1

2

ЗМІСТ

1 Опис планової 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 ........................................................................... 9

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

1.4 Опис очікуваних об’ємів водоспоживання і водовідведення ......................... 11

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 ........................ 14

1.5.1Оцінка очікуваних викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря14

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

1.5.3 Оцінка очікуваного шумового забруднення .................................................. 21

2 Опис виправданих альтернатив планованої діяльності, основних причин

обрання запропонованого варіанта з урахуванням екологічних наслідків ......... 22

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..……….…........................................................................................ 23

3.1 Кліматична характеристика ............................................................................... 23

3.2 Дані про стан атмосферного повітря ................................................................. 23

3.3 Дані про стан поверхневих вод .......................................................................... 25

3.5 Дані про стан ґрунтового покриву..................................................................... 29

3.6 Дані про радіаційний стан території ................................................................. 30

3.7 Дані про стан флори і фауни .............................................................................. 31

3.8 Ймовірність зміни базового сценарію без здійснення діяльності .................. 33

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

діяльності…………… ............................................................................................... 34

5 Опис і оцінка можливого впливу на довкілля планованої діяльності .............. 37

5.1 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при проведенні

підготовчих робіт і будівельних робіт та провадження планової діяльності,

включаючи роботи з демонтажу після завершення такої діяльності .................. 37

5.2 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при використанні

земель, ґрунтів ........................................................................................................... 38

5.3 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при водокористуванні

та водовідведенні ....................................................................................................... 41

5.4 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при використанні

супутньо-пластових вод ............................................................................................ 42

5.5 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при викидах

забруднюючих речовин в атмосферне повітря ...................................................... 43

5.6 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при здійснені скидів

забруднюючих речовин в водні об’єкти ................................................................. 59

3

5.7 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності шумовим забрудненням

..................................................................................................................................... 59

5.8 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності вібраційним, світловим,

тепловим забрудненням ............................................................................................ 60

5.9 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності радіаційним

забрудненням ............................................................................................................. 60

5.10 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при здійснені операцій

у сфері поводження з відходами .............................................................................. 62

5.11 Опис і оцінка можливого ризику впливу планової діяльності на здоров’я

людей .......................................................................................................................... 67

5.12 Оцінка соціального ризику планової діяльності при експлуатації гзу ........ 68

5.13 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності на природно заповідні

об’єкти та об’єкти культурної спадщини ............................................................... 70

5.14 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності на клімат, у тому числі

характер і масштаби викидів парникових газів, та чутливістю діяльності до зміни

клімату ........................................................................................................................ 70

5.15 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності технологією та

речовинами, що використовуються ......................................................................... 71

6 Опис методів прогнозування, що використовувалися для оцінки впливів на

довкілля……………. ................................................................................................. 74

7 Опис передбачених заходів, спрямованих на запобігання, відвернення,

уникнення, зменшення, усунення значного негативного впливу на довкілля ... 77

8 Опис очікуваного значного негативного впливу діяльності на довкілля ........ 79

9 Визначення усіх труднощів (технічних недоліків, відсутності достатніх

технічних засобів або знань), виявлених у процесі підготовки звіту з оцінки

впливу на довкілля ……… .................................................................................... 84

10 Усі зауваження і пропозиції громадськості до планованої діяльності ........... 85

11 Стислий зміст програм моніторингу та контролю щодо впливу на довкілля 86

12 Резюме нетехнічного характеру ......................................................................... 87

13 Перелік посилань … ............................................................................................ 88

Додаток А Спеціальний дозвіл на користування надрами .................................. 90

Додаток Б Карта Східно-рогинцівського родовища ............................................ 93

додаток В Державний акт на право постійного користування землею ............. 95

Додаток Г Відомості щодо договорів оренди ..................................................... 100

Додаток Д Дозвіл на спеціальне водокористування .......................................... 103

Додаток Е Звітний баланс використання підземних вод ................................... 108

додаток Ж Дозвіл на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами ...................................................................................... 111

Додаток И Дані щодо ліцензії щодо поводженняз небезпечними відходами . 120

Додаток К Кліматична характеристика ............................................................... 122

Додаток Л Свідоцтва про атестацію .................................................................... 124

Додаток М Фонові концентрації забруднюючих речовин атмосферного

повітря …………. .............................................................................................. 127

Додаток Н Лист департаменту екології та охорони природних ресурсів Сумської

ода………… 130

4

Додаток П Результати досліджень якості води із артезіанської свердловини 132

Додаток Р Результати досліджень в місцях зберігання небезпечних відходів 137

Додаток С Лист щодо зауважень громадськості ................................................ 142

5

ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ

ПАТ – Публічне акціонерне товариство;

НГВУ – нафтогазовидобувне управління;

УБР – управління бурових робіт;

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;

УПС – установка попереднього скиду

УТ – управління транспорту;

ЦК та ПРС – цех капітального та підземного ремонту свердловин;

ГДК – гранично допустима концентрація;

ОБРВ – орієнтовний небезпечний рівень впливу;

СЗЗ – санітарно-захисна зона;

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 планової діяльності

1.1 Опис місця провадження планованої діяльності

Східно-Рогинцівське нафтове родовище розташоване на території

Роменського району Сумської області на землях Миколаївської сільської ради.

Найближчими населеними пунктами поблизу родовища є села Калинівка,

Погреби, Миколаївка, Житнє, В’юнне, Горове, Борозенка. Обласний центр місто

Суми знаходиться на відстані 90 км від родовища, районний центр місто Ромни

знаходиться на відстані 5,6 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. На відстані 3 - 4 км в північно-західному

напрямі знаходиться Великобубнівське нафтогазоконденсатне родовище.

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. Абсолютні відмітки земної поверхні в районі

родовища становлять від 150 м до 200 м.

Родовище експлуатується на підставі спеціального дозволу на

користування надрами від 24.12.1999 реєстраційний номер 2091 (додаток А).

Ділянка спеціального дозволу на користування надрами складається з

Східно-Рогинцівського та Східно-Калинівського склепінь. Площа розрахованого

спецдозволу обмежується восьмикутником з наступними географічними

координатами кутових точок, які наведені в таблиці 1.1. Межі ділянки та

розташування виробничих об'єктів зображено на карті Східно-Рогинцівського

родовища (Додаток Б).

Таблиця 1.1 – Географічні координати кутових точок родовища Номер точки ПнШ СхД

1 50°48′48″ 33°25′29″

2 50°49′47″ 33°25′01″

3 50°50′06″ 33°25′58″

4 50°49′53″ 33°26′50″

5 50°49′33″ 33°27′22″

6 50°48′38″ 33°28′42″

7 50°48′27″ 33°28′05″

8 50°48′53″ 33°26′36″

Площа ділянки в межах зазначених координат складає 6,7 км2, тобто, не

більше 50% від наданої раніше площі у використання.

7

Земля використовується на підставі Державного акту на право постійного

користування землею від 23.12.02 ІІ-СМ № 000154 (додаток В), договорів оренди

землі: від 03.04.06 № 175-ОР, від 03.04.06 № 176-ОР, від 03.04.06 № 187-ОР, від

10.05.06 № 385-ОР, від 02.08.06 № 425-ОР, 02.08.06 № 426-ОР, від 03.10.06 №

630-ОР, від 03.10.06 № 649-ОР, від 20.10.06 № 759-ОР, від 20.10.06 № 760-ОР,

від 20.10.06 № 762-ОР, 30.07.07 № 1200-ОР, від 30.07.07 № 1201-ОР, від 30.07.07

№ 1202-ОР, від 30.07.07 № 1203-ОР, від 30.07.07 № 1204-ОР, від 30.07.07 №

1205-ОР, від 30.07.07 № 1206-ОР, від 30.07.07 № 1207-ОР, від 30.07.07 № 1208-

ОР, від 21.10.08 № 1211-ОР, від 21.10.08 № 1212-ОР, від 04.07.14 № 1677-ОР,

04.07.14 № 1679-ОР, угоди про проведення розвідувальних робіт від 25.04.08 №

274-ОР/у, відомості щодо договорів оренди (додаток Г).

Рисунок 1.1 – Оглядова карта розташування Східно-Рогинцівського

родовища

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.

8

1.2 Цілі планованої діяльності

Метою планованої діяльності НГВУ "Охтирканафтогаз" ПАТ "Укрнафта"

на Східно-Рогинцівському родовищі є видобування корисних копалин –

вуглеводнів (нафта, газ розчинений у нафті) з розширенням меж на Східно-

Рогинцівському родовищі шляхом включення в межі Східно-Калинівського

склепіння. Згідно Уточненого проекту промислової розробки Східно-

Рогинцівського нафтового родовища (з урахуванням Східно-Калинівського

склепіння) передбачена розробка покладів наявним фондом свердловин.

1.3 Опис характеристик діяльності

1.3.1 Загальні відомості про родовище та історія його розробки

Родовище відкрите в 1972 році розвідувальною свердловиною 19.

Дослідно промислова розробка розпочата в 1976 році. В промислову розробку

родовище введено у 1979 році у складі Великобубнівського родовища. В 1991 р

складено "Проект дорозвідки Східно-Рогинцівського родовища". У 1992 р була

доведена гідродинамічна ізольованість Східно-Рогинцівського склепіння і

останнє виділене в окреме родовище.

26 грудня 2002 - 30 січня 2003 року протоколом №709 засідання колегії

Державної комісії України по запасах корисних копалин при міністерстві

екології та природних ресурсів України затверджено геолого-економічну оцінку

запасів нафти Східно-Рогинцівського родовища Сумської області.

В 2005 р виконано "Технологічну схему розробки Східно-Рогинцівського

родовища", протокол ВАТ "Укрнафта" від 19.01.06. [1]

У 2009 році бурінням пошукової свердловини 1-Сх-Калинівська була

встановлена нафтогазоносність Східно-Калинівського склепіння, розкритого

свердловиною 21-Великобубнівська у несприятливих умовах.

В 2010 році УГМРВ ВАТ "Укрнафта" виконано та затверджено в ДКЗ

підрахунок запасів Східно-Рогинцівського нафтового родовища, протокол від

21.12.10 № 2146. Пунктом 3.8.3 даного протоколу рекомендувалося привести

межі ділянки нафтогазоносних надр до контурів продуктивних покладів. [2]

В 2014 році УГМРВ ПАТ "Укрнафта" виконано та затверджено "Проект

розробки Східно-Рогинцівського нафтового родовища" (протокол засідання ЦКР

від 29.01.14 № 78). [3]

У 2016 році НДПІ ПАТ "Укрнафта" виконав "Геолого-економічну оцінку

запасів Східно-Калинівського склепіння Східно-Рогинцівського нафтового

родовища Сумської області", затверджену протоколом ДКЗ України від 14.02.17

№ 3838.

У 2016 році НДПІ ПАТ "Укрнафта" склав "Уточнений проект промислової

розробки Східно-Рогинцівського нафтового родовища з урахуванням Східно-

Калинівського склепіння", затверджений протоколом ЦКР Міненерговугілля від

30.11.17 № 14.

В тектонічному відношенні Східно-Рогинцівське нафтове родовище

розташоване в північній прибортовій зоні Дніпровсько-Донецької западини.

9

Характерними особливостями осадової товщі родовища є незначна товщина в

розрізі турнейських та нижньовізейських відкладів та відсутність в розкритому

розрізі девонської товщі соляних формувань.

Продуктивні горизонти Східно-Рогинцівського родовища пов’язані з

нижньо- та верхньовізейськими відкладами, нафтогазоносні поклади приурочені

до регіонально продуктивних в межах Дніпровсько-Донецької западини

нижньокам’яновугільних відкладів.

Станом на 01.01.2019 із надр Східно-Рогинцівського родовища видобуто

3158 тис. т нафти та 461 млн. м3 розчиненого газу.

1.3.2 Стан експлуатації свердловин

На родовищі пробурені 32 свердловини. Станом на 01.04.2019 року

експлуатаційний фонд Східно-Рогинцівського нафтового родовища налічує 16

свердловин (№№ 51, 52, 60, 61, 62, 63, 64, 65, 66, 67, 73, 74, 75, 76, 78, 113). В

консервації перебувають 12 свердловин в тому числі Східно-Рогинцівського

родовища 10 свердловин (№№ 50, 53, 54, 68, 69, 70, 71, 72, 77, 115) та Східно-

Калинівського склепіння 2 свердловини (№№ 1-СхК, 2-СхК). У фонді

ліквідованих (в т. ч. очікування ліквідації) знаходяться 4 свердловини (№№ 16,

19, 21, 22) свердловини.

1.3.3 Система збору та транспортування нафти і газу

Станом на 01.04.2019 на родовищі в експлуатаційному фонді знаходиться

16 нафтових свердловин. Східно-Рогинцівське родовище облаштоване і має весь

комплекс комунікацій та установок для збору, підготовки і

внутрішньопромислового транспортування вуглеводнів. Подальша планована

діяльність із видобування корисних копалин передбачена наявним фондом

видобувних свердловин за допомогою механічних способів по методу розробки

родовища – на обводнення до 95%, режими – пружно-водонапірний, водонапірний,

змішаний.

Структурна схема об’єктів збору продукції свердловин родовища наведено

на рисунку 1.2.

Рисунок 1.2 – Структурна схема збору продукції свердловин родовища

Основним технологічним процесом на родовищі є видобуток та збір нафти

і газу, індивідуальний періодичний замір дебіту свердловин по газу і рідині та

транспорт нафтогазової суміші по двох нафто газозбірних колекторах "ГЗУ

Житнє – ГЗУ В’юнне" із подальшим транспортом до площадки ДГЗСУ "Великі

Бубни".

Продукція нафтових свердловин по викидним лініям поступає на

"Спутник Б-40" № 1 і "Спутник АМ-40" № 2 ГЗУ "Житнє" (далі - ГЗУ) і далі по

10

нафтогазозбірних колекторах через ГЗУ "В’юнне" транспортується на

ДГЗСУ "Великі Бубни". Технологічна схема збору продукції ГЗУ зображена на

рисунку 1.3.

На "Спутник Б-40 і АМ-40" передбачено можливість переключення однієї

із свердловин підключених до ГЗУ на замірний сепаратор, де проводиться замір

дебіту свердловин по рідині і газу. Із замірного сепаратора рідина і газ після

заміру також поступають в нафтозбірні колектора. Для забезпечення нормальної

роботи на ГЗУ передбачено дренажну підземну ємність Е-3 з насосом для

перекачки рідини і ємність Е-2 для збору рідини при продувці та стравлюванні

викидних ліній. Насосне господарство ГЗУ призначене для відкачки (по мірі

накопичення) рідини із підземної ємності Е-3 із занурювальним насосом на Е-2.

Рідина на Е-2 поступає при продувці шлейфів свердловин працюючих на

Б-40, АМ-40 (№ 1, № 2) ГЗУ. На Е-3 рідина поступає при ремонтних і

профілактичних роботах із замірних гідроциклонних сепараторів Е-1 (Б-40) та Е-

5 (АМ-40). Також технологічною схемою ГЗУ передбачено перекачування

рідини насосом з підземної ємності Е-3 на Е-2 із наступною відкачкою рідини з

Е-2 пересувним насосним агрегатом в нафтозбірні колектора [1].

Джерела постачання води на території Східно-Рогинцівського 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.

11

Рисунок 1.3 - Технологічна схема збору продукції ГЗУ

1.4 Опис очікуваних об’ємів водоспоживання і водовідведення

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

Східно-Рогинцівському родовищі використовується пластова з наливом на УПС

В. Бубнівського родовища та частково з свердловини, яка розташована в селі

Великі Бубни, 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

Східно-Рогинцівського родовища здійснюється за допомогою автоцистерн та

спеціалізованої техніки.

12

Використання води на підготовку вуглеводневої продукції на Східно-

Рогинцівському родовищі відсутнє, оскільки підготовка вуглеводневої

продукції безпосередньо на Східно-Рогинцівському родовищі не здійснюється,

відбувається тільки сепарація (розділення на газову та рідинну складові)

видобутої рідини.

Продукція нафтових свердловин родовища по викидним лініям

транспортується на ДГЗСУ "Великі Бубни" Великобубнівського родовища, де

безпосередньо здійснюється попередня підготовка. Схема транспортування

продукції наведена на рисунку 1.2.

Використання води на ДГЗСУ "Великі Бубни" для попередньої підготовки

продукції, яка видобута на Східно-Рогинцівському родовищі, здійснюється з

свердловини, яка розташована в селі Великі Бубни, 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 "Уточненого проекту промислової розробки Східно-

Рогинцівського нафтового родовища (з урахуванням Східно-Калинівського

склепіння)" видобуток нафти складе 42,344 тис. т за проектний період до 2022

року. [4] Нормативна потреба води при експлуатації свердловин Східно-

Рогинцівського родовища та при підготовці продукції даного родовища за

проектний період розробки родовища, а також норми водовідведення наведені у

таблицях 1.2-1.3. 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 № 150, яка розташована в селі Великі Бубни

використовується НГВУ "Охтирканафтогаз" для задоволення господарсько-

побутових та технологічних потреб для видобування вуглеводнів із декількох

родовищ, в тому числі Східно-Рогинцівського. Звітний баланс використання

підземних вод із свердловини яка розташована в селі Великі Бубни, за 2017 рік

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

Фактичне водоспоживання в процесі ведення видобування нафти на

Східно-Рогинцівському родовищу відповідно проведеного аналізу за 2018 рік

становить:

- на господарсько-питні потреби – 9,021 м3;

- на виробничі потреби (проведення капітальних та підземних ремонтів

свердловин з використанням пластових вод) – 12,836 тис. м3.

Враховуючи фактичні обсяги використання води вплив на природні

ресурси мінімальний.

13

Таблиця 1.2 – Нормативна потреба води при видобуванні нафти

Таблиця 1.3 – Норми водовідведення при видобуванні нафти

Спосіб виробництва/об'єкт Назва продукції Одиниці норми водовідведення Норми відведення стічних вод, м3/одиниця виміру продукції

технологічні потреби допоміжні потреби господарсько-питні потреби всього

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

42,344 тис. м3 1,6 0,0 0,0 1,6

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

Всього

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

наф

ти

тис.

то

н

м3/

10

00

тон

наф

ти

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

42,3 тис.м3 0,0 16,5 200,2 0,8 15,7 0,0 2,5 1,2 0,0 2,5 1,1 1,2 0,0 0,1 0,7 1,1 20,2 21,4 201,4 1,0 18,8

14

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.

На даний час на родовищі розташований майданчик групової замірної

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

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 № 5924186401-1, строк дії по 16.04.19 (додаток Ж)

Проммайданчик ГЗУ відноситься до 3 класу небезпеки (розділ

"Підприємства по видобуванню руд та нерудних копалин", клас III, санітарно-

захисна зона 300 м згідно з 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 [5].

Карта-схеми району розташування промислового майданчика ГЗУ з

нанесеною санітарно-захисною зоною наведена на рисунку 5.1.

За результатами інвентаризації на промисловому майданчику ГЗУ

виявлено 9 потенційних джерел викидів забруднюючих речовин [6].

Джерело викиду № 8001 – організоване – труба витяжна установки

"Супутник Б-40". Викиди в атмосферу відбуваються при роботі вентиляційного

обладнання приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8002 – організоване – труба витяжна установки

"Супутник АМ-40". Викиди в атмосферу відбуваються при роботі

вентиляційного обладнання приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан,

пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерело викиду № 8003 – організоване – дихальний клапан СМДК-50

дренажної ємності ЕП-3 V = 12,5 м3 Викиди в атмосферу відбуваються при зборі

нафтоводяних стоків. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

15

Джерело викиду № 8004 – неорганізоване – відкрита насосна. Викиди в

атмосферу відбуваються при перекачуванні насосом АХП-45/31 рідини з

ємності ЕП-3 в ємність Е-2. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8005 – організоване – дихальний клапан СМДК-50

ємності Е-2 V = 50 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при заповнені та

відвантаженні рідини. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8006 – організоване – дихальний клапан СМДК-80

ємності Е-4 інгібітору корозії V = 4 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при

заповнені та відвантаженні інгібітору корозії. Забруднюючі речовини – інгібітор

корозії.

Джерело викиду № 8007 – неорганізоване – відкрита насосна. Викиди в

атмосферу відбуваються при перекачуванні інгібітору корозії насосом

Х 50-32-125. Забруднюючі речовини – інгібітор корозії.

Джерело викиду № 8008 – неорганізоване площинне – фарбувальний пост.

Викиди в атмосферу відбуваються при фарбуванні обладнання. Забруднюючі

речовини – ксилол, уайт-спірит, аерозоль фарби.

Джерело викиду № 8009 – неорганізоване площинне – зварювальний пост.

Викиди відбуваються при електрозварюванні та газовому різанні металевих

виробів. Забруднюючі речовини – залізо та його сполуки, марганець, азоту

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

розташування стаціонарних джерел викидів забруднюючих речовин, що

здійснюють вплив на довкілля, на промисловому майданчику ГЗУ наведена на

рисунку 5.2.

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 0,3116 т/рік, в тому числі парникових газів

0,0471 т/рік [6]. Обсяги валових викидів парникових газів та забруднюючих

речовин по кожній речовині наведено в таблиці 1.4 та таблиці 1.5.

Таблиця 1.4 – Валові викиди парникових газів

код найменування одиниця

виміру

фактичний

викид

Всього т/рік 0,0471

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

410 Метан т/рік 0,0469

16

Таблиця 1.5 – Валові викиди забруднюючих речовин

код найменування одиниця

виміру

фактичний

викид

Всього т/рік 0,3116

123 Залізо та його сполуки (у перерахунку на залізо) т/рік 0,0006

143 Манган та його сполуки (у перерахунку на діоксид мангану) т/рік 2,61E-05

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

337 Оксид вуглецю т/рік 0,0004

342 Фтористий водень т/рік 1,89E-05

343 Фториди добре розчинні неорганічні т/рік 7,20E-05

344 Фториди погано розчинні неорганічні т/рік 4,05E-05

402 Бутан т/рік 0,0523

403 Гексан т/рік 0,0380

405 Пентан т/рік 0,0453

410 Метан т/рік 0,0469

616 Ксилол т/рік 0,0018

2752 Уайт-спірит т/рік 0,0018

2908 Пил неорганічний, який містить двоокис кремнію у %:70-20 т/рік 1,50E-05

10304 Пропан т/рік 0,0715

10305 Етан т/рік 0,0524

10930 Інгібітор корозії "Нефтехим-1" т/рік 0,0002

11510 Аерозоль фарби т/рік 0,0001

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

[7].

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;

лампи розжарювання відпрацьовані;

лампи люмінесцентні відпрацьовані;

тара металева використана чи забруднена;

17

шлами септиків;

відходи комунальні змішані.

Допоміжне виробництво

Технологічним процесом допоміжного виробництва є транспортне

забезпечення та планово попереджувальний, поточний і капітальний ремонт

свердловин.

Транспортне забезпечення родовищ здійснюється управлінням транспорту

(УТ) автоколони № 2, № 3, № 4, № 6, № 7, № 8, тракторна колона №5 НГВУ

"Охтирканафтогаз". Всі зазначені підрозділи УТ розміщені в Охтирському та

Роменському районах далеко за межами родовища. В процесі забезпечення

надання послуг проводиться експлуатація, технічне обслуговування, поточний та

капітальний ремонт транспортних засобів. В результаті допоміжної виробничої

діяльності в управлінні транспорту можуть з різною періодичністю утворюватися

відходи, що мають опосередковане відношення до планованої 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;

промаслене ганчір’я;

пісок, що містить нафтопродукти;

шлам миття деталей;

стружка чорних металів, що утворюється в процесах механічної

обробки;

абразивні круги відпрацьовані або зіпсовані;

пил металево-абразивний;

огарки електродів;

мул карбідний;

тара металева використана чи забруднена;

брухт чорних металів;

брухт кольорових металів;

шлам локальних очисних споруд мийки автотранспорту;

тирса деревини;

лампи люмінесцентні відпрацьовані;

лампи розжарювання відпрацьовані;

відходи комунальні змішані.

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". В результаті допоміжної виробничої діяльності у цеху

капітального та підземного ремонту свердловин можуть з різною періодичністю

18

утворюватися наступні відходи, що мають опосередковане відношення до

планованої діяльності на родовищі:

масла та мастила технічні відпрацьовані або зіпсовані різного типу (у

тому числі. моторні, трансмісійні);

промаслене ганчір’я;

шлам миття деталей;

абразивні круги відпрацьовані або зіпсовані;

пил металево-абразивний;

огарки електродів;

тара металева використана чи забруднена;

брухт чорних металів;

лампи люмінесцентні відпрацьовані;

лампи розжарювання відпрацьовані;

відходи комунальні змішані.

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 1.6. Видовий склад відходів, які утворюються в

структурних підрозділах НГВУ "Охтирканафтогаз" характерний для підприємств

нафтогазового комплексу.

Таблиця 1.6 – 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

автотранспорту 220,0

4 6000.2.8

Відходи масел технічних ІІІ

Технічне обслуговування

автотранспорту 47,0

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

ІV Технічне обслуговування

автотранспорту 0,5

19

Кінець таблиці 1.6 1 2 3 4 5

8

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації

транспортних засобів, не позначені іншим

способом

ІІІ Технічне обслуговування

автотранспорту 0,7

9

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації

транспортних засобів, не позначені іншим

способом

ІV Технічне обслуговування

автотранспорту 2,8

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 обладнання та

автотранспорту 1,0

11

2820.20.1.01

Ошурки та стружка токарна металів чорних, що

утворюються від процесів їх формування

ІV Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 100,0

12 2910.2.9.01

Брухт металевий ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 200,0

13 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 2700,0

14 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 4000,0

15 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 0,5

16 2000.2.2.17

Тирса деревинна ІV Ремонтно-будівельні роботи 10,0

17 7710.3.1.09

Брухт кольорових металів дрібний інший ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 12,0

18 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання ІV

Ремонт виробничого обладнання та

автотранспорту 0,3

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

Ремонт виробничого 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

Ремонт виробничого 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 2018 рік при здійсненні основної

виробничої діяльності безпосередньо на родовищі було утворено 0,040 т відходів

3 класу небезпеки, 3,104 т відходів 4 класу небезпеки, а також 3 шт.

люмінесцентних ламп та 2,3 м3 твердих побутових відходів. Інформація про обсяг

утворення по видам відходів при здійсненні основної виробничої діяльності

безпосередньо на родовищі наведена в таблиці 1.7.

Таблиця 1.7 – Кількість утворених відходів по основному виробництва

безпосередньо на Східно-Рогинцівському родовищі за 2018 рік

№

п/п Код, найменування відходів

Одиниці

вимірювання

Клас

небезпеки

Кількість відходів

за 2018 рік

1 7710.3.1.26

Лампи люмінесцентні та відходи, які містять ртуть,

інші зіпсовані або відпрацьовані

штук 1 3

2 6000.2.8

Відходи масел технічних т 3 0,025

3 7730.3.1.06

Матеріали обтиральні зіпсовані, відпрацьовані чи

забруднені

т 4 0,010

4 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший т 4 0,027

5 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації т 4 3,022

6 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання т 4 0,011

7 7710.3.1.07

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

відходів тари, що утворилася під час перевезень

т 4 0,014

8 7720.3.1.01

Відходи комунальні змішані, у т.ч. сміття з урн м3 4 2,3

9 7720.3.1.02

Шлам септиків т 4 0,020

10 7710.3.1.03

Бій скла технічного та скловиробів, що не підлягає

спеціальному обробленню

т 3 0,015

Потреба оцінювати кількість утворених відходів та їх вплив на навколишнє

середовище за результатами здійснення допоміжної діяльності УТ 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).

21

Відходи, що утворюються безпосередньо на родовищі, збираються та

передаються на зберігання в місця тимчасового зберігання відходів до передачі їх

спеціалізованим організаціям відповідно до укладених договорів. Місця

облаштовані на ГСЛ "Охтирканафтогаз" в м. Охтирка. 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 И).

1.5.3 Оцінка очікуваного шумового забруднення

Під час роботи основного та допоміжного технологічного обладнання на

промисловому майданчику ГЗУ виникає шумове навантаження на навколишнє

середовище, до основних джерел утворення якого відносяться:

насос для перекачування рідини АХП 45/31 (джерело викиду № 8004)

рівень звукового тиску згідно з паспортом складає 103 дБа;

насос для перекачування метанолу Х-50-32-125 (джерело викиду

№ 8007) рівень звукового тиску згідно з паспортом складає 98 дБа.

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. На родовищі відсутнє обладнання, що може утворювати теплове,

світлове, вібраційне та радіаційне забруднення, а також випромінювання.

22

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.

Територіальні альтернативи не розглядаються. Об’єкт існуючий. Місце

розташування обумовлено оптимальними геологічними умовами розкриття

перспективних горизонтів і поверхневими умовами, результатами геологічної

розвідки, встановленими межами Східно-Рогинцівського та Східно-

Калинівського склепінь. Родовище знаходиться в промисловій розробці.

Технічні альтернативи не розглядаються (об’єкт існуючий, запаси

корисних копалин по родовищу числяться на Державному балансі корисних

копалин України; наявні документи дозвільного характеру). Для забезпечення

високоефективного та безпечного видобування вуглеводнів використовується

спеціальне вузькоспеціалізоване обладнання.

Таким чином, планована діяльність щодо продовження промислової

розробки родовища з видобутку вуглеводневої сировини немає виправданих

альтернатив будь якого характеру.

23

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 12.09.18 № 03-39/13-432 (додаток К).

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

24

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

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

метрології та сертифікації" (додаток Л).

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 СЗЗ ГЗУ за період з 2012 по

2015 роки, встановлено, що концентрації забруднюючих речовин суттєво менші

за нормативи ГДК і коливаються: метану від 0,012 до 0,018 долі ГДК [8].

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

ГДК мг/м3

долі

ГДК мг/м3

долі

ГДК мг/м3

долі

ГДК

ГЗУ "Житнє"

межа СЗЗ

300 м

(підвітряна

сторона)

Метан –/50 0,62 0,012 0,68 0,014 0,85 0,17 0,88 0,018

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

но

сна

во

ло

гіст

ь

по

віт

ря,

%

атм

осф

ерн

ий

тиск

, кП

а

нап

рям

ок т

а

шви

дкіс

ть

віт

ру

, м

/с

наз

ва

реч

ови

ни

ви

знач

ена

ко

нц

ентр

ація

,

мг/

м3

ГД

К/

ОБ

РД

,

мг/

м3

мет

од

ика

до

слід

жен

ня

сухого вологого

10.03.

2015 р

ГЗУ "Житнє"

межа СЗЗ

300 м

(підвітряна

сторона)

5,0 – – 101,2

3,6

північно-

східний

Метан 0,88 –/50 МВВ

Актуальні відомості про величини фонових концентрацій забруднюючих

речовин в районі розташування родовища наведено в листі Департаменту

екології та охорони природних ресурсів Сумської ОДА № 01-20/2296 від

24.09.2018р. (додатку М).

25

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 [9]. З західної сторони

родовища протікає річка Ромен.

Коефіцієнт щільності річкової мережі району розташування родовища

становить 0,31 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 20 до 25 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 річки Ромен в районі розташування родовища

становить від 50 до 100 г/м3. Середня кількість днів льодоставу дня даної зони

складає більше 110.

Середня багаторічна розрахункова норма випаровування з поверхні річки

у без льодовий період для даного району складає від 550 до 600 мм. Саме цей

фактор один із найважливіших чинників формування мінералізації та хімічного

складу поверхневих та ґрунтових вод.

Річка Ромен – протікає в межах Конотопського та Роменського районів

Сумської області, а також Бахмацького і Талалаївського районів Чернігівської

області. Права притока річки Сула. Довжина Ромена 121 км, площа басейну -

1660 км². Долина трапецієподібна, завширшки 2,5-3 км. Заплава на всій

протяжності двобічна, є торфовища. Річище випрямлене, подекуди обваловане,

переважно каналізоване, є магістральним каналом осушувальної системи.

Ширина річища до 12 м, глибина — від 1,5 до 2,5 м (під час повеней). Похил

річки 0,28 м/км. Середня багаторічна витрата води ріки Ромен в місті Ромни

становить 3,27 м³/с. Середньорічна мінералізація води становить близько 780

мг/дм³.

Ромен бере початок на північний схід від села Коновалів. Спершу тече на

північний захід, далі поступово повертає на захід, південний захід і південь. Біля

східної околиці селища Дмитрівка різко повертає на схід, у пониззі тече

переважно на південний схід. Впадає до Сули на північно-східній околиці міста

Ромен. У заплаві Ромена 1933 р. споруджено Роменську осушувальну систему

для меліорації боліт та заболочених земель у заплавах річок Ромен і Торговиці;

її загальна площа - 14,100 га. Вона забезпечує використання 11 900 га земель, у

тому числі 2 000 га орних.

На річці Ромен відсутній спостережний створ системи Державного

гідрохімічного моніторингу стану поверхневих вод. В рамках гідрохімічного

26

моніторингу стану поверхневих вод, лабораторією вод і ґрунтів НДПІ ПАТ

"Укрнафта", свідоцтво про атестацію від 28.05.15 № ІФ 823 видане видано ДП

"Івано-Франківський науково виробничий центр стандартизації, метрології та

сертифікації" (додаток Л), проводяться дослідження води правої притоки річки

Ромен. За результатами актуальних гідрохімічних досліджень, які проведені

05.06.18, якість води відповідає встановленим гранично-допустимим

концентраціям для водойм рибогосподарського використання [9]. Результати

вимірювань показників складу та властивостей поверхневих вод притоки річки

Ромен наведено в таблиці 3.3.

Таблиця 3.3 – Результати вимірювань показників складу та властивостей

поверхневої води

Місце відбору проби pH

Аніони, мг/дм3 Катіони, мг/дм3

Наф

то-

пр

од

укт

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·

экв/

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

Притока річки Ромен

(с. Заїзд) 7,61 561,38 <5.0 56,72 56,37 <0.5 104,2 31,61 4,7 31,2 0,25 <0,05 <0,04 614 846,2 7,8

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.

В гідрогеологічному розрізі родовища виділяються шість водоносних

комплексів: крейдово-кайнозойський, середньоюрський, тріасовий,

нижньопермський, верхньокам’яновугільний, середньокам’яновугільний,

нижньокам’яновугільний [1].

Горизонти верхнього, крейдово-кайнозойського, водоносного комплексу

містять в основному прісні води, які використовуються для водопостачання.

Водовміщуючі породи представлені пісками та пісковиками палеогенових

та неоген-четвертинних відкладів. Дебіти вод, як правило, складають 17- 35

м3/добу, інколи сягають 2000 м3/добу. Води з вільним дзеркалом і переважно

слабо напірні. Пластова температура 5-10 °С. Нижня гідрогеологічна зона

включає в себе водоносні комплекси крейдових відкладів, товщина яких у розрізі

родовища змінюється від 631 м до 684 м. Води цих відкладів у прибортовій зоні

западини напірні. Дебіти у свердловинах досягають 1900 м3/д. Температура вод

комплексу змінюється від 10°С до 15°С.

Нижче по розрізу, на глибині 1011-1067 м, залягає водоносний комплекс

середньої юри, який знаходиться в зоні повільного водообміну і містить слабко

солонуваті води. Даний комплекс ізольований від зони активного водообміну з

прісними водами регіональним водоупором, утвореним глинисто-карбонатною

27

пачкою верхньої юри, товщиною до 10-20 м. Пластова температура близько

+30 °С. Пластові тиски близькі до умовного гідростатичного тиску.

Водоносний комплекс тріасу пов’язаний із потужною товщею слабо

зцементованих глинистих пісковиків з прошарками гравелітів та глин.

Перекривають його від водоносного комплексу середньої юри карбонатно-

глинисті і глинисті відклади середнього тріасу та середньої юри, які

перешаровуються з окремими водонасиченими шарами пісковиків і алевролітів

товщиною менше 10 м. Покрівля тріасового водоносного комплексу залягає на

глибинах 1360-1894 м. Пластовий тиск близький до умовного гідростатичного,

пластова температура від 45 °С до 54°С.

Водоносний комплекс нижньої пермі і верхнього карбону розкритий на

родовищі на глибинах 1880-2266 м і пов’язаний з піщано-алевролітовими

пластами товщиною від 1 м до 30 м. Комплекс містить від 10 до 12 водоносних

горизонтів і знаходиться в зоні ускладненого і надто ускладненого водообміну.

Води нижньої пермі – верхнього карбону високонапірні: дебіти води у

свердловинах змінюються у широких межах і досягають 100 м3/добу і більше.

Пластові тиски близькі до умовно гідростатичних, пластова температура –

близько 50 °С.

Водоносний комплекс середнього карбону, приурочений до московського

та башкирського ярусів, глибина залягання – в інтервалі 2229-2836 м. Водоносні

горизонти цього комплексу роз’єднані з вище залягаючим комплексом

глинистою пачкою, товщиною 100-150 м, яка містить окремі водонасичені

піщаноалевролітові пласти товщиною до 8 м. Водовміщуючі породи середньо

карбонового комплексу представлені пісковиками і алевролітами, а також

вапняками, що утворюють "башкирську карбонатну плиту". Пластові тиски

складають від 24,1 до 29,2 МПа, температура від 60 °С до 75 °С. Режим даного

водоносного комплексу – напірний.

Водоносний комплекс нижнього карбону включає горизонти візейського і

турнейського ярусів. Даний комплекс ізольований флюїдоупором, утвореним

глинисто-карбонатною товщею серпухівського і нижньої частини башкирського

ярусу загальною товщиною до 200 м. Водоносний комплекс нижнього карбону

на Східно-Рогинцівському родовищі залягає в інтервалі 2948-3223 м і налічує

дев’ять водонасичених горизонтів. Водонасичені породи представлені

алевролітами і пісковиками різних товщин. Пластова температура змінюється в

межах від 87 °С до 93,5 °С на глибинах 3000-3060 м.

Води верхнього, крейдово-кайнозойського водоносного комплексу в

основному прісні води.

До верхньої (кайнозойської) частини комплексу належать води

гідрокарбонатно-натрієвого і кальцієво-натрієвого типів, їх мінералізація не

перевищує 1,0 г/дм3.

Нижня (крейдова) частина комплексу вміщує прісні та слабко солонуваті

води, з мінералізацією від 0,5 до 3,0 г/ дм3, гідрокарбонатні, натрієво-кальцієві,

інколи з підвищеним складом заліза.

28

Водоносний комплекс середньої юри характеризується слабко

солонуватими водами, тип - гідрокарбонатний, кальцієво-натрієвий із загальною

мінералізацією до 10 г/ дм3.

Води комплексу тріасу хлоридного, кальцієво-натрієвого складу з

мінералізацією 108-125 г/ дм3, містять двовалентне залізо до 1,4 мг/ дм3 та

тривалентне залізо до 11,2 мг/ дм3, рН змінюється в межах від 6,8 до 7,5. Води

містять в невеликій кількості йод від слідів до 17 мг/ дм3 і бром до 151 мг/дм3,

також наявний стронцій від 25,5-112,8 мг/ дм3) і мідь.

Води нижньої пермі і верхнього карбону із загальною мінералізацією 109-

155 г/м3 за хімічним складом водорозчинних солей відносяться до

високомінералізованих розсолів хлоркальцієвого типу. Із мікро компонентів

наявні йод від 2 до 8 мг/дм3 та бром від 54 до 236 мг/ дм3. Розчинені у пластовій

воді гази складені, в основному, із азоту і метану.

Води середньокам’яновугільного комплексу загальною мінералізацією до

247 г/дм3. Води відносяться до хлоркальцієвого типу, із мікроелементів присутні

йод до 9 мг/дм3 та бром до 406 мг/дм3.

Води нижнього карбону належать до хлоркальцієвого типу з

мінералізацією від 240 до 286 г/ дм3 та густиною 1116-1186 кг/м3. В соляному

складі пластових вод присутні йод від 4,2 до 13,96 мг/дм3, бром від 104 до 210

мг/дм3 двовалентне залізо до 268 мг/дм3 та тривалентне залізо до 3,72 мг/ дм3.

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.

29

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

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 агрокліматичному 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 темно-сірі

опідзолені ґрунти, в південно-західній частині біля села Миколаївка знаходяться

незначні площі сірих опідзолених ґрунтів. Заплава річки Ромен представлена

торфовищами низинними та торфово-болотними ґрунтами. Вміст гумусу в

30

орному шарі ґрунтів глибиною до 30 см в загальному складає від 3,5 до 4,0 %,

від 2,0 до 2,5 % в заплаві річки Ромен. Середні значення запасів гумусу від 450

до 500 т/га, в заплаві річки Ромен цей показник нижчий та коливається від 200

до 250 т/га. Реакція ґрунтового середовища території близька слабокисла та

коливається від 5,0 до 5,5, ґрунти заплави річки Ромен мають понижений рівень

кислотності – близькі до нейтральної від 5,5 до 7,5.

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 значним та дуже сильним 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 0 до 5 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 забруднення території, мінімальний.

31

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.

Радіоактивне забруднення атмосферного повітря місцевості становило в

середньому 13 мкР/год в 2016 році, та 14 мкР/год в 2017 році.

Сумською філією ДУ "Держгрунтохорона" проводить спостереження

щодо щільності забруднення радіонуклідами земель сільськогосподарського

призначення. За результатами контролю проведеного в 2017 році на території

Роменського району визначено, що гама-фон території становить 13 мкР/год,

рівень забруднення цезієм (137Сs) становить 0,11 Кі/км2, рівень забруднення

стронцієм (90Sr) становить 0,012 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, липи серцецелистої, клена гостролистого. Долина річки

Ромен представлена заплавними луками, часто трапляються волошка східна,

ковила волосиста, залізняк бульбистий .

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,

32

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.

Лучний біотип представлений у заплавах річки Ромен. Основними

представниками даного біотипу є ссавці – вихухоль, бобер, щур водяний,

полівка-економка; птахи – чапля сіра, бекас, дупель, чирка-свистунок,

шилохвіст, лелека білий, вальшнеп, чайка звичайна, білокрилий крячок,

очеретянка; плазуни – черепаха болотяна; гадюка звичайна, вуж звичайний;

земноводні – жаба гостроморда, жаба ставкова, тритон звичайний.

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 плановій 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 місцевого значення "Миколаївський", ботанічний заказник місцевого

значення "Борозенківський", комплексна пам’ятка природи місцевого значення

"Оксютинські кургани", ботанічна пам’ятка природи місцевого значення "Дуб-

Король".

"Миколаївський" - гідрологічний заказник місцевого значення. Площа

заказника 163,7 га. Як об’єкт природно-заповідного фонду створений 28.12.81.

Розташований між північною околицею міста Ромни, селами Миколаївка та

Житнє. Охороняється болотний масив в заплаві річки Ромен. Є регулятором

водного режиму річки і рівня ґрунтових вод прилеглих територій. Представлені

рослинні угрупування, занесені до Зеленої книги (глечиків жовтих, латаття

білого), місцем мешкання тварин, занесених до Червоної книги України

(горностай); занесених до Європейського Червоного списку (деркач); Бернської

конвенції (луні польовий, лучний та болотяний, мишоїд-зимняк, курочка мала,

погонич, чорноволик, дупель, сова вухата, одуд, синьошийка, Лучна орхідея

пальчатокорінник м’ясочервоний, річкова кобилочка, соловейко східний,

вівсянка звичайна, черепаха болотяна, тритон гребінчастий та ін.).

33

"Борозенківський" - ботанічний заказник місцевого значення. Площа

заказника 295,0 га. Оголошено територією природно-заповідного фонду

31.12.80. Розташований в долині річки Борозенка, притоки річки Сула, на південь

від села Гаї. Знаходиться в лісовому фонді ДП "Роменський держлісгосп". Являє

собою кленово-липово-дубовий ліс природного походження. Зустрічаються

види рослин, занесені до обласного червоного списку (маруна щиткова, проліска

дволиста, зубниця п’ятилиста) і лікарських рослин (конвалія звичайна, первоцвіт

весняний, ряст Маршалла та ін.).

Є місцем мешкання тварин, занесених до Червоної книги України

(горностай, мідянка, жук-олень, подалірій, лунь польовий); занесених до

Європейського Червоного списку (слимак виноградний, сліпак звичайний,

деркач).

"Оксютинські кургани" - комплексна пам'ятка природи місцевого

значення. Площа складає 2,55 га. Розташована в межах Роменського району та

землях Плавинищенської та Басівської сільських рад. Статус надано 22.02.13 для

збереження видатної історичної пам'ятки - групи скіфських курганів, до яких

належать кургани: Царська могила, Старша могила, Сторожова могила, Середня

могила, Розграбована могила та кілька менших курганів. Максимальна висота

курганів - 21 м. Кургани порослі типовою для степової зони рослинністю.

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 планової діяльності будуть відбуватися зміни поточного стану

навколишнього природнього середовища обумовлені глобальними

кліматичними змінами та локальними природними процесами.

34

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 випаровування технологічних речовин при

зберіганні в ємностях, через ущільнення насосів, під час проведення ремонтних

робіт.

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 та експлуатації

автотранспорту та спецтехніки при допоміжних операціях.

Джерела 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. Після попередньої

підготовки супутньо-пластова вода закачується у поглинальні свердловини

Великобубнівського родовища згідно з Тимчасовим технологічним регламентом

закачування супутньо-пластових вод у тріасовий горизонт Великобубнівського

родовища, який розроблено НДПІ ПАТ "Укрнафта" у 2008 році.

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

35

включає облаштування стовбура обсадними колонами з цементуванням

заколонного простору, виключає вплив на підземні водоносні горизонти поза

межами продуктивних горизонтів.

Ґрунтовий покрив

Очікується незначний вплив планової 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 нормативної санітарно-

захисної зони, 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, згідно з

розрахунками, що наведені в пункті 5.12.

Шумове навантаження та вплив вібрації на стан організму людини при

експлуатації технологічного обладнання у межах санітарних норм.

36

Матеріальні об’єкти, включаючи архітектурну, археологічну та

культурну спадщину

Об’єкти архітектурної, археологічної та культурної спадщини в районі

розташування родовища відсутні.

Соціально-економічні умови

Передбачається значний позитивний вплив планової 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.

37

5 ОПИС І ОЦІНКА МОЖЛИВОГО ВПЛИВУ НА ДОВКІЛЛЯ

ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Плановою діяльністю НГВУ "Охтирканафтогаз" є продовження

видобування на родовищі корисних копалин – вуглеводнів (нафта, газ

розчинений у нафті) та експлуатація відповідного обладнання.

Родовище відкрите в 1972 році, з 1979 року проводиться промислова

розробка покладів корисних копалин.

Відповідно до "Уточненого проекту промислової розробки Східно-

Рогинцівського нафтового родовища (з урахуванням Східно-Калинівського

склепіння)" передбачено здійснювати безперервну розробку родовища до

2022 р наявним фондом свердловин [4].

Площа розрахованого спецдозволу обмежується восьмикутником з

наступними географічними координатами кутових точок (таблиця 1.1). Площа

ділянки в межах зазначених координат складає 6,7 км2, тобто, не більше 50% від

наданої раніше площі у використання.

В адміністративному відношенні територія родовища розташована в

Роменському районі Сумської області. В межах ліцензійної ділянки відсутні

населені пункти. Загальна кількість населення, яке може зазнати впливу планової

діяльності складає 604 чоловік.

5.1 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при

проведенні підготовчих робіт і будівельних робіт та провадження планової

діяльності, включаючи роботи з демонтажу після завершення такої

діяльності

Розробка родовища проводиться на підставі Проекту розробки Східно-

Рогинцівського нафтового родовища (3), затвердженого ЦКР Міненерговугілля

29 січня 2014 р (протокол №78) та Уточненого проекту промислової розробки

Східно-Рогинцівського родовища (з врахуванням Східно-Калинівського

склепіння)” (4), затверджений наказом Міненерговугілля 16.01.2018 р № 38 з

показниками розробки на 2018-2022 рр. Згідно [4] 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

38

враховують вказані природоохоронні аспекти з врахуванням конкретних

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

5.2 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при

використанні земель, ґрунтів

Діяльність НГВУ "Охтирканафтогаз" з видобування вуглеводнів

здійснюється на території Роменського району в межах спеціального дозволу на

користування надрами родовища №2091 від 24.12.1999 з розширенням меж на

Східно-Рогинцівському родовищі шляхом включення в межі Східно-

Калинівського склепіння. Площа території складає 6,7 км2

Земельні ділянки під промислові майданчики свердловин та установку

отримано відповідно до законодавства України, що підтверджується

відповідними Державними актами на право постійного користування землею від

23.12.02 ІІ-СМ № 000154 (додаток В), договорів оренди землі: від 03.04.06 №

175-ОР, від 03.04.06 № 176-ОР, від 03.04.06 № 187-ОР, від 10.05.06 № 385-ОР,

від 02.08.06 № 425-ОР, від 02.08.06 № 426-ОР, від 03.10.06 № 630-ОР, від

03.10.06 № 649-ОР, від 20.10.06 № 759-ОР, від 20.10.06 № 760-ОР, від 20.10.06

№ 762-ОР, від 30.07.07 № 1200-ОР, від 30.07.07 № 1201-ОР, від 30.07.07 № 1202-

ОР, від 30.07.07 № 1203-ОР, від 30.07.07 № 1204-ОР, від 30.07.07 № 1205-ОР, від

30.07.07 № 1206-ОР, від 30.07.07 № 1207-ОР, від 30.07.07 № 1208-ОР, від

21.10.08 № 1211-ОР, від 21.10.08 № 1212-ОР, від 04.07.14 № 1677-ОР, від

04.07.14 № 1679-ОР, угоди про проведення розвідувальних робіт від 25.04.08 №

274-ОР/у (додаток Г). Загальна площа вилучених земель сільськогосподарського

призначення складає 12,7117 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.

Основного впливу ґрунтовий покрив зазнав під час розробки родовища -

проводилось відведення ділянок під буріння свердловин. Родючий шар ґрунту

знімався та складувався в обвалування з метою його захисту від надмірного

впливу. Після завершення робіт проводилась технічна та біологічна

рекультивація території і повернення частини ділянки землевласникам.

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

39

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 Східно-

Рогинцівського родовища. Згідно з результатами досліджень проби ґрунту

промислового майданчика ГЗУ від 11.09.18, які наведені в таблиці 5.1, вміст

бікарбонатів становить 273,2 мг/кг, вміст хлоридів 42,0 мг/кг, вміст кальцію

118,0 мг/кг, вміст магнію 22,6 мг/кг, вміст натрію 27,1 мг/кг, вміст калію

5,8 мг/кг, щільний залишок становить 0,87 %, вміст токсичних солей складає

93,2 мг/кг, вміст заліза загально-го 11,65 мг/кг, вміст вуглецю органічної

речовини складає 1,95 %, частка гумусу в досліджуваних пробах 2,87 %, вміст

азоту лужногідролізованого 72,6 мг/кг, вміст рухомого фосфору 147,3 мг/кг,

вміст нафтопродуктів у ґрунті становить 98,2 мг/кг.

Таблиця 5.1 – Результати дослідження показників складу і властивостей

ґрунту промислового майданчика ГЗУ Східно-Рогинцівського родовища

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) 8,2 н/в 273,2 42,0 118,0 22,6 55,8 27,4 5,8 0,87 93,2 11,65 1,95 2,87 72,6 147,3 98,2

Кислотність ґрунту становить 8,2 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 55,8 мг/кг в пробі ґрунту

ГЗУ. Вміст токсичних солей в пробі рівний - 93,2 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 – 98,2 мг/кг в пробі ґрунту ГЗУ.

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.

Результати аналізів по визначенню основних трофічних елементів - азоту,

фосфору і калію свідчать про низький рівень агрохімічної забезпеченості ґрунту.

40

На основі досліджень ґрунтового покриву майданчиків можна зробити

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

41

5.3 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при

водокористуванні та водовідведенні

Джерела постачання води на території Східно-Рогинцівського 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

Східно-Рогинцівському родовищі використовується із свердловини № 150, яка

розташована в селі Великі Бубни, 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 Східно-Рогинцівського родовища здійснюється

за допомогою автоцистерн та спеціалізованої техніки.

Фактичне водоспоживання в процесі ведення видобування нафти на

Східно-Рогинцівському родовищу відповідно проведеного аналізу за 2018 рік

становить:

- на господарсько-питні потреби – 9,021 м3;

- на виробничі потреби (проведення капітальних та підземних ремонтів

свердловин з використанням пластових вод) – 12,836 тис. м3.

Використання води на підготовку вуглеводневої продукції на Східно-

Рогинцівському родовищі відсутнє, оскільки підготовка вуглеводневої

продукції безпосередньо на Східно-Рогинцівському родовищі не здійснюється.

Продукція нафтових свердловин родовища по викидним лініям

транспортується на ДГЗСУ "Великі Бубни" Великобубнівського родовища, де

безпосередньо здійснюється попередня підготовка. Схема транспортування

продукції наведена на рисунку 1.2.

Використання води на ДГЗСУ "Великі Бубни" для попередньої підготовки

продукції, яка видобута на Східно-Рогинцівському родовищі, здійснюється з

свердловини № 150, яка розташована в селі Великі Бубни, на підставі дозволу на

спеціальне водокористування від 22.09.14 № УКР 0079 СУМ з терміном дії до

42

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 01.09.17 № 535 та протоколі від

01.09.17 № 348-365 (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 криниці яка розташована в

селі Миколаївка по вулиці Центральна біля будинку № 15. Результатів

дослідження води із криниці наведені в таблиці 5.2.

Таблиця 5.2 – Результати дослідження показників складу і властивостей

проб підземної води із криниці

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

Криниця,

с. Миколаївка,

вул. Центральна,

№ 15

12.04.18 7,4 458,4 <5,0 19,38 58,07 - 24,22 25,83 0,52 8,5 - <0,05 <0,04 397 609,2 4,6

19.07.18 7,32 480,37 <5,0 22,3 62,07 - 26,8 26,80 0,63 8,9 - <0,05 <0,04 425 608,5 3,8

24.10.18 7,53 463,75 <5,0 21,27 67,07 - 27,96 27,96 0,7 9,9 - <0,05 <0,04 440 616,7 3,6

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 криниці задовільна.

При розробці родовища, за умови додержання технологічних процесів,

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

мінімальний.

5.4 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при

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

43

горизонти шляхом використання в системі підтримки пластового тиску або

закачування в скидові свердловини.

На Східно-Рогинцівському родовищі відсутні свердловини системи

підтримки пластового тиску та скиду пластових вод в підземні горизонти.

Супутньо-пластова вода разом із продукцією транспортується на ДГЗСУ "Великі

Бубни".

Попередня підготовка видобутої на Східно-Рогинцівському родовищі

нафти шляхом відділення супутньо-пластових вод проводиться на УПС В.Бубни

з наступним закачуванням її у скидові свердловини Великобубнівського

родовища. Повернення супутньо-пластових вод здійснюється на підставі

Тимчасового технологічного регламенту закачування супутньо-пластових вод у

Тріасовий горизонт Великобубнівського нафтогазоконденсатного родовища.

Супутньо-пластова вода Східно-Рогинцівського родовища та пластова вода

Великобубнівського родовища сумісні за фізико-хімічними параметрами.

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 Східно-Рогинцівському родовищі вплив планованої діяльності при

використанні супутньо-пластових вод мінімальний, за виключенням операцій з

КРС. Протягом 2018 року на родовищі проведено 25 операцій з проведення

капітального та підземного ремонту свердловин, використано при цьому

12,836 тис. м3 пластової води, яка потрапила в підземні горизонти, з яких

проводиться видобування продукції свердловин. Вплив від пластових вод

прийнятий як мінімальний.

5.5 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при викидах

забруднюючих речовин в атмосферне повітря

Джерелами потенційного впливу на атмосферне повітря при експлуатації

родовища є ГЗУ.

Установка призначена для збору продукції нафтових свердловин,

індивідуального заміру дебіту свердловин на установках "Супутник Б-40",

"Супутник АМ-40" та транспортування продукції свердловин по нафтозбірному

колектору через ГЗУ "В'юнне" на ДГЗСУ "Великі-Бубни". До складу ГЗУ

входять: "Супутник Б-40" № 1, "Супутник АМ-40" № 2; дренажна підземна

ємність ЕП-12,5 з занурювальним насосом АХП, ємність Е-2 для збору

нафтопродуктів при аварійних ситуаціях V = 50 м3, насосне господарство для

відкачування нафти із аварійної ємності в нафтозбірний колектор; інгібіторне

господарство: ємність Е-4 V = 4 м3 з насосом [6].

Експлуатація технологічного обладнання супроводжується викидами

забруднюючих речовин в атмосферу.

44

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".

Проммайданчик ГЗУ відноситься до 3 класу небезпеки (розділ

"Підприємства по видобуванню руд та нерудних копалин", клас III, санітарно-

захисна зона 300 м згідно з 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 [5].

Карта-схеми району розташування промислового майданчика ГЗУ з

нанесеною санітарно-захисною зоною наведена на рисунку 5.1.

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.

За результатами інвентаризації на промисловому майданчику ГЗУ

виявлено 9 потенційних джерел викидів забруднюючих речовин [6].

Джерело викиду № 8001 – організоване – труба витяжна установки

"Супутник Б-40". Викиди в атмосферу відбуваються при роботі вентиляційного

обладнання приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8002 – організоване – труба витяжна установки

"Супутник АМ-40". Викиди в атмосферу відбуваються при роботі

вентиляційного обладнання приміщення. Забруднюючі речовини – метан, етан,

пропан, бутан, пентан, гексан.

Джерело викиду № 8003 – організоване – дихальний клапан СМДК-50

дренажної ємності ЕП-3 V = 12,5 м3 Викиди в атмосферу відбуваються при зборі

нафтоводяних стоків. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8004 – неорганізоване – відкрита насосна. Викиди в

атмосферу відбуваються при перекачуванні насосом АХП-45/31 рідини з

ємності ЕП-3 в ємність Е-2. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

Джерело викиду № 8005 – організоване – дихальний клапан СМДК-50

ємності Е-2 V = 50 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при заповнені та

відвантаженні рідини. Забруднюючі речовини – метан, етан, пропан, бутан,

пентан, гексан.

45

Джерело викиду № 8006 – організоване – дихальний клапан СМДК-80

ємності Е-4 інгібітору корозії V = 4 м3. Викиди в атмосферу відбуваються при

заповнені та відвантаженні інгібітору корозії. Забруднюючі речовини – інгібітор

корозії.

Джерело викиду № 8007 – неорганізоване – відкрита насосна. Викиди в

атмосферу відбуваються при перекачуванні інгібітору корозії насосом

Х 50-32-125. Забруднюючі речовини – інгібітор корозії.

Джерело викиду № 8008 – неорганізоване площинне – фарбувальний пост.

Викиди в атмосферу відбуваються при фарбуванні обладнання. Забруднюючі

речовини – ксилол, уайт-спірит, аерозоль фарби.

Рисунок 5.1 – Карта-схема району розташування майданчика ГЗУ

Джерело викиду № 8009 – неорганізоване площинне – зварювальний пост.

Викиди відбуваються при електрозварюванні та газовому різанні металевих

виробів. Забруднюючі речовини – залізо та його сполуки, марганець, азоту

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

46

Схема розташування стаціонарних джерел викидів забруднюючих

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

наведена на рисунку 5.2.

Рисунок 5.2 – Схема розташування стаціонарних джерел викидів

Сумарні валові викиди забруднюючих речовин від стаціонарних джерел

майданчика ГЗУ становлять 0,3116 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

отримано дозвіл на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

47

стаціонарними джерелами від 01.07.11 № 5924186401-1, строк дії по 16.04.19

(додаток Ж), 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

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

отже термін дії його вважається необмеженим.

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.

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.

48

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 ПЕОМ проведено по всіх речовинах, які

викидаються із стаціонарних джерел. Результати розрахунку доцільності

наведено в таблиці 5.3.

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.

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 0,09363000 200,0 0,00047 ні

9 403 Гексан 0,01387000 60,0 0,00023 ні

10 405 Пентан 0,04296000 100,0 0,00043 ні

11 410 Метан 0,07209000 50,0 0,0014 ні

12 616 Ксилол 0,01344000 0,2 0,098 ні

13 2752 Уайт-спірит 0,02344000 1,0 0,023 ні

14 2908 Пил неорганічний,який містить двоокис кремнію у %:70-20 (ш.ц.) 0,00013000 0,3 0,00043 ні

15 10304 Пропан 0,15637000 65,0 0,0024 ні

16 10305 Етан 0,11683000 65,0 0,0018 ні

17 10930 Інгібітор корозії "Нафтохим-1" ( талове масло -32%, керосин-20% 0,00300000 0,5 0,006 ні

18 11510 Аэрозоль лакофарбових матерiалiв 0,00143000 0,1 0,014 ні

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 [12].

49

Таблиця 5.4 - Результати розрахунку максимальних приземних

концентрацій Забруднююча речовина Максимальна

приземна

концентрація ЗР 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 0,16336 0,4084

143 Марганець та його з'єднання (в переpахунку на діоксид марганцю) 0,01 2 0,00413 0,413

301 Азоту діоксид 0,085 3 0,00935 0,110

337 Вуглецю оксид 5,0 4 0,4017 0,08034

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

фтор. кремній)

0,02 2

0,008144 0,4072

343 Фториди добpе pозчинні неоpганічні (фтоpид і гекс.натрію) 0,03 2 0,01254 0,418

344 Фториди погано pозчинні неоpганічні (фтоpид алюмінію і кальцію) 0,2 2 0,08032 0,4016

402 Бутан 200,0 4 80,04 0,4002

403 Гексан 60,0 4 24,006 0,4001

405 Пентан 100,0 4 40,019 0,40019

410 Метан 50,0 0 20,032 0,40064

616 Ксилол 0,2 3 0,102 0,51

2752 Уайт-спірит 1,0 0 0,422 0,422

2908 Пил неорганічний, який містить двоокис кремнію у %:70-20 (ш.ц.) 0,3 3 0,05097 0,10194

10304 Пропан 65,0 0 26,065 0,401

10305 Етан 65,0 0 26,05005 0,40077

10930 Інгібітор корозії "Нафтохим-1" ( талове масло -32%, керосин-20% 0,5 0 0,20097 0,40194

11510 Аэрозоль лакофарбових матерiалiв 0,1 0 0,0418 0,418

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 [8], свідчать, що концентрації забруднюючих речовин на межі санітарно

захисної зони суттєво менші за нормативи ГДК ЗР і коливаються для метану від

0,012 до 0,018 долі ГДК, що вказує на те що вплив викидів забруднюючих

речовин за попередні роки не призвів до змін якості атмосферного повітря.

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 ГЗУ здійснюватиме постійний незначний вплив на стан

атмосферного повітря в межах санітарно-захисної зони провадження виробничої

діяльності. Підстав для здійснення транскордонної оцінки впливу немає.

50

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)

51

Рисунок 5.5 – Графік розсіювання азоту діоксид

Рисунок 5.6 – Графік розсіювання вуглецю оксид

52

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)

53

Рисунок 5.9 – Графік розсіювання фториди погано розчинні не органічні

(фторид алюмінію і кальцію)

Рисунок 5.10 – Графік розсіювання бутан

54

Рисунок 5.11 – Графік розсіювання гексан

Рисунок 5.12 – Графік розсіювання пентан

55

Рисунок 5.13 – Графік розсіювання метан

Рисунок 5.14 – Графік розсіювання ксилол

56

Рисунок 5.15 – Графік розсіювання уайт-спірит

Рисунок 5.16 – Графік розсіювання пил не органічний який містить

двоокис кремнію у % 70-20

57

Рисунок 5.17 – Графік розсіювання пропан

Рисунок 5.18 – Графік розсіювання етан

58

Рисунок 5.19 – Графік розсіювання інгібітор корозії "Нафтохім-1"

Рисунок 5.20 – Графік розсіювання аерозоль лакофарбових матеріалів

59

5.6 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при 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 планової 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

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 ГЗУ найбільше звукове навантаження виникає під час

роботи насоса АХП 45/31, рівень звукового тиску згідно з паспортом складає 103

дБA тобто LWA=103 дБA. Проведено розрахунок найбільшого можливого впливу

шумового забруднення на межі найближчої житлової забудови розташованої в

селі Миколаївка. Відстань від установки до найближчої житлової забудови

розташованої в селі Миколаївка складає не менше 300 м, тобто r=300 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= 4π. Таким чином, L=42,2 дБА.

Відповідно до ДСП № 173 "Державні санітарні правила планування та

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

60

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 42,2 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.

5.8 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності вібраційним,

світловим, тепловим забрудненням

Експлуатація видобувних свердловин за встановленими технологічними

режимами та здійснення виробничої діяльності на промисловому майданчику

ГЗУ у відповідності до діючих технологічних регламентів ведення робіт не

створюють значного вібраційного, світлового і теплового навантаження на

довкілля.

5.9 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності 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

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.

Радіоактивні речовини є супутніми добавками при видобутку 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 26 свердловин родовища,

виконано 182 вимірів гамма-випромінення та щільності потоку альфа- і бета-

частинок.

61

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 5.5.

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 ПЕД, 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.

Таблиця 5.5 - Результати вимірювань потужності гамма-випромінювання

та радіаційного забруднення

Найменування об'єкта

дослідження

Потужність гамма-випромінювання, мкР/год Радіоактивне

забруднення

об'єкта

Фон Територія Устатку

вання

Гирло

свердловини

Пригирловий

приямок

Бета

част/хв

см2

Альфа

част/хв

см2

1 2 3 4 5 6 7 8

Свердловина 22 нафт 9-10 10-11 12-14 12-14 13-14 2 н/в

Свердловина 50 нафт.

(конс.) 10-11 11-12 11-13 13-14 11-13 3 н/в

Свердловина 51 нафт. 11-12 10-11 12-13 12-13 12-13 2 <0,1

Свердловина 52 нафт. 10-11 10-11 12-13 13-14 13-14 2 н/в

Свердловина 53 нафт.

(конс.) 11-13 11-13 10-12 10-12 11-13 4 н/в

Свердловина 54 нафт.

(конс.) 10-11 11-12 11-13 13-15 14-16 3 <0,1

Свердловина 60 нафт. 10-12 11-12 13-15 11-13 11-13 2 н/в

Свердловина 61 нафт. 11-12 11-12 10-12 13-14 12-14 3 <0,1

Свердловина 62 нафт. 10-11 11-12 11-12 13-14 12-14 2 н/в

Свердловина 63 нафт. 9-11 10-11 11-12 11-13 13-14 2 н/в

Свердловина 64 нафт. 10-11 10-11 11-12 11-12 12-13 1 <0,1

Свердловина 65 нафт. 10-12 12-14 9-11 12-13 14-16 3 н/в

Свердловина 66 нафт. 11-12 11-12 11-13 11-13 11-12 2 <0,1

62

Кінець таблиці 5.5

1 2 3 4 5 6 7 8

Свердловина 67 нафт. 11-12 10-12 11-13 14-15 12-14 1 н/в

Свердловина 68 нафт.

(конс.) 9-10 10-11 13-14 12-14 12-13 3 н/в

Свердловина 69 нафт.

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

Свердловина 70 нафт.

(конс.) 10-11 10-11 12-14 12-14 10-12 1 н/в

Свердловина 71 нафт.

(конс.) 9-10 10-11 10-11 12-14 12-14 2 <0,1

Свердловина 72 нафт.

(конс.) 10-11 10-11 12-13 12-14 11-13 3 н/в

Свердловина 73 нафт. 10-11 10-12 12-13 12-13 12-14 1 <0,1

Свердловина 74 нафт. 10-12 11-12 13-14 13-14 13-14 1 н/в

Свердловина 75 нафт. 11-13 12-14 13-14 10-13 14-15 2 н/в

Свердловина 76 нафт. 11-13 12-14 13-14 10-13 14-15 2 н/в

Свердловина 77 нафт.

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

Свердловина 78 нафт. 10-11 11-12 12-13 12-13 11-13 1 н/в

Свердловина 113 нафт. 10-11 11-12 12-13 13-15 13-15 2 <0,1

Свердловина 115 нафт.

(конс.) 9-11 11-12 13-14 13-14 12-14 4 <0,1

5.10 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності при

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" [7]. Дані щодо відходів які мають безпосереднє та

опосередковане відношення до планової 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

63

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

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;

64

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 5.6.

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.

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 масло/вода, вуглеводні/вода, емульсії

відповідно до ліцензії щодо поводження з небезпечними відходами

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

Місця видалення та зберігання небезпечних відходів на родовищі відсутні.

Згідно даних первинного обліку відходів за 2018 рік при здійсненні основної

виробничої діяльності безпосередньо на родовищі було утворено 0,040 т відходів

3 класу небезпеки, 3,104 т відходів 4 класу небезпеки, а також 3 шт.

люмінесцентних ламп та 2,3 м3 твердих побутових відходів. Враховуючи незначну

кількість утворення відходів на території родовища, згідно даних таблиці 1.7,

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.

65

Таблиця 5.6 - Перелік відходів НГВУ «Охтирканафтогаз, які передаються спеціалізованим організаціям №

п/п Код і найменування відходів

Клас

небезпеки

Назва спеціалізалізованої

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, відпрацьовані чи забруднені 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 КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1838

8

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації транспортних засобів, не позначені іншим

способом (фільтри паливні)

ІІІ Утилізація згідно з ліцензією

9

6000.2.9

Відходи, що утворилися під час експлуатації транспортних засобів, не позначені іншим

способом(фільтри повітряні)

ІV КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської 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 КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської 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"

ТЗОВ "УМК ЛТД"

від 04.10.17 № 1703-МТР

від 04.10.17 № 1704-МТР

13 7710.3.1.08

Брухт чорних металів дрібний інший ІV

ТзОВ "Градієнт-М"

ТЗОВ "УМК ЛТД"

від 04.10.17 № 1703-МТР

від 04.10.17 № 1704-МТР

14 7740.3.1

Устаткування, не придатне для експлуатації ІV

ТзОВ "Градієнт-М"

ТЗОВ "УМК ЛТД"

від 04.10.17 № 1703-МТР

від 04.10.17 № 1704-МТР

15 2820.2.1.20

Відходи, одержані у процесах зварювання ІV

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1838

66

Кінець таблиці 5.6 1 2 3 4 5

16 2000.2.2.17

Тирса деревинна ІV

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1838

17 7710.3.1.09

Брухт кольорових металів дрібний інший ІV

ТзОВ "Градієнт-М"

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

Відходи, одержані у процесах зварювання ІV

ТзОВ "Градієнт-М"

ТЗОВ "УМК ЛТД"

від 04.10.17 № 1703-МТР

від 04.10.17 № 1704-МТР

19 7710.3.1.03

Бій скла технічного та скловиробів, що не підлягає спеціальному обробленню ІІІ

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської 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 КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1838

21 7720.3.1.01

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

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської 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, відпрацьовані чи забруднені ІV

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської 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 КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1838

27 7720.3.1.02

Шлам септиків ІV

КП "Комбінат комунальних

підприємств" Роменської МР від 13.11.17 № 1839

67

5.11 Опис і оцінка можливого ризику впливу планової 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:

iHI HQ , (5.1)

де, HQi – коефіцієнти небезпеки для окремих компонентів суміші

хімічних речовин, що впливають.

За інгаляційного надходження розрахунок коефіцієнта небезпеки можна

здійснювати за формулою:

i

i

CHQ

RfC , (5.2)

де HQi – коефіцієнт небезпеки впливу і-тої речовини;

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

RfC – безпечний рівень впливу, мг/м3.

Для речовин, для яких не встановлено безпечно референтну концентрацію,

приймається значення середньодобової граничнодопустимої концентрації (ГДК)

або орієнтовних безпечних рівнів діяння (ОБРД).

68

Критерії коефіцієнта небезпеки наведено у таблиці 5.7.

Таблиця 5.7 – 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 [12].

Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів приведено в таблиці 5.8.

Таблиця 5.8 – Розрахунок ризику розвитку неканцерогенних ефектів для

промислового майданчика ГЗУ

Назва забруднюючої речовини

Максимальна

середньорічна

концентрація,

C, мг/м3

Референтна

(безпечна)

концентрація,

RfC , мг/м3

Середньо-

добова

ГДК, мг/м3

Коефіцієнт

небезпеки,

НQі

Оксиди азоту (оксид та діоксид азоту) у

перерахунку на діоксид азоту 0,0017 0,04 – 0,04

Оксид вуглецю 0,0017 3,0 – 0,001

Суспендовані частинки,

недиференційовані за складом 0,00040 0,1 – 0,004

Коефіцієнти небезпеки свідчать, що ризик виникнення шкідливих ефектів

зневажливо малий. Вплив планованої діяльності на здоров’я людей постійний,

місцевий та мінімальний.

5.12 Оцінка соціального ризику планової діяльності при експлуатації

ГЗУ

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

69

впровадження об’єкта господарської діяльності, з урахуванням особливостей

природно-техногенної системи.

Класифікація рівнів соціального ризику наведена у таблиці 5.9.

Таблиця 5.9 – 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 споруджування свердловини:

𝑅𝑠 = 1 ∙ 10−60,8462 ∙ 104

570146∙604

70∙ (1 − 0) = 0,128 ∙ 10−6 (5.4)

де Rs – соціальний ризик, чол/рік;

70

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

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

майданчик ГЗУ 0,8462 га;

б) площа об’єкта з санітарно-захисною зоною складає 570146 м2;

N – чисельність населення найближчого населеного пункту - села

Миколаївка 604 чол.;

T – приймаємо 70 років, чол./рік;

Np – приймаємо рівним 0.

Рівень соціального ризику при веденні планової діяльності складає -

0,128х10-6 - прийнятний.

5.13 Опис і оцінка можливого впливу планової 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 з гідрологічний

заказник місцевого значення "Миколаївський", ботанічний заказник місцевого

значення "Борозенківський", комплексна пам’ятка природи місцевого значення

"Оксютинські кургани", ботанічна пам’ятка природи місцевого значення "Дуб-

Король".

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 планової 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 планової 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. Інвентаризація джерел

викиду забруднюючих речовин в атмосферне повітря ГЗУ проведена з метою

оцінки кількісного та якісного складу викидів забруднюючих речовин,

відносяться до парникових газів, у атмосферне повітря стаціонарними

джерелами.

За результатами інвентаризації встановлені основні технологічні процеси

виробництва, визначено організовані та неорганізовані джерела викидів,

проведена оцінка якісного та кількісного складу забруднюючих речовин, в тому

71

числі речовин які відносяться до парникових газів, розраховані валові обсяги

викидів парникових. Сумарні валові викиди парникових газів від стаціонарних

джерел майданчика ГЗУ становлять 0,0471 т/рік [6]. Обсяги валових викидів

парникових газів по кожній речовині наведено в таблиці 1.5.

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.

5.15 Опис і оцінка можливого впливу планової діяльності технологією

та речовинами, що використовуються

Планова діяльність 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 бурінням, 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

обробки, комбіновані обробки з використанням кислотних розчинів.

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

обробка".

Обробка свердловин ПАР

Технологія обробки розчинами ПАР нафтових, газових та водозабірних

свердловин призначена для відновлення початкової проникності продуктивних

72

пластів після закінчення бурінням, зменшення скін-ефекту, підвищення

продуктивності пластів шляхом гідрофобізації породи та видалення

вуглеводневих емульсій та АСПВ. 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 викидання 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

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

73

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, нагнітають

рідину без закріплювача тріщин для інтенсивного промивання тріщин і

навколотріщинного простору, внаслідок чого проникність привибійної 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 зоні проникнення

кислоти при тиску 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.

74

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 Східно-

Рогинцівського 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 технологічної установки. Багаторічні

контрольні заміри концентрації забруднюючих речовин на межі СЗЗ 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

фонової 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

75

призначена для оцінки впливу викидів забруднюючих речовин підприємств на

забруднення приземного шару атмосфери.

При прогнозуванні фізичного впливу планованої діяльності на навколишнє

середовищу 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 неканцерогенних 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.

Під час аналізу отриманих результатів прямих інструментальних замірів та

лабораторних досліджень для порівняння кількості викидів забруднюючих

речовин (г/с) використовувались дозволи на викиди забруднюючих речовин в

атмосферне повітря стаціонарними джерелами. В результаті контролю по

дотриманню дозволених обсягів викидів забруднюючих речовин в атмосферне

повітря перевищення встановлених лімітів та нормативів гранично-допустимих

концентрацій не виявлено.

Оцінку стану поверхневих та підземних вод в районі родовища проведено

з використанням результатів регіональних досліджень річки Ромен.

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

в методиках, що перелічені нижче:

76

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: УНЦТЭ, 1994;

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 планової 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.

77

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 Східно-Рогинцівського 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;

78

заборона експлуатації видобувних, нагнітальних та поглинальних

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;

регулярний 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.

79

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.

80

На підприємстві розроблено план ліквідації можливих аварій площадки

ГЗУ від 2013 року. В ньому містяться вказівки щодо сповіщення відповідних

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

переліку необхідних технічних засобів, знешкоджуючих реагентів, способів

збору і знешкодження забруднюючих речовин [15].

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

81

при працюючих насосах та трубопроводах заповнених речовинами, сторонні

предмети плаваючі на поверхні рідин які можуть накопичувати статичну

електрику.

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 ГЗУ:

розгерметизація технологічного обладнання;

витік нафти;

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;

82

враховуючи місце розташування блоку, внаслідок руйнування

ємностей, вплив вражаючих 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 викидних лініях родовища:

розгерметизація обладнання;

відмова контрольно-вимірювальних прикладів;

витік або викид небезпечних речовин з трубопроводу;

загазованість;

факельне горіння.

Фактори небезпеки, можливі наслідки:

утворення хмари;

вибух трубопроводу, пожежа.

Можливі впливи:

загазованість території, за умови наявності ініціатора можливий

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

вибуху можливе руйнування обладнання трубопроводу. В

результаті дії надлишкового тиску, людина, яка опиниться на місці

вибуху, одержить тяжкі ушкодження;

внаслідок того що трубопровід прокладено поза межами території

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",

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

Рівень аварії на викидній лінії залежить від місця руйнування

трубопроводу, вплив продукту, який транспортується відбудеться в межах

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

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

аварійної дільниці трубопроводу за допомогою запірних пристроїв з наступною

ліквідацією аварійних ситуацій.

У разі забруднення водних об’єктів внаслідок аварій передбачено план

ліквідації, що передбачає:

огородження забрудненої ділянки на водній поверхні сорбційними

бонами по площі забруднення;

поверхню водної гладі слід обробити сорбентами "Жемчуг",

"Родекс", згідно рекомендацій щодо застосування на водній

поверхні;

83

провести збір нафтопродуктів з поверхні води за допомогою

механічних засобів;

обробити ділянки біодеструктором нафтових забруднень;

зібрати забруднену рослинність на забрудненій ділянці;

провести збір забрудненого ґрунту з межі водної та берегової

поверхні;

обробити зачищені прибережні зони біодеструктором нафтових

забруднень;

ведення постійного контролю води лабораторним методом на

визначення вмісту нафтопродуктів.

У разі забруднення ґрунту внаслідок аварій передбачено план ліквідації,

що передбачає:

проведення робіт по локалізації забруднення;

зібрати механічним способом забруднення з поверхні ґрунту;

забруднену територію обробити біодеструктором нафтових

забруднень;

зібраний забруднений ґрунт обробити біодеструктором нафтових

забруднень;

провести роботи по відновленню забрудненої 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, плановою 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

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 газоочисної 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%.

84

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, розділами "Оцінка впливу на навколишнє природне середовище";

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.

85

10 УСІ ЗАУВАЖЕННЯ І ПРОПОЗИЦІЇ ГРОМАДСЬКОСТІ ДО

ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ

Повідомлення про плановану діяльність на Східно-Рогинцівському

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

електронний кабінет Реєстру ОВД Мінприроди України, де зареєстровано за

номером 20196113823, дата офіційного опублікування в Єдиному реєстрі з

оцінки впливу на довкілля 12.06.2019 року.

Повідомлення про планову діяльність, що підлягає оцінці впливу на

довкілля опубліковано в друкованих засобах масової інформації - газеті "Тандем-

Прес", примірник від 12.06.19 № 24 (1264), та в міськрайонній газеті "Вісті

Роменщини", примірник від 08.06.19 № 23 (14062).

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 12.07.2019 р. № 01-20/1640, який

наведений у додатку С.

86

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 законодавства, періодичність контролю – щоквартально.

87

12 РЕЗЮМЕ НЕТЕХНІЧНОГО ХАРАКТЕРУ

Східно-Рогинцівське родовище в адміністративному відношенні

розташоване на території Роменського району Сумської області.

Родовище є діючим об’єктом, промислова розробка якого здійснюється з

1979 року. На родовищі пробурені 32 свердловин. Станом на 01.04.2019

експлуатаційний фонд налічує: 16 нафтових свердловин. В консервації

перебуває 12 свердловин. У фонді ліквідованих (в т. ч. очікування ліквідації)

знаходяться 4 свердловини.

Родовище обладнане і має необхідний і достатній комплекс - ГЗУ "Житнє".

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 перевищує встановлених нормативів граничнодопустимих

концентрацій та орієнтовно-безпечних рівнів діяння забруднюючих речовин в

атмосферному повітрі населених місць.

На території родовища відсутня система моніторингових спостережень за

якістю природних вод та ґрунтів.

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.

88

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] С. Тивончук, Геолого-економічна оцінка Східно-Рогинцівського нафтового

родовища, Київ, 2010.

[3] В. Пітоня, Проект розробки Східно-Рогинцівського нафтового родовища,

Київ, 2013.

[4] Т. Кравець, Уточнений проект промислової розробки Східно-

Рогинцівського нафтового родовища (з врахуванням Східно-Калинівського

склепіння), Івано-Франківськ, 2017.

[5] ДСП 173-96 Державні санітарні правила планування та забудови населених

пунктів, Київ: Міністерство охорони здоров'я, 1996.

[6] В. Процький, Інвентпризація джерел викидів забруднюючих речовин та

розробка документів , що облгунтовують обсяги викидів в атмосферне

повітря стаціонарними джерелами НГВУ "Охтирканафтогаз", Івано-

Франківськ, 2008.

[7] І. Юзовицький, Матеріали інвентаризації промислових відходів НГВУ

"Охтирканафтогаз", Харків, 2014.

[8] В. Процький, Контроль дотримання нормативів гранично-допістимих

викидів забруднюючих речовин в атмосферне повітря від стаціонарних

джерел, Івано-Франківськ, 2015.

[9] В. Хільчевський, Гідрохімія річок лівобережного лісостепу, Київ: Ніка-

Центр, 2014.

[10] А. Пукіш, Проведення гідрохімічного моніторингу стану підземних,

поверхневих вод в межах впливу об'єктів НГВУ "Охтирканафтогаз", Івано-

Франківськ, 2017.

[11] С. Рубан, Гідрогеологічні оцінки та прогнози режиму підземних вод

України, Київ, 2005.

[12] Л. Костюк, Документи в яких обгрунтовуються обсяги викидів для

отримання дозволу на викиди забруднюючих речовин в атмосферне повітря

стаціонарними джерелами для групової замірної установки ГЗУ Житнє

Східно-Рогинцівського родовища, Івано-Франківськ, 2008.

[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, 2008.

89

[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 ДГЗСУ

Великобубнівського родовища НГВУ "Охтирканафтогаз", Охтирка, 2013.

90

ДОДАТОК А

СПЕЦІАЛЬНИЙ ДОЗВІЛ НА КОРИСТУВАННЯ НАДРАМИ

91

92

93

ДОДАТОК Б

КАРТА СХІДНО-РОГИНЦІВСЬКОГО РОДОВИЩА

94

95

ДОДАТОК В

ДЕРЖАВНИЙ АКТ НА ПРАВО ПОСТІЙНОГО КОРИСТУВАННЯ

ЗЕМЛЕЮ

96

97

98

99

100

ДОДАТОК Г

ВІДОМОСТІ ЩОДО ДОГОВОРІВ ОРЕНДИ

101

102

103

ДОДАТОК Д

ДОЗВІЛ НА СПЕЦІАЛЬНЕ ВОДОКОРИСТУВАННЯ

104

105

106

107

108

ДОДАТОК Е

ЗВІТНИЙ БАЛАНС ВИКОРИСТАННЯ ПІДЗЕМНИХ ВОД

109

110

111

ДОДАТОК Ж

ДОЗВІЛ НА ВИКИДИ ЗАБРУДНЮЮЧИХ РЕЧОВИН В АТМОСФЕРНЕ

ПОВІТРЯ СТАЦІОНАРНИМИ ДЖЕРЕЛАМИ

112

113

114

115

116

117

118

119

120

ДОДАТОК И

ДАНІ ЩОДО ЛІЦЕНЗІЇ ЩОДО ПОВОДЖЕННЯ

З НЕБЕЗПЕЧНИМИ ВІДХОДАМИ

121

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,

забруднені

нафтопродуктами –

промаслені пісок,

папір, тирса, грунт,

ганчір’я, відпрацьовані

фільтри, нафтошлами.

2. Відходи сумішей

масло/вода,

вуглеводні/вода,

емульсії.

12.07.2013 Необмежений

122

ДОДАТОК К

КЛІМАТИЧНА ХАРАКТЕРИСТИКА

123

124

ДОДАТОК Л

СВІДОЦТВА ПРО АТЕСТАЦІЮ

125

126

127

ДОДАТОК М

ФОНОВІ КОНЦЕНТРАЦІЇ ЗАБРУДНЮЮЧИХ РЕЧОВИН

АТМОСФЕРНОГО ПОВІТРЯ

128

129

130

ДОДАТОК Н

ЛИСТ ДЕПАРТАМЕНТУ ЕКОЛОГІЇ ТА ОХОРОНИ ПРИРОДНИХ

РЕСУРСІВ СУМСЬКОЇ ОДА

131

132

ДОДАТОК П

РЕЗУЛЬТАТИ ДОСЛІДЖЕНЬ ЯКОСТІ ВОДИ ІЗ АРТЕЗІАНСЬКОЇ

СВЕРДЛОВИНИ

133

134

135

136

137

ДОДАТОК Р

РЕЗУЛЬТАТИ ДОСЛІДЖЕНЬ В МІСЦЯХ ЗБЕРІГАННЯ НЕБЕЗПЕЧНИХ

ВІДХОДІВ

138

139

140

141

142

ДОДАТОК С

ЛИСТ ЩОДО ЗАУВАЖЕНЬ ГРОМАДСЬКОСТІ

143

144

145

146

147

148

149

150

151

152