джерелами потенційного впливу на атмосферне повітря при експлуатації

родовища є ГЗУ та факельні амбари свердловин № 2, № 40, № 41.

48

5.5.1 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при

викидах забруднюючих речовин в атмосферне повітря від ГЗУ

Групова замірна установка ГЗУ Ярмолинці призначена для збору продукції

газоконденсатних свердловин, розподілу і подачі газліфтного газу на

свердловини, індивідуального періодичного заміру дебіту свердловин і подачі

газоконденсатної суміші в вихідний колектор ГЗУ Ярмолинці – УНТС

Артюхівка. До складу групової замірної установки входять:

вхідна гребінка;

замірний сепаратор С-1 (тензоваги);

блок розподілення газліфтного газу БГРа;

підземна ємність для опорожнення трубопроводів Е-2;

ємність для інгібітора корозії Е-1 V=10 м3;

інгібіторне господарство з насосами Н-2 для подачі інгібітора на

свердловини.

Експлуатація технологічного обладнання супроводжується викидами

забруднюючих речовин в атмосферу.

Інвентаризація джерел викиду забруднюючих речовин в атмосферне

повітря ГЗУ проведена з метою оцінки кількісного та якісного складу викидів

забруднюючих речовин у атмосферне повітря стаціонарними джерелами,

відповідно до статті 31 Закону України "Про охорону атмосферного повітря" з

урахуванням вимог "Інструкції про порядок та критерії взяття на державний

облік об’єктів, які справляють або можуть справити шкідливий вплив на здоров’я

людей і стан атмосферного повітря, видів та обсягів забруднюючих речовин, що

викидаються в атмосферне повітря", затвердженої наказом Мінекоресурсів

України від 10.05. 02 № 177. Складено "Звіт по інвентаризації викидів

забруднюючих речовин НГВУ "Охтирканафтогаз".

Промисловий майданчик ГЗУ родовища відноситься до 3 класу небезпеки

(розділ "Підприємства по видобуванню руд та нерудних копалин", клас III,

санітарно-захисна зона 300 м, п. 1 „Підприємство по видобуванню нафти при

викиді сірководню до 0,5 т/д з малим вмістом летких вуглеводнів"), і для нього

встановлено нормативний розмір санітарно-захисної зони 300 м. [12].

За результатами інвентаризації встановлені основні технологічні процеси

виробництва, визначено організовані та неорганізовані джерела викидів,

проведена оцінка якісного та кількісного складу забруднюючих речовин які

викидаються, розраховані валові обсяги викидів забруднюючих речовин за

питомими викидами та об’ємом використаної сировини.

Карта-схеми району розташування промислового майданчика ГЗУ

родовища з нанесеною санітарно-захисною зоною наведено на рисунках 5.1.

За результатами інвентаризації від 2008 року на промисловому майданчику

ГЗУ виявлено 11 потенційних джерел викидів забруднюючих речовин [6].

Джерело викиду № 9001 – організоване – труба вентиляційна блоку


49

примусовій вентиляції приміщення блоку. Забруднюючі речовини – метан, етан,


Рисунок 5.1 – Карта-схема району розташування майданчика ГЗУ

Джерела викиду № 9002, 9003 – організовані – дефлектора блоку


природній вентиляції приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан,


Джерело викиду № 9004 – організоване – свіча тензовагової установки.

Викиди в атмосферу відбуваються при перевірці запобіжних клапвнів.


Джерело викиду № 9005 – організоване – свіча від запобіжних клапанів.

Викиди в атмосферу відбуваються при ревізії запобіжних клапанів.


50

Джерело викиду № 9006 – організоване – дихальний клапан ємності

метанольної (Е-1) V = 10 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при зберіганні

метанолу. Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9007 – організоване – дихальний клапан дренажної

ємності Е-2 V=1,6 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при зберіганні

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

Джерело викиду № 9008 – неорганізоване – насосна (насос для подачі

метанолу НД-25/250). Викиди в атмосферу відбуваються при подачі метанолу.

Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9009 – неорганізоване – насосна (насос для

закачування метанолу АНЦ-Е-32-160). Викиди в атмосферу відбуваються при

закачці метанолу. Забруднюючі речовини – спирт метиловий.

Джерело викиду № 9010 – неорганізоване площинне – фарбувальний пост.

Викиди відбуваються при використанні фарби ПФ-115 для ремонтних робіт.

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

Джерело викиду № 9011 – неорганізоване площинне – зварювальний пост.

Викиди відбуваються при зварюванні та газовому різанні металевих виробів.

Забруднюючі речовини – залізо, манган та його сполуки, оксиди азоту, вуглецю,

фтористий водень, фториди, пил неорганічний.

Схема розташування стаціонарних джерел викидів забруднюючих

речовин, що здійснюють вплив на довкілля, на промисловому майданчику ГЗУ

наведена на рисунку 5.2.


майданчика ГЗУ становлять 0,4977 т/рік. Детальна інформація щодо

елементарних технологічних процесів та характеристика джерел викидів

наведена у розділі 1.5.1. Обсяги валових викидів забруднюючих речовин по

кожній речовині наведено в таблиці 1.3.

За матеріалами інвентаризації розроблені Документи, які обґрунтовують

обсяги викиду забруднюючих речовин від стаціонарних джерел забруднення та

отримано дозвіл на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами від 01.07.11 № 5924185405-1, строк дії по 16.04.19

(додаток И), на основі якого здійснюється діяльність на даний час.

За складом "Документів, у яких обґрунтовуються обсяги викидів, в

залежності від ступеня впливу об’єкта на забруднення атмосферного повітря"

ГЗУ відносяться до третьої групи.

Відповідно до п. 1-1 розділу IХ "Прикінцеві положення" Закону України

"Про охорону атмосферного повітря" редакція від 18.12.17 установлено, що

строк дії дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами, виданого суб’єкту господарювання, об’єкт якого

належить до третьої групи об’єктів по складу Документів в яких

обґрунтовуються обсяги викидів забруднюючих речовин в залежності ступеня

впливу на атмосферне повітря, до набрання чинності Закону України "Про

внесення змін до деяких законодавчих актів України про скорочення кількості

документів дозвільного характеру" редакція від 28.06.15 та який на момент

набрання чинності зазначеним Законом є дійсним, є необмеженим". На момент

51

набрання чинності зазначеного закону дозвіл № 5924186401-1 був дійсним, а

отже термін дії його вважається необмеженим.

Рисунок 5.2 – Схема розташування стаціонарних джерел викидів ГЗУ

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.

Для проведення розрахунків розсіювання забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі використовувався програмний комплекс „EOL+” версія

5.3.4 (WINDOWS), розроблений Київським КБСП „ТОПАЗ” і рекомендований

для використання Мінприроди України (додаток 1 до листа Мінприроди України

від 14.04.06 № 3450/19/4-8). Розмір прийнятої нормативної санітарно-захисної

зони за ДСП-173-96 для 3 класу становить 300 м.

52

Перед проведенням розрахунків проводиться визначення доцільності

проведення розрахунку розсіювання забруднюючих речовин в атмосферному

повітрі на ЕОМ у відповідності з п.5.21 ОНД-86 [17].

ФГДК

М , (5.1)

Ф = 0,01 х Н при Н > 10 м,

Ф = 0,1 при Н < 10 м,

де М -сумарне значення викиду від всіх джерел підприємства, що

відповідає найбільш несприятливим із встановлених умов викиду, включаючи

вентиляційні джерела і неорганізовані викиди, г/с;

ГДК - максимальна разова граничнодопустима концентрація, мг/м3;

Н - середньозважена по підприємству висота джерел викидів, м.

Н j=j

j

М

М25М15М5 ...j30)(2120)(11j10)(0

, (5.2)

де Мj - повний викид забруднюючої речовини, г/с;

М(0-10), М(11-20), М(21-30) - викид забруднюючої речовини з джерел в

інтервалах висот до 10 м включно, від 11 до 20 м, від 21 до 30 м і т.д.

Якщо висота джерел викиду не перевищує 10 м, то приймається Н j = 5 м.

Перевірка доцільності проведення розрахунку розсіювання забруднюючих

речовин в атмосферному повітрі на ЕОМ проведено по всіх речовинах, які

викидаються із стаціонарних джерел. Результати розрахунку доцільності

наведено в таблиці 5.3.

Таблиця 5.3 - Коефіцієнт доцільності проведення розрахунків розсіювання

№

п/п

Код

р-ни

Найменування

речовини

Викид по

підпри-

ємству,

г/с

ГДК

мг/м3

М/ГДК/Н

для Н>10 Доціль-

ність

розра-

хунку М/ГДК

для Н<10

1 2 3 4 5 6 7

1 123 Заліза оксид** (в переpахунку на залізо) 0,00364000 0,4 0,0091 ні

2 143 Марганець та його з'єднання (в переpахунку на діоксид марганцю) 0,00014000 0,01 0,014 ні

3 301 Азоту діоксид 0,00183000 0,085 0,022 ні

4 337 Вуглецю оксид 0,00182000 5,0 0,00036 ні

5 342 Фториди,газоподібні з`єднання (фтористий водень, 4-

фтор. кремній)

0,00016000 0,02 0,008 ні

6 343 Фториди добpе pозчинні неоpганічні (фтоpид і гекс.натрію) 0,00060000 0,03 0,02 ні

7 344 Фториди погано pозчинні неоpганічні (фтоpид алюмінію і кальцію) 0,00034000 0,2 0,0017 ні

8 402 Бутан 0,11808000 200,0 0,00059 ні

9 403 Гексан 0,02441000 60,0 0,00041 ні

10 405 Пентан 0,05008000 100,0 0,0005 ні

11 410 Метан 0,64914000 50,0 0,013 ні

12 616 Ксилол 0,01563000 0,2 0,078 ні

13 1052 Спирт метиловий 0,00627000 1,0 0,0063

14 2752 Уайт-спірит 0,01563000 1,0 0,016 ні

15 2908 Пил неорганічний,який містить двоокис кремнію у %:70-20 (ш.ц.) 0,00013000 0,3 0,00043 ні

16 10304 Пропан 0,22093000 65,0 0,0034 ні

17 10305 Етан 0,21697000 65,0 0,0033 ні

18 11510 Аэрозоль лакофарбових матерiалiв 0,00095000 0,1 0,0095 ні

53

Розрахунки приземних концентрацій виконані на існуюче становище з

врахуванням фонових концентрацій визначених розрахунковим способом

відповідно до "Порядку визначення величин фонових концентрацій в

атмосферному повітрі", затвердженого наказом Міністерства екології та

природних ресурсів України від 30.07.01 № 286.

Результати розрахунків розсіювання забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі на межі санітарно-захисної зони ГЗУ, які проведені в

програмному комплексі „EOL+”, наведені в таблиці 5.4.

За результатами проведених розрахунків розсіювання забруднюючих

речовин від стаціонарних джерел викидів у атмосферному повітрі встановлено,

що при будь-якому напрямку та швидкостях вітру максимальні приземні

концентрації забруднюючих речовин на межі санітарно-захисної зони не

перевищують гранично допустимих концентрацій для населених місць [4].

Таблиця 5.4 - Результати розрахунку максимальних приземних

концентрацій Забруднююча речовина Максимальна

приземна

концентрація

забруднюючих

речовин на межі

СЗЗ з врахуванням

фонового

забруднення

код назва

ГДК

(ОБРД),

мг/м3

клас

небез-

печності

мг/м3 долей ГДК

123 Заліза оксид** (в переpахунку на залізо) 0,4 3 0,164 0,41

143 Марганець та його з'єднання (в переpахунку на діоксид марганцю) 0,01 2 0,004 0,41

301 Азоту діоксид 0,085 3 0,036 0,42

337 Вуглецю оксид 5,0 4 2,124 0,40

342 Фториди,газоподібні з`єднання (фтористий водень, 4-

фтор. кремній) 0,02 2 0,008 0,41

343 Фториди добpе pозчинні неоpганічні (фтоpид і гекс.натрію) 0,03 2 0,013 0,42

344 Фториди погано pозчинні неоpганічні (фтоpид алюмінію і кальцію) 0,2 2 0,080 0,40

402 Бутан 200,0 4 80,347 0,40

403 Гексан 60,0 4 24,011 0,40

405 Пентан 100,0 4 40,458 0,40

410 Метан 50,0 0 20,517 0,41

616 Ксилол 0,2 3 0,094 0,47

1052 Спирт метиловий 1,0 0 0,412 0,41

2752 Уайт-спірит 1,0 3 0,428 0,42

2908 Пил неорганічний,який містить двоокис кремнію у %:70-20 (ш.ц.) 0,3 0 0,126 0,40

10304 Пропан 65,0 0 26,098 0,40

10305 Етан 65,0 0 26,461 0,40

11510 Аэрозоль лакофарбових матерiалiв 0,1 0 0,041 0,41

На рисунках 5.3 – 5.20 наведені графіки розсіювання забруднюючих

речовин.

Контрольні дослідження проведені групою екологічних досліджень

відділу екології НДПІ ПАТ "Укрнафта" на межі СЗЗ ГЗУ за період з 2012 по 2015

роки [9], свідчать, що концентрації забруднюючих речовин на межі санітарно

захисної зони суттєво менші за нормативи ГДК коливаються для метану від 0,013

до 0,015 долі ГДК.

54

Рисунок 5.3 – Графік розсіювання заліза оксиду ( в перерахунку на залізо)

Рисунок 5.4 – Графік розсіювання марганець та його з’єднання

(в перерахунку на діоксид марганцю)

55

Рисунок 5.5 – Графік розсіювання азоту діоксид

Рисунок 5.6 – Графік розсіювання вуглецю оксид

56

Рисунок 5.7 – Графік розсіювання фториди, газоподібні з’єднання

(фтористий водень, 4-фтористий кремній)

Рисунок 5.8 – Графік розсіювання фториди добре розчинні не органічні

(фторид і гекс. натрію)

57

Рисунок 5.9 – Графік розсіювання фториди погано розчинні не органічні

(фторид алюмінію і кальцію)

Рисунок 5.10 – Графік розсіювання бутан

58

Рисунок 5.11 – Графік розсіювання гексан

Рисунок 5.12 – Графік розсіювання пентан

59

Рисунок 5.13 – Графік розсіювання метан

Рисунок 5.14 – Графік розсіювання ксилол

60

Рисунок 5.15 – Графік розсіювання спирт метиловий

Рисунок 5.16 – Графік розсіювання уайт-спірит

61

Рисунок 5.17 – Графік розсіювання пил не органічний який містить

двоокис кремнію у % 70-20

Рисунок 5.18 – Графік розсіювання пропан

62

Рисунок 5.19 – Графік розсіювання етан

Рисунок 5.20 – Графік розсіювання аерозоль лакофарбових матеріалів

При збереженні існуючого технологічного режиму, можна спрогнозувати,

що при подальшій експлуатації установки якісний стан атмосферного повітря на

межі СЗЗ і надалі буде в межах нормативно допустимих значень. Таким чином,

63

можна стверджувати, що ГЗУ здійснюватиме постійний незначний вплив на стан

атмосферного повітря в межах санітарно-захисної зони провадження виробничої

діяльності. Підстав для здійснення транскордонної оцінки впливу немає.

5.5.2 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності при

викидах забруднюючих речовин в атмосферне повітря від факельних

амбарів

Факельні амбари призначені для спалювання газу під час проведення

продувки шлейфів свердловин при розгідрачуванні (усунення гідратної пробки,

що утворюється внаслідок накопичення в середині трубопроводів та обладнання

суміші води та газового конденсату) та при ремонті свердловин.

Технологічні операції, пов’язані з продуванням свердловин, служать

джерелом періодичних, але потужних викидів. Для попередження утворення

вибухонебезпечних концентрацій метану, а також потрапляння в атмосферу

високотоксичних речовин, продування свердловин проводиться з обов’язковим

спалюванням продувочних газів. В результаті цих операцій в атмосферне повітря

поступають продукти повного і неповного згорання газу.

Факельні амбари свердловин 2, 40 і 41 Ярмолинцівського родовища

відносяться до горизонтальних факельних установок. Горизонтальна факельна

установка – це відкритий амбар з горизонтальним підводом газових сумішей під

тиском в зону горіння. Визначення викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря при спалюванні в факельному амбарі інструментальними замірами

досить проблематичне, так як неможливо безпосередньо відібрати на аналіз

проби продуктів згорання. Тому визначення кількості викидів забруднюючих

речовин в атмосферу проведено розрахунковим методом за питомими викидами,

які отримані на дослідних установках.

Забруднюючі речовини, що виділяються від факельних установок,

представляють собою газоповітряну суміш продуктів згорання і незгорілих

компонентів спалюваної вуглеводневої суміші. Якісна і кількісна характеристика

викидів забруднюючих речовин визначається складом спалюваної суміші, типом

і параметрами факельної установки.


повітря факельних амбарів проведена з метою оцінки кількісного та якісного

складу викидів забруднюючих речовин у атмосферне повітря стаціонарними

джерелами, відповідно до статті 31 Закону України "Про охорону атмосферного

повітря" з урахуванням вимог "Інструкції про порядок та критерії взяття на

державний облік об’єктів, які справляють або можуть справити шкідливий вплив

на здоров’я людей і стан атмосферного повітря, видів та обсягів забруднюючих

речовин, що викидаються в атмосферне повітря", затвердженої наказом

Мінекоресурсів України від 10.05. 02 № 177. Складено "Звіт по інвентаризації

викидів забруднюючих речовин НГВУ "Охтирканафтогаз".

Промислові майданчики факельних амбарів свердловин № 2, № 40, № 41

родовища відноситься до 3 класу небезпеки (розділ "Підприємства по

видобуванню руд та нерудних копалин”, клас III, санітарно-захисна зона 300 м,

64

п. 1 „Підприємство по видобуванню нафти при викиді сірководню до 0,5 т/д з

малим вмістом летких вуглеводнів"), і для нього встановлено нормативний

розмір санітарно-захисної зони 300 м [4] [5].

Карта-схеми району розташування майданчиків факельних амбарів

свердловин № 2, № 40, № 41 родовища з нанесеними санітарно-захисними

зонами наведені на рисунку 5.21.

За результатами інвентаризації встановлені основні технологічні процеси

виробництва, визначено джерела викидів, проведена оцінка якісного та

кількісного складу забруднюючих речовин які викидаються, розраховані валові

обсяги викидів забруднюючих речовин за питомими викидами та об’ємом

використаної сировини.

Рисунок 5.21 – Карта-схема району розташування майданчиків факельних

амбарів свердловин № 2, № 40, № 42

За результатами інвентаризації від 2014 року на промислових майданчиках

факельних амбарів виявлено 3 потенційних джерел викидів забруднюючих

речовин [7].

Джерела викиду № 906, 907, 908 – неорганізовані площинні – факельні

амбари, що розташовані на свердловинах. Викиди в атмосферу відбуваються при

спалюванні газу під час продування трубопроводів. Забруднюючі речовини –

оксиди азоту (в перерахунку на діоксид азоту), оксид вуглецю, суспендовані

частинки, недиференційовані за складом, метан, двооксид вуглецю, азоту (1)

оксид (N2O). Схема розташування стаціонарних джерел викидів забруднюючих

речовин, що здійснюють вплив на довкілля, на промислових майданчиках

факельних амбарів родовища наведена на рисунку 5.22.

65

Рисунок 5.22 – Схема розташування стаціонарних джерел викидів


майданчика факельних становлять 214,2844 т/рік. Детальна інформація щодо

елементарних технологічних процесів та характеристика джерел викидів

наведена у розділі 1.5.1. Обсяги валових викидів забруднюючих речовин по

кожній речовині наведено в таблиці 1.5.

За матеріалами інвентаризації розроблені Документи, які обґрунтовують

обсяги викиду забруднюючих речовин від стаціонарних джерел забруднення та

66

отримано дозвіл на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами від 13.05.14 № 5924185405-1, строк дії по 13.05.24

(додаток И), на основі якого здійснюється діяльність на даний час.

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.

Для проведення розрахунків розсіювання забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі використовувався програмний комплекс „EOL+” версія

5.3.4 (WINDOWS), розроблений Київським КБСП „ТОПАЗ” і рекомендований

для використання Мінприроди України (додаток 1 до листа Мінприроди України

від 14.04.06 № 3450/19/4-8). Розмір прийнятої нормативної санітарно-захисної

зони за ДСП-173-96 для 3 класу становить 300 м

Перед проведенням розрахунків проводиться визначення доцільності

проведення розрахунку розсіювання забруднюючих речовин в атмосферному

повітрі на ЕОМ у відповідності з п.5.21 ОНД-86 [17].

ФГДК

М , (5.1)

Ф = 0,01 х Н при Н > 10 м,

Ф = 0,1 при Н < 10 м,

де М -сумарне значення викиду від всіх джерел підприємства, що

відповідає найбільш несприятливим із встановлених умов викиду, включаючи

вентиляційні джерела і неорганізовані викиди, г/с;

ГДК - максимальна разова граничнодопустима концентрація, мг/м3;

Н - середньозважена по підприємству висота джерел викидів, м.

Н j=j

j

М

М25М15М5 ...j30)(2120)(11j10)(0

, (5.2)

де Мj - повний викид забруднюючої речовини, г/с;

М(0-10), М(11-20), М(21-30) - викид забруднюючої речовини з джерел в

інтервалах висот до 10 м включно, від 11 до 20 м, від 21 до 30 м і т.д.

Якщо висота джерел викиду не перевищує 10 м, то приймається Н j = 5 м.

Перевірка доцільності проведення розрахунку розсіювання забруднюючих

речовин в атмосферному повітрі на ЕОМ проведено по всіх речовинах, які

викидаються із стаціонарних джерел. Результати розрахунку доцільності

наведено в таблиці 5.5.

Розрахунки приземних концентрацій виконані на існуюче становище з

врахуванням фонових концентрацій на час проведення розрахунку, відповідно

до листа Державного управлінням охорони навколишнього природного

середовища в Сумській області від 19.03.12 № 596/07 (додаток М). В розділі

представлені по десять значень максимальних приземних концентрацій для

кожної речовини, що була задіяна в розрахунку. Розрахунок проведений по

одному із факельних амбарів, оскільки спалювання на факельних амбарах

відбувається почергово. Результати розрахунків розсіювання забруднюючих

речовин в атмосферному повітрі наведені в таблиці 5.6.

67

Таблиця 5.5 - Коефіцієнт доцільності проведення розрахунків

розсіювання

N

п/п

Код

р-ни


речовини

Середня

висота

м.

Викид по

підприємству ГДК

мг/м3

М/ГДК/Н

для Н>10 Доціль-

ність

розра-

хунку г/с т/рік

М/ГДК для

Н<10

1 2 3 4 5 6 7 8 9

1 301 Оксиди азоту (у перерахунку

на діоксид азоту [NO + NO2]) 10,0 1,08931 0,04706 0,2 5,4465 Так

2 337 Оксид вуглецю 10,0 136,1641 5,88229 5,0 27,2328 Так

3 410 Метан 10,0 16,33969 0,70587 50,0 0,33 Так

4 2902 Суспендовані частинки,

недиференційовані за складом 10,0 16,33969 0,70587 0,5 32,6794 Так

Таблиця 5.6 - Результати розрахунку максимальних приземних

концентрацій Речовина 301 (Азоту діоксид)

Конц. в точці,

долей ГДК

Коорд.X,

м

Коорд.Y,

м

Напр. вітру,

град.

Швид. вітру,

м/c

Код

джерела

Внесок,

%

1 2 3 4 5 6 7

0.55 600 0 180 11 906 100

0.55 0 -600 270 11 906 100

0.55 0 600 90 11 906 100

0.55 -600 0 8.5304E-11 11 906 100

0.55 0 700 90 11 906 100

0.55 -700 0 8.5304E-11 11 906 100

0.55 0 -700 270 11 906 100

0.55 700 0 180 11 906 100

0.55 -600 100 10 11 906 100

Речовина 337 (Вуглецю оксид)

0.81 600 0 180 11 906 100

0.81 0 -600 270 11 906 100

0.81 0 600 90 11 906 100

0.81 -600 0 8.5304E-11 11 906 100

0.81 0 700 90 11 906 100

0.81 -700 0 8.5304E-11 11 906 100

0.81 0 -700 270 11 906 100

0.81 700 0 180 11 906 100

0.81 -600 100 10 11 906 100

0.81 100 600 100 11 906 100

Речовина 410 (Метан)

0.41 600 0 180 11 906 100

0.41 0 -600 270 11 906 100

0.41 0 600 90 11 906 100

0.41 -600 0 8.5304E-11 11 906 100

0.41 0 700 90 11 906 100

0.41 -700 0 8.5304E-11 11 906 100

0.41 0 -700 270 11 906 100

0.41 700 0 180 11 906 100

0.41 -600 100 10 11 906 100

68

Кінець таблиці 5.6 0.41 100 600 100 11 906 100

Речовина 2902 (Суспендовані частинки, недиференційовані за складом)

0.96 600 0 180 11 906 100

0.96 0 -600 270 11 906 100

0.96 0 600 90 11 906 100

0.96 -600 0 8.5304E-11 11 906 100

0.96 0 700 90 11 906 100

0.96 -700 0 8.5304E-11 11 906 100

0.96 0 -700 270 11 906 100

0.96 700 0 180 11 906 100

0.96 -600 100 10 11 906 100

0.96 100 600 100 11 906 100

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 [5].

На рисунках 5.23 – 5.26 наведені графіки розсіювання забруднюючих

речовин факельних амбарів.

Рисунок 5.23 – Графік розсіювання азоту діоксид

69

Рисунок 5.24 – Графік розсіювання вуглецю оксид

Рисунок 5.25 – Графік розсіювання метан

70

Рисунок 5.26 – Графік суспендовані частинки, недиференційовані за

складом

При збереженні існуючого технологічного режиму, можна спрогнозувати,

що при подальшій експлуатації установки якісний стан атмосферного повітря на

межі СЗЗ і надалі буде в межах нормативно допустимих значень. Таким чином,

можна стверджувати, що факельні амбари здійснюватимуть періодичний

незначний вплив на стан атмосферного повітря в межах санітарно-захисної зони

провадження виробничої діяльності. Підстав для здійснення транскордонної

оцінки впливу немає.


здійснені скидів забруднюючих речовин в водні об’єкти

Під час здійснення видобування вуглеводнів на родовищі скиду

забруднюючих речовин у воднів об’єкти немає. Вплив на водні об’єкти від скиду

забруднюючих речовин – відсутній.

5.7 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності шумовим

забрудненням

Робота обладнання ГЗУ пов’язана з шумовим навантаженням, тому, з

метою зменшення шкідливого впливу на здоров’я населення, підприємство

зобов’язане забезпечувати рівні шуму в прилеглих до об’єкту житлових і

71

громадських будівлях, що не перевищують рівнів, установлених санітарними

нормами.

Згідно ДСТУ-Н Б В.1.1-35:2013 розрахунок рівнів звукового тиску (L,дБА)

в розрахункових точках на рівні житлових приміщень найближчої забудови

визначається за формулою:

L = LWA – 20 lg r + 10 lg Ф – βar – 10 lg Ω де LWA – рівень звукової потужності джерела шуму, дБA;

r – відстань від розрахункової точки до акустичного центра джерела шуму,

м;

Ф – коефіцієнт спрямованості випромінювання шуму джерелом в

напрямку розрахункової точки, безрозмірний; приймається за даними технічної

документації на джерело або визначається експериментально (для джерел з

рівномірним в усіх напрямках випромінюванням або за відсутністю даних

приймають Ф=1);

βa – величина затухання звуку в атмосфері, дБ/м, приймається відповідно

до таблиці 4 (ДСТУ-Н Б В.1.1-35:2013);

Ω – просторовий кут, в який випромінюється шум даного джерела,

визначається в залежності від місця розташування джерела відносно

огороджувальних конструкцій; приймається відповідно до таблиці 1 [13].

При експлуатації родовища найбільше звукове навантаження виникає під

час короткочасної спалення вуглеводнів на факелі свердловини, рівень звукового

тиску складає 80 дБA на межі факельного амбару, відповідно до рекомендацій

НПО "Союзгазтехнологія", тобто LWA=80 дБA.

Проведено розрахунок найбільшого можливого впливу шумового

забруднення на межі найближчої житлової забудови розташованої в селі

Ярмолинці. Відстань від установки до найближчої житлової забудови

розташованої в селі Ярмолинці складає не менше 500 м, тобто r=500 м.

Відповідно до таблиці 4 ДСТУ-Н Б В.1.1-35:2013 βaх103=0,14 дБА/м. Відповідно

до таблиці 1 ДСТУ-Н Б В.1.1-35:2013 Ω= 2π. Таким чином, L=17,6 дБА.

Відповідно до ДСП № 173 "Державні санітарні правила планування та

забудови населених пунктів" додаток 16, пункт 2 максимальний рівень шуму на

територіях, які безпосередньо прилягають до житлових будинків, в денний час (з

8 по 22 год.) становить 55 дБА, в нічний час – 45 дБА.

На межі найближчої житлової забудови, згідно розрахунків, рівень

звукового тиску дорівнюватиме 17,6 дБА, тобто у межах норми. Таким чином,

рівень шумового навантаження не перевищує встановлених санітарно-

гігієнічних норм на межі санітарно-захисної зони. Вплив шумового забруднення

періодичний, місцевий, мінімальний.

72


вібраційним, світловим, тепловим забрудненням


промислових майданчиках може виникати вібраційне навантаження на

навколишнє середовище. До основних джерел утворення якого відносяться

насос для подачі метанолу НД-25/250 та насос для перекачування метанолу

АНЦ-Е-32-160. На промислових майданчиках використовується технологічне

обладнання виключно промислового виробництва, яке забезпечує дотримання

середньоквадратичних значення віброшвидкості та логарифмічних рівнів у дБ в

діапазоні октавних смуг із середно-геометричними частотами: 8,0, 16,0, 31,5,

63,0, 125,0; 250,0, 500,0; 1000,0 Гц - для локальної вібрації на робочих місцях, що

в свою чергу гарантовано забезпечує дотримання відповідних допустимих

значень загальної вібрації відповідно до вимог ДСН 3.36.039-99. Вплив

вібраційного забруднення періодичний, локальний, мінімальний.

Освітлення промислового майданчика ГЗУ здійснюється відповідно до

норм ДБН В.2.5-28-2006 "Природне і штучне освітлення" для безпеки під час

виконання робіт працівниками. Напрямок освітлення спрямований на виробничу

територію. Вплив світлового забруднення довкілля періодичний, місцевий,


Під час здійснення виробничої діяльності на промислових майданчиках

родовища може виникати тепловий вплив на навколишнє середовище. Теплове

забруднення відбувається при викидах в атмосферу нагрітих газів та повітря, до

основних джерел утворення якого відноситься обладнання паливоспалююче

зокрема факельні амбари свердловин. На промислових майданчиках

використовується паливоспалююче обладнання виключно промислового

виробництва, яке забезпечує дотримання встановлених високоефективних

режимів роботи, що забезпечує виконання технологічних процесів установок.

Вплив теплового забруднення мінімальний.

Експлуатація видобувних свердловин у відповідності з технологічними

режимами та здійснення на промислових майданчиках виробничої діяльності у

відповідності до діючих технологічних регламентів ведення робіт може

створювати мінімальне вібраційне, світлове та теплове забруднення довкілля.


радіаційним забрудненням

Законом України "Про використання ядерної енергії та радіаційної

безпеки" і розділом 16 ОСПУ-2008 передбачається, що на всіх підприємствах з

потенційною радіаційною небезпекою для персоналу та навколишнього

73

природного середовища, повинен здійснюватися радіаційний контроль. У

зв’язку з цим, проводиться радіоекологічне обстеження виробничих об’єктів

НГВУ "Охтирканафтогаз", а також прилеглої до них території.

Радіаційну небезпеку становить устаткування, де можливе підвищення

радіаційного фону, яке обумовлене концентруванням природних радіонуклідів у

відкладах і шламах, тому контролюються найбільш важливі радіаційні

параметри - потужність дози гамма-випромінювання та щільність потоку

частинок на поверхні діючого устаткування і трубопроводів. Об’єм і параметри

радіаційного обстеження визначені Програмою радіаційного контролю НГВУ

"Охтирканафтогаз".

Радіоактивні речовини є супутніми добавками при здобичі нафти і газу, їх

природна питома концентрація незначна. Однак, небезпека виникає при

накопиченні природних радіонуклідів у відкладах на внутрішній і зовнішній

поверхні устаткування. Основними ізотопами, що забруднюють обладнання та

устаткування, є важкі природні радіонукліди радій-226, торій-232 і продукти

їхнього розпаду, а також калій-40.

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".

В 2017 році було проведено обстеження 4 свердловин родовища, виконано

28 вимірів гамма-випромінення та щільності потоку альфа- і бета-частинок.

Обстеження свердловин включало виміри потужності гамма-випромінення

щонайменше у п’яти точках: гирло, пригирловий приямок саме свердловини,

допоміжне устаткування, територія, що безпосередньо примикає до

свердловини, а також природний фон.

Результати замірів потужності гама випромінювання та радіаційного

забруднення наведені у таблиці 57.

Таблиця 5.7 - Результати вимірювань потужності гамма-випромінювання

та радіаційного забруднення


об'єкта

дослідження

Потужність гамма-випромінювання, мкР/год

Радіаційне

забруднення об'єкта

Фон Територія Устаткування Гирло

свердловини

Пригирловий

приямок бета-

част/хв

см2

альфа-

част/хв

см2

Сверд. 2 газ. 10-11 11-12 10-12 11-13 12-13 2 н/в

Сверд. 4 газ.

(спост.) 10-11 10-11 12-13 12-14 13-14 2 н/в

Сверд. 40 газ. 11-12 11-12 13-15 13-15 14-15 3 н/в

Сверд. 41 газ.

(конс.) 10-11 11-12 15-19 21-27 14-29 6 н/в

74

Радіоекологічне обстеження й подальший аналіз його результатів

дозволяють зробити висновки, що радіаційний стан на робочих місцях

обслуговуючого персоналу находиться на безпечному рівні і негативних змін не

зафіксовано, результати радіаційного контролю джерела (технологічне

обладнання та трубопроводи) свідчать, що окремі елементи й вузли устаткування

мають підвищені значення потужність експозиційної дози, радіоактивне

забруднення промислового обладнання на родовищі обумовлене геологічними

умовами та технологією їх розробки. В ході ведення обстеження територій та

обладнання з підвищеним фоном радіаційного випромінювання, яке може

завдати негативного впливу на довкілля чи населення не виявлено. Влив

радіаційного випромінювання побічний та мізерний.


здійснені операцій у сфері поводження з відходами

З метою безпечного поводження з відходами та недопущення негативного

впливу на довкілля, а також ведення реєстру об’єктів утворення, обробки та

утилізації відходів, відповідно до "Порядку ведення реєстру об’єктів утворення,

оброблення та утилізації відходів" затвердженого Постанови Кабінету Міністрів

України від 31.08.98 № 1360, підприємством проведена інвентаризація відходів

виробництва. За матеріалами інвентаризації промислових відходів виявлено

основне виробництво, що має безпосереднє відношення до якісного та кількісного

складу утворення відходів на родовищі під час здійснення планової діяльності, а

також допоміжне виробництво, що має опосередковане відношення до якісного та

кількісного складу утворення відходів, номенклатура відходів, елементарні

технологічні процеси, періодичність утворення, а також середньорічні

передбачувані, нормативно-допустимі обсяги утворення відходів в цілому по

НГВУ "Охтирканафтогаз" [8]. Дані щодо відходів які мають безпосереднє та

опосередковане відношення до планованої діяльності на родовищі наведені в

таблиці 1.7.

З метою вичерпної ідентифікації та визначення оптимальних шляхів

поводження з відходами проведена технічна паспортизація відходів у

відповідності вимог ДСТУ 2195 "Технічний паспорт відходу", який затверджений

наказом Держстандарту України від 08.09.99 № 167. Для належної організації

способів зберігання відходів, що утворюються та тимчасово розміщуються у

спеціально відведених місцях, з метою дотримання вимог природоохоронного

законодавства та попередження та мінімізації впливу на довкілля підприємством

проведена паспортизація місць тимчасового зберігання відходів у відповідності

до вимог ДСанПіну 2.2.7029-99 "Гігієнічні вимоги щодо поводження з

промисловими відходами та визначення їх класу небезпеки для здоров’я

населення".

Розроблена та зареєстрована "Інструкція щодо поводження з відходами

виробництва на території виробничих підрозділів НГВУ "Охтирканафтогаз" від

2012 року, якою встановлено порядок і план дій щодо організації збору,

первинному обліку та руху промислових відходів, їх належного тимчасового

75

зберігання, транспортування, повторного використання, видалення, розміщення

в спеціально відведених місцях і об’єктах видалення, передачі на утилізацію

спеціалізованим організаціям згідно укладених договорів.

При здійсненні операцій поводження з відходами можливий негативний

вплив на компоненти довкілля та здоров’я населення:

забруднення атмосферного повітря компонентами відходів, зокрема

високотоксичними інгредієнтами небезпечних відходів;

забруднення верхнього шару ґрунту відходами;

інфільтрація хімічних компонентів відходів в ґрунтові води;

деградація рослинного та тваринного світу в наслідок накопичення

відходів поза межами місць зберігання;

шкідливий вплив на здоров’я людини внаслідок перевищення гранично-

допустимих концентрацій шкідливих речовин в повітрі робочої зони при

організації місць тимчасового зберігання в промислових приміщеннях;

шкідливий вплив при порушенні норм і правил транспортування

відходів.

В інструкції щодо поводження передбачений опис комплексу заходів

безпеки, що виключають або знижують негативний вплив на навколишнє

середовище і здоров’я людей при тимчасовому зберіганні на підприємстві [14]:

відходи І класу небезпеки зберігаються у закритому приміщені в

герметичній тарі із сталі, пластмасових матеріалів відповідно до фізико-

хімічних властивостей відходів;

відходи ІІ класу небезпеки зберігаються у закритому приміщенні в

поліетиленових бочках, які герметично зачиняються кришкою;

відходи ІІІ класу небезпеки зберігаються у відповідності до агрегатного

стану у закритих металевих контейнерах, бочках та інших видах тари,

що запобігає розповсюдженню шкідливих речовин;

відходи ІV та тверді побутові відходи зберігаються у металевих

контейнерах, дерев’яних ящика, бочках та відкрито на бетонованих

площадках, що забезпечує відсутність негативних екологічних

наслідків;

не допускається нагромадження значної кількості відходів в місцях їх

тимчасового зберігання;

дотримання санітарні норм та вимог щодо транспортування відходів;

проводити контроль в місцях зберігання небезпечних відходів.

В процесі здійснення виробничої діяльності по мірі утворення відходів

вони передаються спеціалізованим організаціям, у відповідності до укладених

договорів. Перелік відходів, які утворюються НГВУ "Охтирканафтогаз "

передаються спеціалізованим організаціям та інформація щодо укладених

договорів наведені у таблиці 5.8.

76

Таблиця 5.8 - Перелік відходів, які передаються спеціалізованим

організаціям №

п/п Код і найменування відходів

Клас

небезпеки

Назва спеціалізованої

організації Договір

1 2 3 4 5

1

7710.3.1.26

Лампи люмінесцентні та відходи, які містять

ртуть, інші зіпсовані або відпрацьовані

І ТзОВ НПП "КОР-МЕТ" від 29.12.15 №

2469

2 6000.2.9.04

Батареї свинцеві зіпсовані або відпрацьовані ІІ ПАТ "ПРОМСНАБ"

від 09.10.17 №

1743-МТР

3

6000.2.9.03

Шини, зіпсовані перед початком

експлуатації,

відпрацьовані, пошкоджені чи забруднені під

час експлуатації

ІV ПП "ВКФ"Градієнт-М" від 04.10.17 №

1702-МТР

4 6000.2.8

Відходи масел технічних ІІІ Утилізація згідно з ліцензією

5

7730.3.1.06

Матеріали обтиральні зіпсовані,


ІV Утилізація згідно з ліцензією

6 2820.2.1

Відходи механо-оброблення ІV

КП "Комбінат

комунальних

підприємств" Роменської

МР

від 13.11.17 №

1838

7

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації,

транспортних засобів, не позначені іншим

способом (гальмівні колодки)

ІV




МР

від 13.11.17 №

1838

8

6000.2.9



способом (фільтри паливні)

ІІІ Утилізація згідно з ліцензією

9

6000.2.9



способом(фільтри повітряні)

ІV




МР

від 13.11.17 №

1838

10

2910.1.0.12

Матеріали абразивні та вироби з них

зіпсовані¸ забрудненні або не ідентифіковані,

які не можуть бути використанні за

призначенням

ІV




МР

від 13.11.17 №

1838

11

2820.20.1.01

Ошурки та стружка токарна металів чорних,

що утворюються від процесів їх формування

ІV ТзОВ "Градієнт-М"

ТЗОВ "УМК ЛТД"

від 04.10.17 №

1703-МТР від

04.10.17 № 1704-

МТР

12 2910.2.9.01

Брухт металевий ІV

ТзОВ "Градієнт-М"


від 04.10.17 №

1703-МТР від

04.10.17 № 1704-

МТР

13 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший ІV



від 04.10.17 №

1703-МТР

від 04.10.17 №

1704-МТР

14 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації ІV



від 04.10.17 №

1703-МТР

від 04.10.17 №

1704-МТР

15 2820.2.1.20





МР

від 13.11.17 №

1838

77

Кінець таблиці 5.8 1 2 3 4 5

16 2000.2.2.17

Тирса деревинна ІV




МР

від 13.11.17 № 1838

17 7710.3.1.09

Брухт кольорових металів дрібний інший ІV


ТзОВ "Колори"

ТзОВ "Колори"

від 13.12.17 №

1955-МТР

від 04.10.17 №

1705-МТР

від 13.12.17 №

1954-МТР

18 2820.2.1.20




від 04.10.17 №

1703-МТР від

04.10.17 № 1704-

МТР

19

7710.3.1.03



ІІІ




МР

від 13.11.17 № 1838

20

7710.3.1.07

Тара металева використана, в т.ч. дрібна, за винятком

відходів тари, що утворилася під час перевезень

ІV




МР

від 13.11.17 № 1838

21 7720.3.1.01

Відходи комунальні змішані, у т.ч. сміття з урн ІV




МР

від 13.11.17 № 1838

22 7730.3.1.04

Абсорбенти зіпсовані, відпрацьовані чи забруднені ІV Утилізація згідно з ліцензією

23

1110.2

Відходи виробничо-технологічні видобування та

первинного оброблення нафти сирої та газу

ІV Утилізація згідно з ліцензією

24

2910.1.0.05

Мастила (суміші) зіпсовані, забруднені або не

ідентифіковані, їх залишки, які не можуть бути

використані за призначенням

ІІ Утилізація згідно з ліцензією

25

7730.3.1.02

Матеріали пакувальні пластмасові зіпсовані,


ІV




МР

від 13.11.17 № 1838

26

6000.2.9

Відходи, які утворились під час експлуатації

транспортних засобів та перевезень, не позначені

іншим способом або комбіновані (шлам очисних

споруд)

ІІІ




МР

від 13.11.17 № 1838

27 7720.3.1.02

Шлам септиків ІV




МР

від 13.11.17 № 1839

З метою попередження негативного впливу на навколишнє середовище

НГВУ "Охтирканафтогаз" проводить дослідження компонентів довкілля у всіх

спеціально обладнаних місцях тимчасового зберігання небезпечних відходів.

Згідно з актуальними результатами досліджень, які наведені в протоколі відбору

та дослідження проб ґрунту від 18.07.17 № 98-99 та протоколі дослідження

повітря населених місць від 17.07.17 № 340-341 (додаток Р) вплив на ґрунт та

повітря мінімальний.

78

НГВУ "Охтирканафтогаз" проводить операцій з утилізації відходів -

відпрацьовані нафтопродукти, не придатні для використання за призначенням (у

т. ч. відпрацьовані моторні, індустріальні масла та їх суміші), відходи, забруднені

нафтопродуктами – промаслені пісок, папір, тирса, ґрунт, ганчір’я, відпрацьовані

фільтри, нафтошлами; відходи сумішей масловода, вуглеводні/вода, емульсії

відповідно до ліцензії щодо поводження з небезпечними відходами

ПАТ "Укрнафта" від 12.07.13 (інформація щодо ліцензії додаток К).

Місця видалення відходів на родовищі відсутні.

Згідно даних первинного обліку відходів за 2017 рік при здійсненні основної

виробничої діяльності безпосередньо на родовищі було утворено 0,032 т відходів

3 класу небезпеки, 2,398 т відходів 4 класу небезпеки, а також 1,6 м3 твердих

побутових відходів. Враховуючи незначну кількість утворення відходів на

території родовища, згідно даних таблиці 1.8, результати досліджень та заходи,

які виконуються підприємством щодо дотримання норм та вимог санітарно-

гігієнічного та природоохоронного законодавства, можливий влив на

компоненти довкілля при поводженні з відходами оцінюється як постійний,

опосередкований, мінімально допустимий.

5.11 Опис і оцінка можливого ризику впливу планованої діяльності на

здоров’я людей

Оцінка ризику впливу планованої діяльності на здоров’я населення від

забруднення атмосферного повітря проводиться відповідно до Методичних

рекомендацій МР 2.2.12-142-2007 "Оцінка ризику для здоров’я населення від

забруднення атмосферного повітря", затверджених наказом МОЗ Україна від

13.04.07 №184.

Для характеристики ризику розвитку неканцерогенних ефектів найчастіше

використовують два показники: максимальна недіюча доза і мінімальна доза, що

викликає пороговий ефект.

Дані показники є основою для установлення рівнів мінімального ризику –

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

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

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

виникнення, однак оцінити цю імовірність за даного методичного підходу

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

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

небезпеки. Якщо референтна доза не перевищена, то ніяких регулюючих

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

небезпека, величину якої можна оцінити лише за допомогою вивчення

залежності "доза-відповідь" та спектра шкідливих ефектів [15].

Характеристику ризику розвитку неканцерогенних ефектів за

комбінованого впливу хімічних речовин проводять на основі розрахунку індексу

небезпеки (НІ) за формулою:

79

iHI HQ , (5.1)

де HQi – коефіцієнти небезпеки для окремих компонентів суміші

хімічних речовин, що впливають.

За інгаляційного надходження розрахунок коефіцієнта небезпеки можна

здійснювати за формулою:

i

i

CHQ

RfC , (5.2)

де HQi – коефіцієнт небезпеки впливу і-тої речовини;

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

RfC – безпечний рівень впливу, мг/м3.

Для речовин, для яких не встановлено безпечно референтну концентрацію,

приймається значення середньодобової граничнодопустимої концентрації (ГДК)

або орієнтовних безпечних рівнів діяння.

Критерії коефіцієнта небезпеки наведено у таблиці 5.9.

Таблиця 5.9 – Критерії неканцерогенного ризику

Характеристика ризику Коефіцієнт

небезпеки (HQ)

Ризик виникнення шкідливих ефектів розглядають як зневажливо малий < 1

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

розглядатися як досить прийнятна = 1

Імовірність розвитку шкідливих ефектів зростає пропорційно

збільшенню коефіцієнту небезпеки (HQ) > 1

Для розрахунку середньорічних концентрацій забруднюючих речовин на

межі нормативної (встановленої) санітарно-захисної зони використовувався

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

КБСП "ТОПАЗ" і рекомендований для використання Мінприроди України.

Ризик розрахований для загальнопоширених забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі відповідно до Додатку 1 "Порядку організації та

проведення моніторингу в галузі охорони атмосферного повітря" затвердженого

постановою КМУ № 343 від 09.03.99.

Вихідні дані для розрахунку оцінки ризику впливу планованої діяльності

на промисловому майданчику ГЗУ на здоров’я населення відповідно до [4].

Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів приведено в таблиці 5.10.

80

Таблиця 5.10 – Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів для

промислового майданчика ГЗУ

Назва забруднюючої речовини

Максимальна

середньорічна

концентрація,

C, мг/м3

Референтна

(безпечна)


RfC , мг/м3

Середньо-

добова

ГДК, мг/м3

Коефіцієнт

небезпеки,

НQі

Оксиди азоту (оксид та діоксид азоту) у

перерахунку на діоксид азоту 0,002 0,04 – 0,05

Оксид вуглецю 0,124 3,0 – 0,04

Суспендовані частинки,

недиференційовані за складом 0,006 0,3 – 0,02

Коефіцієнти небезпеки свідчать, що ризик виникнення шкідливих ефектів

від промислового майданчика ГЗУ зневажливо малий. Вплив планованої

діяльності на здоров’я людей постійний, місцевий та мінімальний.

Вихідні дані для розрахунку оцінки ризику впливу планованої діяльності

на промислових майданчиках факельних амбарів на здоров’я населення

відповідно до [5]. Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів

приведено в таблиці 5.11.

Таблиця 5.11 – Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів для

промислових майданчиків факельних амбарів

Назва забруднюючої речовини

Максимальна

середньорічна


C, мг/м3

Референтна

(безпечна)


RfC , мг/м3

Середньо-

добова

ГДК, мг/м3

Коефіцієнт

небезпеки,

НQі

Оксиди азоту (оксид та діоксид азоту) у

перерахунку на діоксид азоту 0,013 0,04 – 0,32

Оксид вуглецю 2,05 3,0 – 0,68

Суспендовані частинки,

недиференційовані за складом 0,168 0,3 – 0,56

Коефіцієнти небезпеки свідчать, що ризик виникнення шкідливих ефектів

від промислових майданчиків факельних амбарів зневажливо малий. Вплив

планованої діяльності на здоров’я людей постійний, місцевий та мінімальний.

5.12 Оцінка соціального ризику планованої діяльності

Соціальний ризик планованої діяльності визначається у відповідності до

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

навколишнє середовище (ОВНС) при проектуванні і будівництві підприємств,

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

впровадження об’єкта господарської діяльності, з урахуванням особливостей

природно-техногенної системи.

Класифікація рівнів соціального ризику наведена у таблиці 5.12.

81

Таблиця 5.12 – Класифікація рівнів соціального ризику Рівень ризику Ризик протягом життя

Неприйнятний для професійних контингентів і населення > 10-3

Прийнятний для професійних контингентів і неприйнятний для

населення від 10-3 до 10-4

Умовно прийнятний від 10-4 до 10-6

Прийнятний < 10-6

Оціночне значення соціального ризику (Rs) визначається за формулою:

1s a u p

NR CR V N

T , (5.3)

де Rs – соціальний ризик, чол/рік;

СRa – канцерогенний ризик комбінованої дії декількох забруднюючих

атмосферу канцерогенних речовин, який визначається за

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

викидах речовин із доведеною або вірогідною канцерогенністю

для людини приймається рівним 1·10-6, безрозмірний;

Vu – уразливість території від прояву забруднення атмосферного повітря,

що визначається відношенням площі, віднесеної під об’єкт

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

зоною, частки одиниці;

N – чисельність населення, чол., що визначається:

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

населеному пункті;

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

або об’єкт має містоутворююче значення;

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

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

T – середня тривалість життя (визначається для даного регіону або

приймається 70 років), чол./рік;

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

нашому випадку, приймається рівним 0.

Оціночне значення соціального ризику експлуатації ГЗУ та факельних

амбарів:

𝑅𝑠 = 1 ∙ 10−63,1716 ∙ 104

2197319∙925

70∙ (1 − 0) = 0,190 ∙ 10−6 (5.4)

де Rs – соціальний ризик, чол/рік;

СRa – приймаємо рівним 1·10-6, безрозмірний;

82

Vu – а) площа земельної ділянки, яка відведена під промислові

майданчики 3,1716 га;

б) площа об’єкта з санітарно-захисною зоною ГЗУ складає 534210 м2,

площа об’єкта з санітарно-захисною зоною факельних амбарів

1663108,63 м2, загальна площа об’єктів із санітарно-захисною

зоною складає 2197318,63 м2;

N – чисельність населення найближчих населених пунків - села

Артюхівка 489 чол., села Ярмолинці 436 чол., загальна чисельність

населення 925 чол.;

T – приймаємо 70 років, чол./рік;

Np – приймаємо рівним 0.

Рівень соціального ризику при веденні планованої діяльності складає -

0,190х10-6 - прийнятний.

5.13 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності на

природно заповідні об’єкти та об’єкти культурної спадщини

На території ліцензійної ділянки родовища відсутні об’єкти природно

заповідного фонду, що підтверджується листом Департаменту екології та

охорони природних ресурсів Сумської ОДА від 03.01.18 № 01-20/13 (додаток Н).

Найближчими об’єктами природно-заповідного фонду є гідрологічний

заказник загально державного значення "Біловодський", загальнозоологічний

заказник місцевого значення "Байбачий", ландшафтний заказник місцевого

значення "Коржівський", ботанічний заказник місцевого значення

"Сурмачівський", гірдрологічна памятка природи місцевого значення "Джерела

біля села Артюхівка".

Структурні підрозділи НГВУ "Охтирканафтогаз" в процесі здійснення

виробничої діяльності дотримується вимог Закону України "Про природно-

заповідний фонд України". Зважаючи на те, що технологічні об’єкти знаходяться

на значній відстані від меж заповідних територій вплив планованої діяльності на

природоохоронні комплекси оцінюється як мінімальний та зумовлений впливом

на суміжні компоненти довкілля.

На території ліцензійної ділянки родовища відсутні об’єкти культурної

спадщини. Вплив на об’єкти культурної спадщини відсутній.

5.14 Опис і оцінка можливого впливу планованої діяльності на клімат,

у тому числі характер і масштаби викидів парникових газів, та чутливістю

діяльності до зміни клімату

Джерелами потенційного впливу на клімат, у тому числі викидів

парникових газів, при експлуатації родовища є ГЗУ та факельні амбари



повітря проведена з метою оцінки кількісного та якісного складу викидів

83

забруднюючих речовин, відносяться до парникових газів, у атмосферне повітря

стаціонарними джерелами.

За результатами інвентаризації проведеної в 2008 та 2014 роках

встановлені основні технологічні процеси виробництва, визначено організовані

та неорганізовані джерела викидів, проведена оцінка якісного та кількісного

складу забруднюючих речовин, в тому числі речовин які відносяться до

парникових газів, розраховані валові обсяги викидів парникових. Сумарні валові

викиди парникових газів від стаціонарних джерел майданчика ГЗУ та

майданчиків факельних амбарів становлять 194,8196 т/рік. Обсяги валових

викидів парникових газів по кожній речовині наведено в таблицях 1.4. та 1.6.

При здійсненні технологічних процесів відсутні значні виділення тепла та

вологи. Особливості кліматичних умов, які сприяють зростанню інтенсивності

впливів планованої діяльності на навколишнє середовище, відсутні. А також, в

зв’язку з невеликою кількістю валових викидів парникових газів від виробничої

діяльності змін мікроклімату в результаті планованої діяльності не очікується.

Очікуєтеся постійний, мінімальний вплив на кліматичні фактори.


технологією та речовинами, що використовуються

Планованою діяльністю на родовищі передбачено проведення спеціальних

операцій щодо оптимізації видобутку вуглеводнів з підземних продуктивних

горизонтів та усунення можливих ускладнень.

Під час виконання технологічних операцій використовуються хімічні

реагенти та реактиви сертифіковані відповідно до вимог законодавства України.

Роботи проводяться у відповідності до індивідуальних планів робіт із

врахуванням особливостей кожної свердловини.

З метою недопущення забруднення компонентів навколишнього

природного середовища розроблені та вживаються заходи під час виконання

робіт, які наведені в розділі 7.

Кислотна обробка свердловин

Технологія кислотної обробки нафтових, газових та водозабірних

свердловин призначена для відновлення початкової проникності продуктивних

пластів після закінчення буріння, розчинення забруднень та ліквідації скін-

ефекту, підвищення продуктивності пластів та ефективності методів кислотної

дії при їх повторенні, для селективного впливу на задані пропластки в умовах

неоднорідних за проникністю пластів. Для кислотної дії на породу

продуктивного пласта та привнесені забруднення можуть бути використані

солянокислотні обробки, глинокислотні обробки, сірчанокислотні обробки,

кислотні обробки з використанням нетрадійних кислот, направлені кислотні

обробки, обробки з використанням пінокислотних та газокислотних систем,

обробки з використанням нафтокислотних емульсій, спиртокислотні обробки,

кислотні обробки з використанням вуглеводневих розчинників, обробки з

використанням загущених кислотних систем, обробки з використанням

поверхнево-активних кислотних розчинів, термокислотні та термохімічні

84

обробки, комбіновані обробки з використанням кислотних розчинів.

Проводиться у відповідності до СОУ 09.1-00135390-015:2013 "Кислотна

обробка".

Обробка свердловин поверхнево активними речовинами

Технологія обробки розчинами поверхнево активних речовин нафтових,

газових та водозабірних свердловин призначена для відновлення початкової

проникності продуктивних пластів після закінчення бурінням, зменшення скін-

ефекту, підвищення продуктивності пластів шляхом гідрофобізації породи та

видалення вуглеводневих емульсій. Проводиться у відповідності до

СОУ 09.1 00135390-023:2013 "Обробка свердловин з використанням розчинів

поверхнево-активних речовин і їх композицій".

Глушіння свердловин

Глушіння свердловин представляє собою технологічний процес, в

результаті якого відбувається заміна середовища у свердловині або заповнення

свердловини рідиною глушіння для створення протитиску на продуктивний

пласт, і припиняється видобування пластового флюїду. Глушіння свердловин є

обов’язковим пунктом у плані на проведення робіт та етапом перед проведенням

підземного і капітального ремонтів свердловин до проведення спуско-

підіймальних операцій. Рідини глушіння повинні забезпечувати протитиск на

продуктивний розріз з метою попередження викидування нафти, газу, газового

конденсату і пластової води із свердловин під час здійснення підземного і

капітального ремонтів, та запобігання фільтрування і поглинання у пласт рідин

глушіння. Проводиться у відповідності до СОУ 09.1-00135390-024:2013

"Каталог технологій та рідин глушіння при виконанні підземних та капітальних

ремонтів свердловин на родовищах ПАТ "Укрнафта".

Хімічна депарафінізація

Технології депарафінізації нафтопромислового обладнання призначені для

розчинення важких компонентів нафти, ліквідації вуглеводневих відкладень на

поверхні підземного обладнання, попередження відкладень важких компонентів

нафти на поверхні нафтопромислового обладнання, підвищення ефективності

методів дії на привибійну зону пласта вуглеводневими та комбінованими

розчинниками. Проводиться методом інгібування поверхні підземного

обладнання та породи продуктивного пласта інгібіторами парафіновідкладень

для попередження випадання асфальтосмолопарафінистих відкладів та обробки

привибійної зони пласта з метою відновлення проникності продуктивних пластів

шляхом пом’якшення, диспергування та розчинення асфальтосмолопарафіних

відкладів. Проводиться у відповідності до СОУ 09.1-00135390-046:2014 "Хімічна

депарафінізація привибійної зони пласта та нафтопромислового обладнання".

Ізоляція пластів

Обводнення нафтових і газових свердловин за природного або штучного

водонапірного режиму в покладах є закономірним і неминучим процесом, який

зумовлюється непоршневим витисненням нафти чи газу водою. Тому ізоляцію

припливу води доцільно виконувати у випадку поточного, передчасного або

аварійно-інтенсивного обводнень свердловин, оскільки вони спричиняють

значне зниження поточного видобутку нафти і газу та кінцевого

85

нафтогазоконденсатовилучення, великі економічні, екологічні, енергетичні та

ресурсні втрати.Технологія ізоляції пластів та обмеження водоприпливу

призначена для відновлення герметичності цементного кільця за обсадною

колоною, відключення повністю обводнених пластів та пропластків, усунення

негерметичності експлуатаційної колони, нарощування цементного кільця в

міжколонному просторі, обмеження припливу пластової води з частково

обводнених пропластків. Проводиться у відповідності до СОУ 11.1-00135390-

097:2010 "Ізоляція пластів та обмеження водоприпливу".

Гідравлічний розрив пласта

Спосіб розкриття і розвитку існуючих або нових тріщин під дією рідини з

закріплювачем тріщини, що нагнітається із надлишковим тиском і забезпечує

високу залишкову провідність тріщин після його зниження. Гідравлічне

щілинування пласта - спосіб гідравлічного розриву пласта під час якого в пласт

з високою витратою і тиском, більшим за тиск розкриття тріщин, нагнітаєть

рідину без закріплювача тріщин для інтенсивного промивання тріщин і

навколотріщинного простору, внаслідок чого проникність привиюійної зони

збільшується. Кислотний гідравлічний розрив пласта – спосіб гідравлічного

розриву пласта під час якого в пласт нагнітають кислотні розчини, які

розчиняють поверхню тріщини і породу навколо тріщини в зону проникнення

кислоти при тиск більшому за тиск розкриття тріщин. Проводиться у

відповідності до СОУ 11.1-00135390-053:2007 "Гідравлічний розрив пласта".

Під час проведення вищенаведених технологічних операцій основний

вплив буде здійснюватися на геологічне середовище, що буде проявлятись у

зміні фізико-хімічних та структурних параметрів продуктивних пластів, а також

підземні пластові води продуктивних горизонтів зазнають змін при

використанні спеціалізованих хімічних реагентів та речовин.

Можливий незначний вплив на ґрунтовий покрив внаслідок розсипів та

розливів спеціалізованих хімічних реагентів та речовин під час проведення

спеціалізованих робіт на території свердловин.

Варто зауважити, що проведення технологічних операцій є частиною

виробничого процесу з видобування вуглеводнів та проводяться з метою

підвищення ефективності видобутку корисних копалин та усунення ускладнень

які можуть виникнути при експлуатації свердловин. Вплив на довкілля

короткотривалий, тимчасовий, мінімальний.

86

6 ОПИС МЕТОДІВ ПРОГНОЗУВАННЯ, ЩО ВИКОРИСТОВУВАЛИСЯ

ДЛЯ ОЦІНКИ ВПЛИВІВ НА ДОВКІЛЛЯ

Метою прогнозування є отримання науково обґрунтованих варіантів

трендів розвитку і зміни керованого об'єкта (показників його стану) в часі і

просторі.

Основною метою прогнозу щодо наслідків дії факторів впливу планованої

діяльності в процесі продовження видобутку вуглеводнів з Ярмолинцівське

родовища на складові компоненти довкілля (атмосферне повітря, ґрунти,

рослинний і тваринний світ, поверхневу і підземну гідросферу тощо) у

майбутньому є оцінка можливої реакції навколишнього природного та

соціального середовища на прямий чи опосередкований вплив на них вказаної

діяльності.

Для оцінки впливів на довкілля в даній роботі застосовано декілька методів

прогнозування, з яких можна виділити метод екстраполяції та метод

математичного моделювання.

Метод екстраполяції є одним  із  найбільш  поширених  методів 

прогнозування. Він ґрунтується на  припущенні,  що  закономірності,  які 

склалися  в  минулому,  будуть зберігатися  і  в  майбутньому. Саме на основі

цього методу прогнозується збереження задовільного стану атмосферного

повітря в районі родовища при роботі обладнання. Багаторічні контрольні заміри

концентрації забруднюючих речовин на межі СЗЗ установки не виявили

перевищень ГДК по кожному з вимірюваних інгредієнтів. При збереженні

існуючого технологічного режиму, можна спрогнозувати, що при подальшій

експлуатації установки якісний стан атмосферного повітря за межами СЗЗ і

надалі буде в межах норми.

Метод математичного моделювання полягає у побудові моделей, які

розглядають з урахуванням імовірної або бажаної зміни прогнозованого явища

на певний період, користуючись прямими або опосередкованими даними про

масштаби та напрями змін. При побудові прогнозних моделей необхідно виявити

фактори, від яких суттєво залежить прогноз; з'ясувати їх співвідношення з

прогнозованим явищем; розробити алгоритм і програми моделювання змін

довкілля під дією певних факторів.

Прогнозна проектна оцінка впливу на довкілля визначалася як сума

фонового стану і оцінки впливу планованої діяльності.

Розрахунок викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря

здійснювався за методиками, допущеними до використання в України.

Кількісна оцінка впливу на атмосферне повітря виконана за нормативами

діючого законодавства в сфері охорони навколишнього природного середовища,

а саме за значеннями гранично-допустимих концентрацій (ГДК) в атмосферному

повітрі житлової забудови, а також нормативами гранично допустимих викидів,

встановлених Наказом Міністерства охорони навколишнього природного

середовища України № 309 від 27.06.2006 р.

Для автоматизованого розрахунку забруднення атмосфери застосовувався

програмний комплекс "EOL+" версія 5.3.4 (WINDOWS). Дана програма

87

призначена для оцінки впливу викидів забруднюючих речовин підприємств на

забруднення приземного шару атмосфери.

При прогнозуванні фізичного впливу планованої діяльності на навколишнє

середовище використані діючі на території України методики розрахунку та

нормативні документи, що встановлюють гранично допустимі рівні впливу (ДБН

В.1.1-31:2013 "Захист територій, будинків і споруд від шуму". ДСП 3.3.6.039-99

"Державні санітарні норми виробничої загальної та локальної вібрації").

Аналіз впливу на довкілля при здійсненні планованої діяльності з

продовження експлуатації родовища, проведений в розділі 5 даного Звіту,

показав, що основний вплив планованої діяльності очікується на атмосферне

повітря. Тому оцінка "зони впливу" підприємства, а також оцінка ризиків

розвитку неканцерогенннх ефектів при впливі планованої діяльності на

навколишнє середовище визначалися за фактором забруднення атмосферного

повітря.

Оцінка ризику впливу планованої діяльності на здоров’я населення

виконана відповідно до "Методичних рекомендацій "Оцінка ризику для здоров'я

населення від забруднення атмосферного повітря", затверджених Наказом МОЗ

України. № 184 від 13.04.2007.

Зона впливу планованої діяльності визначалася згідно п. 2.19 ОНД-86 на

підставі виконаних розрахунків розсіювання забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі.

В якості вихідних даних про стан атмосферного повітря використані дані з

кліматичної характеристики району розташування підприємства та фонових

концентрацій, а також результати контрольних замірів на межі СЗЗ ГЗУ.

В основу спостереження і контролю за забрудненням атмосфери покладена

комплексність спостережень за хімічним складом атмосферного повітря,

метеорологічними параметрами і викидами забруднюючих речовин в атмосферу.

Ступінь забруднення атмосфери залежить від кількості викидів забруднюючих

речовин і їх хімічного складу, від висоти, на якій здійснюється викид, і від

кліматичних умов, що визначають перенесення, розсіювання і перетворення

забруднюючих речовин, що викидаються.

Для отримання якісної інформації щодо забруднення повітряного басейну

контроль проводився на межі санітарно-захисної зони промислового майданчика

ГЗУ.

Оцінку стану поверхневих та підземних вод в районі родовища проведено

з використанням результатів регіональних досліджень річки Сула.

Крім того, для оцінки впливу на довкілля використано методи, які описані

в методиках, що перелічені нижче:

Розрахунок викидів забруднюючих речовин:

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, 1994;

88

ВБН В.1.1-00013741-001:2008 Відомчі будівельні норми України.

Факельні системи. Промислова безпека. Основні вимоги – Київ,

Паливенерго України, 2008;

Збірник показників емісії (питомих викидів) забруднюючих речовин в

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

Український науковий центр технічної екології, 2004;

Сборник методик по расчету выбросов в атмосферу загрязняющих

веществ различными производителями. – Ленинград, Гидрометеоиздат;

Для розрахунку концентрацій забруднюючих речовин та контролю їх

вмісту на межі санітарно-захисної зони:

ОНД-86, Держкомгідромет. Методика розрахунку концентрацій в

атмосферному повітрі шкідливих речовин, які містяться у викидах

підприємства;

Програмний комплекс " EOL+" версія 5.3.4 (WINDOWS), розроблений

Київським КБСП "ТОПАЗ" і рекомендований для використання

Мінприроди України;

Санитарно-химический контроль воздуха промышленных предприятий.

г. Москва, Медицина, 1982 г;

Розрахунок ризиків планованої діяльності:

згідно додатків И та 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. Основні положення.

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

здоров’я населення від забруднення атмосферного повітря",

затверджених наказом МОЗ Україна від 13.04.2007 №184

На основі проведеної оцінки зроблено висновок, що планована діяльність

з подальшої розробки родовища не створить істотного впливу на стан

навколишнього середовища.

89

7 ОПИС ПЕРЕДБАЧЕНИХ ЗАХОДІВ, СПРЯМОВАНИХ НА

ЗАПОБІГАННЯ, ВІДВЕРНЕННЯ, УНИКНЕННЯ, ЗМЕНШЕННЯ,

УСУНЕННЯ ЗНАЧНОГО НЕГАТИВНОГО ВПЛИВУ НА ДОВКІЛЛЯ

Відповідно до статті 24 Кодексу України про надра, статті 20 Закону

України "Про нафту і газ", статті 40 Закону України "Про охорону

навколишнього природного середовища", а також "Правил розробки нафтових і

газових родовищ", затверджених наказом Мінприроди України від 15.03.17

№ 118, охорону навколишнього природного середовища під час промислової

розробки родовищ нафти і газу повинен здійснювати користувач надрами.

У відповідності до вимог вказаних законодавчих і нормативних документів

під час подальшої промислової розробки Ярмолинцівського родовища буде

виконуватись комплекс заходів з охорони навколишнього природного

середовища, в тому числі захисні, відновлювальні, ресурсозберігаючі, охоронні

та компенсаційні заходи.

На основі зробленої оцінки впливів на навколишнє середовище та для

забезпечення нормальної безпечної експлуатації об’єкту в подальшому

передбачено природоохоронні заходи.

Захисні заходи:

постійний контроль технічного стану експлуатаційних об’єктів

(свердловин, викидних ліній, групової замірної сепараційної установки)

та додержання технологічних режимів їх роботи;

проведення заміни відпрацьованих ділянок трубопроводів;

застосування антикорозійного покриття, інгібіторів, катодного захисту

для запобігання корозії обладнання свердловин, іншого

нафтопромислового обладнання і трубопроводів;

швидка ліквідація аварійних розливів пластових флюїдів;

заходи із запобігання потраплянню на землю, у поверхневі і підземні

води кислот, лугів, поверхнево-активних речовин, полімерних розчинів

та інших хімічних реагентів, що використовуються при роботах з

інтенсифікації експлуатаційних свердловин.

Відновлювальні заходи:

дотримання технологічного режиму роботи свердловин та регламенту

використання техніки і обладнання;

виконання всіх регламентних робіт, пов’язаних з нормативною

експлуатацією технологічного обладнання та устаткування (капітальні

ремонти, поточні ремонти, повірка тощо).

Охоронні заходи:

застосування закритої герметичної системи збору, промислової

підготовки і транспортування продукції свердловин;

застосування при проведенні ремонтних робіт на свердловинах

промивного розчину з питомою вагою, що забезпечує перевищення

гідростатичного тиску стовпа розчину над пластовим тиском;

90

заборона експлуатації видобувних, свердловин з порушеною

герметичністю колон, відсутністю цементного каменю у заколонному

просторі, пропусками на фланцевих з′єднаннях;

здійснення експлуатації видобувних, нагнітальних та поглинальних

свердловин проводити у відповідності до затверджених технологічних

режимів їх роботи;

здійснення контролю гідроізоляції технологічних площадок;

відведення виробничих та господарсько-побутових стоків у ємність;

організація регулярного контролю за технічним станом свердловин і

трубопроводів;

проведення систематичного контролю герметичності клапанів,

сальників, фланців;

фарбування зовнішньої поверхні обладнання світлими фарбами;

контроль вмісту забруднюючих речовин у приземному шарі

атмосферного повітря на межі СЗЗ установки.

Компенсаційні заходи:

– відшкодування втрат, спричинених процесом планованої діяльності.

Розрахунки відшкодування втрат проводяться на основі спеціально

затверджених методик згідно встановлених тарифів. Зокрема, це може бути

оплата видатків на компенсацію вартості втрат сільськогосподарського

виробництва, пов'язаних з відведенням в оренду земель та оплата вартості

недоодержаних доходів, пов'язаних з тимчасовим зайняттям земель, витрати на

проведення біологічної рекультивації. НГВУ "Охтирканафтогаз" здійснює

компенсаційні заходи у вигляді плати збору за спеціальне використання водних

ресурсів, рентні платежі за видобуту вуглеводневу продукцію, сплата

екологічного та земельного податків.

91

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 родовищі при дотриманні технічних і технологічних

нормативів, вимог природоохоронного законодавства не очікується.

Комплекс існуючих технологічних, технічних, організаційних рішень,

забезпечує надійну безаварійну роботу технологічних об’єктів на родовищі.

Суттєвий вплив на довкілля можливий в результаті виникнення аварійних

ситуацій, які можуть бути обумовлені, як природними так і технічними

чинниками.

До природних чинників відносяться – землетруси, сильний вітер (урагани),

повені, сходження селевих потоків, інше.

Оцінювання можливості виникнення аварійної ситуації на об’єкті

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.

Згідно ДБН В.1.1-12:2014 "Будівництво у сейсмічних районах України"

(додаток А та додаток Б.3) територія Сумської області, де розташоване

родовище, за шкалою MSK-64 віднесена до 6-бальної сейсмічної зони з 1 %

ймовірності перевищення розрахункової інтенсивності протягом 50 років, з

періодом повторюваності таких сейсмічних коливань - 1 раз на 5000 років.

Наведені цифри свідчить про дуже низьку ймовірність аварійної ситуації

на об’єкті внаслідок землетрусів.

Потенційно аварійна ситуація можлива також у разі дії штормових та

ураганних вітрів. Вона залежить від сили, яка вимірюється в балах, або

швидкості переміщення повітряних мас. Згідно з дванадцяти бальної шкали

Бофорта, яка прийнята Всесвітньою метеорологічною організацією для

наближеної оцінки швидкості вітру по його дії на наземні предмети, при

швидкості більше 20,8 м/с – це шторм, понад 32,6 м/с – ураган. Враховуючи

статистичні дані наведені в розділі 3, про швидкість переміщення повітряних мас

на території Сумської області, цей чинник також можна вважати малоймовірним.

Вплив експлуатаційних чинників на виникнення аварійних ситуацій має

випадковий характер, локальний по площі, 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.

На підприємстві розроблено план ліквідації можливих аварій площадки

ГЗУ від 2018 року. В ньому містяться вказівки щодо сповіщення відповідних

служб і організацій, які повинні брати участь у ліквідації аварій та їх наслідків,

92

переліку необхідних технічних засобів, знешкоджуючих реагентів, способів

збору і знешкодження забруднюючих речовин [16].

Всі можливі небезпечні події, які здатні привести до виникнення і

розвитку аварій, умовно можна розділити на три групи:

загально експлуатаційні небезпеки – перебої у подачі

електроенергії, води, природного газу;

специфічні експлуатаційні небезпеки – розгерметизація резервуарів

зберігання, зокрема запірної арматури, розгерметизація внаслідок

дії запірної корозії, механічного пошкодження трубопроводів

землерийною і іншою технікою, що спричиняє вихід небезпечних

речовин в середовище, відмови технологічного обладнання, насосів,

засобів контролю і управління параметрами технологічного

процесу, помилкові дії або бездіяльність персоналу, в тому числі

витоки із обладнання або трубопроводів;

небезпеки пов’язані з зовнішніми впливами – небезпеки, пов’язані з

діяльністю сусідніх виробництв або об’єктів (техногенні небезпеки),

з рухом транспорту, а також природні небезпеки, акти саботажу і

диверсії.

Об’єкти становлять небезпеку через наявність на них вибухонебезпечних

речовин. Тому не виключається різних аварій при нерегламентованій

розгерметизації резервуарів, трубопроводів, запірної арматури, течі на

фланцевих з’єднаннях обладнання, загазованість майданчиків. Утворення і

вибух пароповітряної суміші на відкритому просторі може призвести до повного

руйнування обладнання, споруд, що потрапляють у зону детонації. Утворення і

вибух пароповітряної суміші у резервуарі чи трубопроводі, як правило

приводять до його часткового руйнування з послідовним горінням продукту.

Пожежа може виникнути в місцях розгерметизації технологічних

трубопроводів, насосів, запірної арматури, фланцевих з’єднань, на ємкостях

можлива пожежа на дихальній арматурі або порушення герметичності

технологічних апаратів, ємностей засувок, вентилів, фланцевих з’єднань.

Причиною аварій може бути:

підвищення тиску або температури в ємкостях і комунікаціях вище

допустимого;

руйнування внаслідок корозії, зносу чи стомленості матеріалу, поява

дефектів;

витік небезпечних речовин через фланцеві з’єднання;

порушення правил охорони праці, техніки безпеки та технологічних

регламентів при виконанні регламентних та ремонтних робіт.

Розряди блискавки і статичної електрики можуть також послужити

причиною ініціювання вибухів і пожеж у технологічному обладнані,

резервуарах. Особливу небезпеку у цьому зв’язку становлять ремонтні роботи

при працюючих насосах та трубопроводах заповнених речовинами, сторонні

предмети плаваючі на поверхні рідин які можуть накопичувати статичну

електрику.

93

Утворення і розповсюдження вибухонебезпечної хмари парів нафти,

нафтопродуктів чи метанолу може призвести до вибуху на відкритому просторі

або пожежі від ініціатора.

Таким чином горіння пароповітряної суміші може проходити в двох

режимах – дефлаграційному або детонаційному. Ініціювання пароповітряної

суміші з утворенням вогнища можливе при умовах концентрації горючої пари у

пароповітряній суміші повинна бути в діапазоні між нижніми та верхніми

границями розповсюдження полум’я, а також енергія запалення від іскри,

гарячої поверхні повинна бути не менше мінімальної. Найбільш небезпечними

дільницями трубопроводів, з точки зору виникнення аварій, є кранові вузли,

фланцеві з’єднання та переходи через штучні та природні перешкоди.

З урахуванням особливостей об’єкта підвищеної небезпеки і району його

розміщення потенційно актуальними можуть бути зовнішні впливи.

висока температура навколишнього середовища – розширення

конструкцій і виникнення внутрішніх напружень, підвищення тиску

паро-газової фази в обладнанні;

низькі температури – виникнення температурних напруг у металі та

крихкості, обрив фланців, замерзання рідини і утворення крижаних

пробок;

зсуви – осідання устаткування, розгерметизація системи;

блискавка – можливе ушкодження системи управління та

енергосистем, є джерелом виникнення пожежі чи вибуху;

аварії на сусідніх об’єктах - може ініціювати аварійну ситуацію на

об’єкті;

диверсії та терористичні акти – руйнування обладнання.

Можливі аварійні ситуації на тензоваговій установці ГЗУ:

розгерметизація технологічного обладнання;

витік конденсату;

загазованість території.

Фактори небезпеки, можливі наслідки:

утворення хмари;

вибух ємності;

пожежа розливу.

Можливі впливи:

загазованість території, за умови наявності ініціатора можливий

вибух, пожежа. Вибух має руйнівну силу, тому в результаті вибуху

можливе руйнування обладнання. В результаті дії надлишкового

тиску, людина яка опинилася на місці вибуху одержить тяжкі

ушкодження;

враховуючи місце розташування блоку, внаслідок руйнування

ємностей, вплив вражальних чинників можливий на територію ГЗУ

та на прилеглі до неї території;

прогнозний рівень можливої аварії "А" з можливим переходом в "Б".

Можливі аварійні ситуації на метанольному господарстві ГЗУ:

94

розгерметизація технологічного обладнання;

витік метанолу;

загазованість території.



вибух ємності;

пожежа розливу.




можливе руйнування обладнання. В результаті дії надлишкового

тиску, людина яка опинилася на місці вибуху одержить тяжкі

ушкодження;

враховуючи місце розташування блоку, внаслідок руйнування

ємностей, вплив вражальних чинників можливий на територію ГЗУ

та на прилеглі до неї території;

прогнозний рівень можливої аварії "А" з можливим переходом в "Б".

Рівень аварії на ГЗУ залежить від місця руйнування обладнання

технологічного блоку, влив небезпечних речовин відбудеться в межах

технологічного об’єкту установки чи за її межами. Порядок дій персоналу не

залежно від місця аварій передбачає перекриття аварійної дільниці відповідного

технологічного блоку за допомогу запірних пристроїв з наступною ліквідацією

аварійної ситуації.

Можливі аварійні ситуації на нафтозбірному колекторі ГЗУ Ярмолинці –

УНТС Артюхівка:

розгерметизація обладнання;

відмова контрольно-вимірювальних приладів;

витік або викид НР з трубопроводу;

загазованість;

факельне горіння.



вибух трубопроводу;

пожежа.




можливе руйнування обладнання газопроводу. В результаті дії

надлишкового тиску, людина яка опинилася на місці вибуху

одержить тяжкі ушкодження;

внаслідок того що трубопровід прокладений поза межами територій

виробничих об’єктів чи жилих зон, руйнування можливо лише

самого трубопроводу без впливу вражальних чинників на оточуюче

середовище;

95

в залежності від місця аварії можливий її розвиток на рівнях "А" і

"Б" з можливим переходом на рівень "В".

Рівень аварії на нафтозбірному колекторі залежить від місця руйнування

трубопроводу та чи вилив/витік транспортуємого середовища відбувся в межах

охоронної зони трубопроводу чи за її межі. Порядок дій персоналу по локалізації

та ліквідації аварії, не залежно від рівня аварії, передбачає однакове перекриття

аварійної дільниці трубопроводу за допомогою запірних пристроїв з наступною

ліквідацією аварійної ситуації.

Можливі аварійні ситуації на викидних лініях свердловин

Ярмолинцівського родовища:

розгерметизація обладнання;

відмова контрольно-вимірювальних приладів;

витік або викид небезпечних речовин (далі – НР) з трубопроводу;

загазованість;

факельне горіння.



вибух трубопроводу;

пожежа.




можливе руйнування обладнання газопроводу. В результаті дії

надлишкового тиску, людина яка опинилася на місці вибуху

одержить тяжкі ушкодження;

внаслідок того що трубопровід прокладений поза межами територій

виробничих об’єктів чи жилих зон, руйнування можливо лише

самого трубопроводу без впливу вражальних чинників на оточуюче

середовище;

в залежності від місця аварії можливий її розвиток на рівнях "А" і

"Б" з можливим переходом на рівень "В".

Рівень аварії на викидній лінії залежить від місця руйнування

трубопроводу та чи вилив/витік транспортуємого середовища відбувся в межах

охоронної зони трубопроводу чи за її межі. Порядок дій персоналу по локалізації

та ліквідації аварії, не залежно від рівня аварії, передбачає однакове перекриття

аварійної дільниці трубопроводу за допомогою запірних пристроїв з наступною

ліквідацією аварійної ситуації.

У разі забруднення водних об’єктів внаслідок аварій передбачено план

ліквідації, необхідно:

провести обстеження з метою визначення об’ємів та методів

ліквідаційних робіт;

встановити огородження забрудненої ділянки на водній поверхні

сорбційними бонами по площі забруднення;

96

поверхню водної гладі річки біля встановлених сорбційних бонів

(перед ними) обробити сорбентами: "жемчуг" та "родекс" згідно

рекомендацій щодо застосування на водній поверхні;

розбити забруднену ділянку на водній поверхні шляхом

встановлення сорбційних бонів на менші ділянки для проведення

поетапних робіт по збору нафтопродуктів;

провести збір нафтопродуктів з поверхні води за допомогою

механічних засобів (мотопомпи) з відкачуванням її в автоцистерни.

ділянки, на яких проведено збір нафтопродуктів, обробити

біодеструктором нафтових забруднень;

зібрати забруднену рослинність на забрудненій ділянці з пакуванням

її в поліетиленові мішки;

провести збір забрудненого ґрунту з межі водної та берегової

поверхні. упакувати в поліетиленові мішки;

обробити зачищені прибережні зони біодеструктором нафтових

забруднень у відповідності рекомендацій щодо застосування;

ведення постійного контролю води лабораторним методом на

визначення вмісту нафтопродуктів;

ведення постійного візуального контролю за станом території. в разі

виявлення негативних змін – організовувати вжиття необхідних

заходів по їх усуненню чи запобіганню.

У разі забруднення ґрунту внаслідок аварій передбачено план ліквідації,

необхідно:

провести обстеження з метою визначення об’ємів та методів

ліквідаційних робіт;

провести роботи по локалізації забруднення;

зібрати механічним способом забруднення з поверхні ґрунту;

забруднену територію обробити біодеструктором нафтових

забруднень;

зібраний забруднений нафтопродуктами ґрунт обробити

біодеструктором нафтових забруднень.

організувати роботи по відновленню забрудненої нафтопродуктами

земельної ділянки.

Попередження впливу техногенних причин досягається дефектоскопією

трубної продукції до монтажу, застосуванням інгібіторного і катодного

антикорозійного захисту труб в процесі їх експлуатації.

Антропогенні причини попереджаються своєчасним техобслуговуванням

трубопроводів, планованою заміною зношених труб.

На підприємстві розроблені заходи, які регулюють викиди в період

особливо небезпечних метеорологічних умов. Під регулюванням викидів

шкідливих речовин в атмосферу мається на увазі їх короткочасне скорочення в

періоди несприятливих метеорологічних умов, які призводять до формування

високого рівня забруднення атмосферного повітря. План заходів, що регулюють

викиди шкідливих речовин в атмосферне повітря в періоди несприятливих

97

метрологічних умов, розділяються на три режими роботи об’єкту, що

відповідають категоріям небезпеки.

При першому режимі роботи кількість шкідливих речовин, які

викидаються в атмосферу, повинна бути зменшена на 15-20% за рахунок

організаційно-технічних заходів. В значній мірі заходи стосуються посилення

контролю за роботою групової замірної установки та посилення контролю

точним виконанням технологічного процесу. При другому режимі роботи

заходи, що регулюють викиди, повинні забезпечити зниження концентрації

забруднюючих речовин в приземному шарі атмосфери на 20-40%. Вони

включають заходи для першого режиму, а також заходи, які знижують

продуктивність обладнання на 30%. При третьому режимі роботи заходи повинні

забезпечити зниження концентрації забруднюючих речовин в приземному шарі

атмосфери на 40-60% і включають заходи для першого режиму роботи і заходи,

які знижують продуктивність обладнання на 50%.

98

9 ВИЗНАЧЕННЯ УСІХ ТРУДНОЩІВ (ТЕХНІЧНИХ НЕДОЛІКІВ,

ВІДСУТНОСТІ ДОСТАТНІХ ТЕХНІЧНИХ ЗАСОБІВ АБО ЗНАНЬ),

ВИЯВЛЕНИХ У ПРОЦЕСІ ПІДГОТОВКИ ЗВІТУ З ОЦІНКИ ВПЛИВУ

НА ДОВКІЛЛЯ

Для проведення оцінки впливу на довкілля НГВУ "Охтирканафтогаз"

надало наявну інформацію, що стосується організації і проведення робіт в галузі

зменшення впливу та охорони навколишнього середовища в процесі виробничої

діяльності підприємства:

проектну документацію на розробку родовища з вказаними графічними

матеріалами, геологічною інформацією, технічними та технологічними

даними;

діючу дозвільну документацію яка лімітує показниками впливу на

довкілля, використання природних ресурсів, утворення відходів, інше;

звіти та результати аналізів про проведений контроль за впливом

виробничої діяльності на об’єкти довкілля;

стандарти, інструкції інші нормативні документи, які розроблені на

підприємстві для забезпечення нормативних екологічних значень

показників виробничої діяльності;

договірні документи з сторонніми організаціями, задіяними в виконанні

дій, спрямованих на дотримання вимог природоохоронного законодавства

України.

При проведенні оцінки впливу на довкілля виникають труднощі через:

відсутність методик, які дозволяють здійснювати прогнозування змін

навколишнього середовища, особливо в контексті довгострокових

перспектив розробки родовищ (з урахуванням розвитку і удосконалення в

технологіях, обладнанні, методах і підходах оцінки, інше);

відсутність методик, які дозволяють здійснювати оцінку впливу

конкретних підприємств з урахуванням їх специфіки виробництва;

відсутність даних регулярних моніторингових досліджень для невеликих

територій, що не дає можливості оцінити вплив конкретних виробництв

на зміни факторів довкілля в конкретному прилеглому до виробництва

місця;

відсутність регулярних досліджень явищ чи процесів, які відбуваються в

навколишньому середовищі зміни, яких можуть бути помітні тільки на

протязі тривалого терміну негативного впливу.

99

10 УСІ ЗАУВАЖЕННЯ І ПРОПОЗИЦІЇ ГРОМАДСЬКОСТІ ДО

ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Повідомлення про плановану діяльність на Ярмолинцівському родовищі

ПАТ "Укрнафта", яка підлягає оцінці впливу на довкілля, подано через

електронний кабінет Реєстру ОВД Мінприроди України, де зареєстровано за

номером 201868947/2028, дата офіційного опублікування в Єдиному реєстрі з

оцінки впливу на довкілля 11.06.2018 року.

Повідомлення про плановану діяльність, що підлягає оцінці впливу на

довкілля опубліковано в друкованих засобах масової інформації - газеті

"Тандем-Прес", примірник від 13.06.18 № 24 (1212), та в міськрайонній газеті

"Вісті Роменщини", примірник від 09.06.18 № 24 (14010).

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 встановленого терміну зауважень і пропозицій від

громадськості не надходило, що підтверджується листом Департаменту екології

та природних ресурсів Сумської ОДА від 10.07.18 № 01-20/1655, який наведений

у додатку С.

100

11 СТИСЛИЙ ЗМІСТ ПРОГРАМ МОНІТОРИНГУ ТА КОНТРОЛЮ

ЩОДО ВПЛИВУ НА ДОВКІЛЛЯ

На території родовища проводяться наступні моніторингові дослідження

та контроль по виконанню природоохоронних заходів:

– контроль вмісту забруднюючих речовин (метан) в атмосферному

повітрі на межі санітарно-захисної зони промислового майданчика ГЗУ,

періодичність відбирання проб – один раз на рік;

– проведення хімічних та бактеріологічних досліджень якості підземних

вод з артезіанської свердловини, періодичність проведення

досліджень – один раз на рік;

– спостереження за радіаційним станом території та обладнання

виробничих об’єктів, періодичність контролю – один раз на рік;

– дослідження ґрунту та повітря в місцях зберігання відходів – один раз

на рік;

– контроль за дотриманням вимог технологічних регламентів та станом

обладнання, що запобігає виникненню аварійних ситуацій та попереджує

забруднення навколишнього середовища, періодичність контролю –

щоденно;

– контроль за дотриманням вимог та норм природоохоронного та санітарно-

гігієнічного, періодичність контролю – щомісячно.

101

12 РЕЗЮМЕ НЕТЕХНІЧНОГО ХАРАКТЕРУ

Ярмолинцівське родовище в адміністративному відношенні розташоване

на території Роменського району Сумської області на землях Коржівської

сільської ради та Артюхівської сільської ради..

Родовище є діючим об’єктом, розробка якого здійснюється з 1984 року. На

родовищі пробурені 11 свердловин. Станом на 01.01.2019 р. експлуатаційний

фонд налічує: 2 газові свердловини (№№ 2, 40). У спостережному фонді – 1

свердловина (№ 4) та в консервації – 1 свердловина (№ 41). У фонді ліквідованих

перебувають 7 свердловин (№№ 1, 3, 5, 6, 7, 8, 42).

Відповідно до затвердженого варіанту розробки "Технологічної схеми

розробки Ярмолинцівського газоконденсатного родовища" видобуток складе за

проектний період 355,19 млн. м3

Родовище обладнане і має необхідний і достатній комплекс - ГЗУ

"Ярмолинці". Технологічна схема збору, промислової підготовки нафти

повністю герметична. В робочому технологічному процесі виділення

забруднюючих речовин мінімальне і обумовлене технічними можливостями

сучасного нафтопромислового обладнання, яке використовується.

На родовищі лабораторією екологічних досліджень НДПІ ПАТ

"Укрнафта" проводяться періодичні дослідження за рівнем забруднення

атмосферного повітря на межі санітарно-захисної зони майданчиків та

дотримання дозволених обсягів викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря. За результатами контролю перевищення нормативів гранично-

допустимих концентрацій у викидах не виявлено. Концентрації забруднюючих

речовин в атмосферному повітрі на межі санітарно-захисної зони промислового

майданчика не перевищують встановлених нормативів граничнодопустимих

концентрацій та орієнтовно-безпечних рівнів впливу забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі населених місць.

Змінення технології ведення робіт на промислових майданчиках, заміни

технологічного обладнання, зміни його потужності або інших параметрів, які

можуть впливати на довкілля, не передбачається.

При здійснені планованої діяльності – продовженні промислової розробки

родовища із видобутку вуглеводневої сировини – змін існуючого стану довкілля

не відбудеться.

Результати проведеної оцінки впливу на довкілля свідчать, що негативного

впливу на довкілля в результаті видобування вуглеводнів на родовищі при

дотриманні технічних та технологічних нормативів і вимог нормативно-

правових документів не очікується.

102

13 ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ

[1] А. Клюка, Авторський нагляд за реалізацією проетних технологічних

документів по розробці родовищ нафти і газу НГВУ "Охтирканафтогаз",

Івано-Франківськ, 2017.

[2] Грицик М., Корективи технологічних показників розробки

Ярмоленцівського газоконденсатного родовища, Івано-Франківськ, 2013.

[3] М. Багнюк, Технологічна схема розробки Ярмолинцівського

газоконденсатного родовища, Київ, 2008.

[4] Костюк Л., Документи в яких обгрунтовуються обсяги викидів для

отримання дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами ГЗУ-3 Ярмолинського родовища, Івано-

Франківськ, 2008.

[5] Л. Костюк, Документи в яких обгрунтовуються обсяги викидів для

отримання дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами для факельних амбарів св. 2, 40 і 41

Ярмолинського родовища, Івано-Франківськ, 2014.

[6] Процький В., Інвентпризація джерел викидів забруднюючих речовин та

розробка документів , що облгунтовують обсяги викидів в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами НГВУ "Охтирканафтогаз", Івано-


[7] Л. Костюк , Інвентпризація джерел викидів забруднюючих речовин та

розробка документів , що облгунтовують обсяги викидів в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами НГВУ "Охтирканафтогаз", Івано-


[8] Юзовицький І., Матеріали інвентаризації промислових відходів НГВУ

"Охтирканафтогаз", Харків, 2014.

[9] В. Процький, Контроль дотримання нормативів гранично-допістимих

викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря від стаціонарних

джерел, Івано-Франківськ, 2015.

[10] Хільчевський В., Гідрохімія річок лівобережного лісостепу, Київ: Ніка-

Центр, 2014.

[11] С. Рубан, Гідрогеологічні оцінки та прогнози режиму підземних вод

України, Київ, 2005.

[12] ДСП 173-96 Державні санітарні правила планування та забудови

населених пунктів, Київ: Міністерство охорони здоров'я, 1996.

[13] ДСТУ-Н Б В.1.1-35:2013 Настанова з розрахунку рівнів шуму в

приміщеннях і на територіях, Київ: Мінрегіон України, 2014.

[14] М. Григораш, Інструкція щодо поводження з відходами на території

виробничих підрозділів НГВУ "Охтирканафтогаз", Охтирка, 2014.

103

[15] МР 2.2.12-142-2007 Оцінка ризику для здоровя населення від забруднення

атмосферного повітря, Київ: Міністерство охорони здоров'я України, 2007.

[16] План локалізації та ліквідації аварійних ситуацій та аварій УНТС

Артюхівського родовища НГВУ "Охтирканафтогаз", Охтирка, 2018.

104

ДОДАТОК А

Спеціальний дозвіл на користування надрами

105

106

107

ДОДАТОК Б

Державний акт на право постійного користування землею

108

109

110

111

112

ДОДАТОК В

Договори оренди земельних ділянок

113

114

115

116

117

118

119

120

121

122

123

124

125

126

127

128

129

ДОДАТОК Г

Листи щодо наявності генерального плану

130

131

132

133

134

ДОДАТОК Д

Дозвіл на спеціальне водокористування

135

136

137

138

139

ДОДАТОК Е

Звітний баланс використання підземних вод за 2017 рік

140

141

142

ДОДАТОК Ж

Свідоцтво про атестацію

143

144

145

ДОДАТОК И

Дозволи на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами

146

147

148

149

150

151

152

153

154

155

156

157

158

159

ДОДАТОК К

Ліцензія щодо поводження з небезпечними відходами

160

Перелік ліцензіатів щодо поводження з небезпечними відходами

38.01 - збирання, 38.02 - перевезення, 38.03 - зберігання, 38.04 - оброблення,

38.05 - утилізація, 38.06 - видалення,38.07 - знешкодження, 38.08 – захоронення

№

п/п

Ліцензіат.

Код ЄДРПОУ

Юридична адреса Перелік

робіт. код.

Перелік відходів на

поводження

з якими видана

ліцензія

Дата

видачі

ліцензії

Термін дії

ліцензії

34 Публічне

акціонерне

товариство

"УКРНАФТА"

(00135390)

04053, м. Київ,

провулок

Несторівський, буд.

3-5

Фактична адреса:

-Чернігівська обл.,

Варвинський р-н, с.

Гнідинці, вул.

Лісова, 1;

-Івано-Франківська

обл., с. Яворів, вул.

Шевченка, 72;

-Полтавська обл., с.

Качаново, вул.

Промислова, 1;

-Сумська обл., м.

Охтирка, вул.

Транспортна, 1.

-Львівська обл., м.

Борислав, вул.

Потік, 5, НГВУ

«Бориславнафтогаз»

Збирання

38.01

Перевезення

38.02

Зберігання

38.03

Оброблення

38.04

Утилізація

38.05

Видалення

38.06

Знешкодження

38.07

Захоронення

38.08

1. Відпрацьовані

нафтопродукти, не

придатні для

використання за

призначенням (у т. ч.

відпрацьовані моторні,

індустріальні масла та

їх суміші). Відходи,


нафтопродуктами –

промаслені пісок,

папір, тирса, грунт,

ганчір’я, відпрацьовані

фільтри, нафтошлами.

2. Відходи сумішей

масло/вода,

вуглеводні/вода,

емульсії.

12.07.2013 Необмежений

161

ДОДАТОК Л

Кліматична характеристика

162

163

164

ДОДАТОК М

Фонові концентрації забруднюючих речовин атмосферного повітря

165

166

167

168

169

ДОДАТОК Н

Лист Департаменту екології та охорони природних ресурсів Сумської ОДА

170

171

ДОДАТОК П

Результати досліджень якості води із артезіанської свердловини

172

173

174

175

176

ДОДАТОК Р

Результати досліджень в місцях зберігання небезпечних відходів

177

178

179

180

181

ДОДАТОК С

Лист щодо зауважень громадськості

182

183

184

185

186

187

188

189

190

191

192

193

194

195

196

Documents

Опис планової діяльностіeia.menr.gov.ua/uploads/documents/2622/reports/77225c90e7535ad1e62731706792ffa5.pdfДОДАТОК Б Державний акт на право