3.2 Янківське нафтове родовище

Родовище розташоване у Долинському районі на відстані 15 км від м. Стрий. У тектонічному відношенні воно знаходиться у північно-західній частині Бориславсько-Покутської зони Передкарпатського прогину.

У 1983 р. при випробуванні еоценових відкладів першого та другого ярусів (інт. 5235-5292 м) свердловиною № 103-Янківська одержано 2 т нафти, 3,5-4 тис м³ газу та 1 м³ води на штуцері діаметром 3 мм. Пластовий тиск на глибині 5200 м дорівнював 96,1 МПа. Всього на родовищі пробурено три пошукові свердловини (№№ 100-Танявська, 101 та 103-Янківські). Вивчення його не завершене.

У геологічній будові структури беруть участь флішові утворення верхньої крейди (стрийська світа), палеоцену (ямненська світа), еоцену (манявська, вигодська, бистрицька світи), олігоцену (менілітова світа) та моласові - міоцену (поляницька, воротищенська і стебницька світи), хоча безпосередньо підвернуте крило складається породами олігоцену та еоцену [12].

Район родовища характеризується покривним стилем тектоніки. Берегова скиба Карпат насунута на перший ярус структур Бориславсько-Покутської зони, а останні повністю перекривають підвернуте північно-східне крило Північнотанявської антикліналі, яке від-окремлюється від неї і від Янківської складки другого ярусу поверхнями насувів. Скупчення нафти міститься в утвореннях вигодської світи еоцену. Колекторами є пласти пісковиків та алевролітів, відокремлених прошарками аргілітів. Поклад пластовий скле-пінний тектонічно екранований. З північного заходу і південного сходу екранами є скидо-зсуви, а функцію покришки виконує поверхня насуву. Режим покладу пружний та розчиненого газу. Водо-нафтовий контакт не встановлено. Нижня границя інтервалу, з якого одержано нафту у свердловині № 103, відповідає абсолютній глибині -4779 м. Умовно контакт прийнято на абсолютній глибині -5050 м [12].

Породи-колектори вигодської світи представлені пісковиками та алевролітами, коефіцієнт пористості яких становить 0,001·10^-3 мкм².

3.3 Північнодолинське нафтогазоконденсатне родовище

Північнодолинське нафтогазоконденсатне родовище розташоване на відстані 6 км від м. Долина. У тектонічному відношенні воно знаходиться у першому ярусі складок центральної частини Бориславсько-Покутської зони.

Північнодолинська складка виділена за результатами геологічних зйомок 1946 і 1947 р.р. Промислова нафтогазоносність менілітових відкладів структури встановлена у 1954 р., еоценових - у 1960 р.

В геологічній будові структури беруть участь флішові відклади верхньої крейди (стрийська світа), палеоцену (ямненська світа), еоцену (манявська, вигодська та бистрицька світи), олігоцену (менілітова світа) та моласові утворення міоцену (поляницька, воротищенська та стебницька світи).

Промислова нафтогазоносність складки пов'язана з утвореннями менілітової, бистрицької та вигодської світ. Товщина нафтогазонасичених пластів змінюється від декількох до 47 м. Основне промислове значення має пластовий склепінний поклад з газовою шапкою у вигодській та бистрицькій світах [12]. У середньо- та нижньоменілітовій підсвітах існує також пластовий склепінний нафтовий поклад.

3.4 Долинське нафтове родовище

Долинське нафтове родовище розташоване у Долинському районі на відстані 5 км від м. Долина. У тектонічному відношенні воно знаходиться в першому ярусі складок центральної частини Бориславсько-Покутської зони.

Долинська глибинна складка виявлена у 1947 р. за результатами геологічної зйомки. В 1950 р. у пошуковій свердловині № 1-Долинська з менілітових відкладів олігоцену (інт. 1543-1818 м) отримано фонтан нафти 30 т/д. При подальшій розвідці у 1957 р. одержано промисловий приплив нафти з вигодської та бистрицької світ еоцену, а роком пізніше - з манявської.

У геологічній будові структури беруть участь флішові утворення верхньої крейди (стрийська світа), палеоцену (ямненська світа), еоцену (манявська, вигодська і бистрицька світи), олігоцену (менілітова світа) та моласові відклади міоцену (поляницька і воротищенська світи).

Нафтоносним є розріз від воротищенської світи міоцену до еоцену включно, але промислові поклади наявні лише в утвореннях менілітової, бистрицької, вигодської та манявської світ, де скупчення нафти містяться у пластах пісковиків та алевролітів.Поклади родовища мають спільний водо-нафтовий контакт і за типом відносяться до масивно пластових склепінних тектонічно екранованих. Природний режим їх пружний та розчиненого газу [12].

Початкові видобувні запаси нафти становлять 38320 тис т, розчиненого газу - 12963 млн м³.

3.5 Вигодсько-Витвицьке нафтове родовище

Родовище розташоване на відстані 9 км від м. Долина. Воно приурочене до першого ярусу складок Бориславсько-Покутської зони.

Відкриття родовища пов'язане з розбурюванням у 1960-1965 р.р. профілю параметричних свердловин (№№ 66, 68, 69-Витвиця) на південний захід від Долинського нафтового родовища. У 1967 р. у свердловині № 74 з утворень верхньоменілітової підсвіти (інт. 3423-3802 м) одержано приплив нафти 70 т/д на діафрагмі діаметром 14 мм. Всього на родовищі пробурено 19 пошукових і розвідувальних свердловин.

У будові складки беруть участь теригенні породи пізньокрейдового (стрийська світа), палеоценового (ямненська світа), еоценового (манявська, вигодська, бистрицька світи), олігоценового (менілітова світа) та міоценового (поляницька світа) віку.

Нафтогазоносність пов'язана з глибинною Вигодською складкою, яка є частиною тильної лінії структур першого ярусу і являє собою вузьку асиметричну антикліналь північно-західного простягання.

Нафтові поклади Вигодсько-Витвицького родовища приурочені до декількох піщано-алевритових пластів верхньоменілітової підсвіти. Ефективна товщина кожного з них не перевищує 4-6 м, сумарна - 25 м. Коефіцієнт пористості порід-колекторів становить 0,094, проникність - 0,01·10^-3-5,35·10^-3 мкм². Початкові видобувні запаси нафти - 845 тис т, розчиненого газу - 214 м³. Поклади глибинної складки пластові склепінні тектонічно екрановані. Режим їх пружний та розчиненого газу [12].

4. ВПЛИВ НАФТОГАЗОВИДОБУТКУ НА ГЕОЛОГІЧНЕ СЕРЕДОВИЩЕ

4.1 Основні джерела забруднення у нафтогазовій промисловості

При пошуках, розвідці і розробці нафтових і газових родовищ значною мірою порушується екологічний баланс надр, ґрунтового покриву і повітря. Забруднювачами є промивна рідина, буровий шлам і бурові стічні води, пально-мастильні матеріали, флюїди при аварійному фонтануванні та випробовуванні свердловин, інтенсивні нафтогазопрояви, викликані порушенням стану консервації покладів вуглеводнів, герметичності свердловин і ін. [13].

Вплив на геологічне середовище при проведенні геофізичних робіт

Порушення еколого-геологічного стану середовища в процесі діяльності геофізичних експедицій пов'язані головним чином з буро-вибуховими роботами. При цьому неминучі утворення вибухових лійок, руйнування ґрунтів, здуття і тріщини ґрунту, забруднення ґрунтів шкідливими речовинами. Часто виникає необхідність проводити сейсмічні дослідження на ділянках цінних сільськогосподарських угідь, поблизу водойм, з яких проводиться відбір питної води.

При обробці сейсмограм застосовується фреон, випари якого руйнівно впливають на озоновий шар атмосфери

Забруднення водойм і підземних вод нафтопродуктами (мийка транспортних засобів, розливи мастил і бензину) відбувається в районах розташування польових партій, особливо при тривалому їхньому базуванні.

Основні проблеми природоохоронної діяльності в геофізичних експедиціях пов'язані зі збереженням і використанням радіоактивних джерел.

Дотримання природоохоронних мір при геофізичних дослідженнях знижує ступінь їхнього негативного впливу на геологічне середовище. З цією метою застосовуються невибухові джерела створення пружних коливань, сейсмопрофілювання виконується з максимальним використанням мережі доріг, непридатних і неродючих земельних ділянок, відпрацьовуванням профілів в осінню пору року. При ліквідації наслідків вибухів проводиться засипання бурових котлованів, свердловин і загальне планування відновлення території.

Вплив на геологічне середовище при бурінні і експлуатації свердловин

Основні забруднювачі геологічного середовища. Ступінь забруднення геологічного середовища буровими розчинами залежить від кількості і токсикологічної характеристики хімічних реагентів, які застосовуються для приготування промивних рідин (табл.. 4.1). До шкідливих хімічних реагентів відносяться хромати, хромлігносульфонати, вуглеводнево-лужний і флотаційний реагенти, хлористий кальцій, хлористий калій, каустична і кальцинована сода, сірчанокисле залізо, вапно, гексаметафосфат, фторид і біфторид алюмінію і ін.

Бурові шлами просочуються з компонентами відпрацьованого бурового розчину у яких присутні 0,8-7,5 % нафти, до 15 % загальної органіки (нафта, вуглеводнево-лужний реагент, конденсована сульфід-спиртова барда, карбоксиметилцеллюлоза й ін.) і до 37 % ущільнювача. Галогенні різновиди пробуреної породи можуть представляти серйозне джерело забруднення ґрунтів і водойм. Бурові стічні води містять комплекс хімічних реагентів, що входять у розчини, а також ущільнювачі (барит, гематит і ін.), дрібні частки пробуреної породи і цементуючого розчину. Їхній вплив на навколишнє середовище аналогічно впливові бурових розчинів.

Значний негативний вплив на навколишнє середовище створюють продукти випробовування свердловин: нафта, конденсат, газ і пластові високомінералізовані води. Рідкі вуглеводні і вода, що скидаються у зумпфи, здатні просочуватися і забруднювати ґрунтові і підземні води.

Таблиця 4.1. Характеристики основних забруднюючих речовин, які використовуються у промивних рідинах

Найменування	Гранично допустимі концентрації (ГДК) шкідливих речовин у воді водних об'єктів господарсько-питного побутового призначення (СанП і Н № 4630-88)
реагента	Лімітуючий показник шкідливості	ГДК у воді, мг/л	Клас шкідливості
Сода кальцинована	санітарно-токсилогічний	200 по Na+	II
Рідке скло	-"-	30,0 по SO3-2	II
Порошковидний вугле-лужний реагент(ПВЛР)	-"-	200 по Na+	II
Конденсована сульфат- спиртова барда(КССБ)	органолептичний (запах).	0,001 по фенолу	IV
Гідролізований поліак- рілонітрил (гіпан)	санітарно-токсилогічний	6,0	ІІ
Карбоксилметилцелю- лоза(КМЦ)	-"-	0,05 по моно-хлорацетату натрію	ІІІ
Поліакріламід (ПАА)	-"-	2,0	ІІ
Кальцій хлористий	органолептичний (присмак)	350 по Cl-	IV
Калій хлористий	-"-	350 по Cl-	IV
Нафта, нафтопродукти	-"-	0,3	IV
Вищі жирні спирти	загальносанітарний	1,0	ІІІ (ІІ)*
Хромпік	санітарно-токсилогічний	0,05 Cr+6 0,5 Cr+3	III

Площа земельного відводу під одну бурову установку складає від 2,1 до 3,5 га. При забрудненні 50 % території обсяг забрудненого ґрунту, що підлягає зняттю і похованню, складає від 1,5 до 2,6 тис. м³.

Аварійні викиди нафти, газу і води. Аварійні викиди нафти, газу і води відбуваються, як правило, у зонах розвитку аномально високих пластових тисків.

За останні 30 років в Україні відбулося 86 аварійних викидів нафти, газу і води (у ДДЗ - 43, Передкарпатському регіоні - 28 і в Причорноморсько-Кримському-15), що іноді супроводжується пожежами, людськими жертвами, виселенням людей з населених пунктів, втратою свердловин і природних ресурсів, цінних родючих земель і величезних матеріальних витрат на їхню ліквідацію. Більшість з них відбулося у розвідувальних свердловинах внаслідок порушення технології буріння та випробовування. При аварійних викидах пластові флюїди на шляху руху проникають у водоносні горизонти. При цьому забруднюються джерела питної води. В атмосферу викидається велика кількість шкідливих речовин (CH₄, важкі вуглеводні, СО₂, Н₂S, SO, SО₂ і ін.), які конденсуються і випадають на земну поверхню. За одну добу аварійні свердловини здатні викинути кілька мільйонів метрів кубічних газу і сотні тонн води або нафти.

У багатьох випадках аварійне фонтанування супроводжується мимовільно виникаючими величезними пожежами, що значно ускладнює боротьбу з викидами. Велику небезпеку представляють газові грифони.

У процесі фонтанування часто відбувається викид зі свердловини обсадних труб, руйнування гирлового устаткування, вишки, розкриття верхніх вод, а швидкий розмив стінок свердловини перетворює верхню частину гирла свердловини в кратер, глибина якого досягає іноді десятків і сотень метрів. Процес руйнування відбувається зі швидкістю, що не дозволяє демонтувати устаткування, і воно провалюється в кратер, що утворився.

Для ліквідації таких аварій необхідніні значні матеріальні і технічні ресурси. В особливих випадках для заглушки фонтану необхідне буріння похилих свердловин. Близько 40 % аварійно фонтануючих свердловин ліквідуються.

Загальна причина аварійних викидів - перевищення пластового тиску над тиском стовпа глинистого розчину. Це відбувається внаслідок буріння свердловин з використанням розчину пониженої щільності (37 % аварій) або зниження рівня промивної рідини в стовбурі свердловини при підйомі інструмента (30 % аварій). Близько 20 % аварійних викидів відбулося при поглинаннях розчину і неякісному цементуванні свердловин.

Надгідростатичні пластові тиски (НПТ). Зони НПТ розвинуті у всіх нафтогазоносних областях України. Причинами їх утворення вважають витискання води із глин у гідрогеологічно ізольовані породи-колектори, вторинну цементацію пор колекторів, імпульсивні розвантаження глибинних флюїдів, розклад органічної речовини і генерування вуглеводневих газів і ін.

Часто прориви газу і води із горизонтів НПТ на земну поверхню крізь обводнені глинисті товщі призводять до розвитку грязьового вулканізму (Керченський п-ів).

У західних областях України зони НПТ встановлені в розрізах більше 40 площ на глибинах від 600 до 7010 м (св. Шевченково-1). Перевищення пластового тиску над гідростатичним сягає 1,6.

Заходи для запобігання і ліквідації аварійних викидів. Основна умова запобігання аварійних викидів при бурінні свердловин - перевищення гідростатичного тиску промивної рідини над пластовим. Щоб не допускати переходу нафтогазоводопроявів у відкриті фонтани, необхідно забезпечити герметичність стовбура свердловини, яка буриться. Недотримання цих умов призводить до відкритого фонтанування. Розмаїтість умов аварійного фонтанування вимагає різних прийомів їхньої ліквідації, що можуть бути ефективні в одному випадку і неефективні в іншому.

Методи боротьби з потужними і складними викидами, що супроводжуються утворенням кратерів з рідиною, , повинні базуватися на наступних принципах:

створення лійки депресії в призабійній зоні фонтануючої свердловини шляхом інтенсивного відбору газу або нафти через спеціально пробурені похило спрямовані свердловини;

створення спротивів руху газу в пласті або ж у гирлі фонтануючої свердловини з наступною ізоляцією або закупоркою каналів шляхом: нагнітання води або цементуючих розчинів у призабійну зону продуктивного пласта; створення у стовбурі фонтануючої свердловини різного виду запірних корків.

За певних умов фонтанування для створення в стовбурі фонтануючої свердловини ущільнюючих корків, застосовуються підземні вибухи, нагнітання рідини з інертними наповнювачами (тирса, клоччя і ін.) і спуск на трубах спеціальних пакерних пристроїв.

Природоохоронні заходи. Перед бурінням свердловини з поверхні знімають грунтово-рослинний шар до глибини 40 см. Ґрунт складується в кагати довжиною до 100-150 м. Схили кагатів для запобігання від розмиву і вивітрювання засіваються швидкорослими травами. Площадки під склади або укладають залізобетонними плитами. Буровий розчин зберігається в залізобетонних ємностях, на дні яких укладається протифільтраційний екран з непроникних плит і поліетиленової плівки. Рідкі паливно-мастильні матеріали і хімічні реагенти зберігаються в металевих ємностях. Буровий розчин використовується за замкнутим циклом. Верхні водоносні горизонти ізолюються обсадною колоною.

Після завершення бурових робіт проводиться комплекс заходів, спрямованих на відновлення земель. З території збираються залишки мазуту, нафти, хімічних реагентів, бурового розчину, будівельного сміття. Зумпфи засипаються з пошаровим трамбуванням і вирівнюванням. На звільнену площу укладають ґрунтово-рослинний шар. У випадку порушення збереженості родючого шару ґрунту, служба буріння відшкодовує землекористувачеві заподіяний збиток, розмір якого визначається відповідними органами.

Для економії водних ресурсів широко впроваджуються системи повторного використання бурових стічних вод, чим скорочується витрата чистої води на 40%. Методи очищення стічних вод - хімічна коагуляція, озонування, біологічне розкладання, адсорбція, фільтрація, центрифугування.

Загазованість території родовищ нафти і газу

Загазованість території - одна з негативних форм порушень природного балансу навколишнього середовища. Вона виникає внаслідок порушення правил охорони надр і проявляється, як правило, у межах родовищ, іноді поширюється на відстані, які вимірюються кілометрами. Небезпека загазованості полягає у тому, що вуглеводні метанового ряду у визначених пропорціях з повітрям створюють вибухонебезпечні суміші, а окремі вуглеводневі сполуки токсично впливають на живі організми. Концентрація вуглеводневих газів на загазованій території змінюється в часі досить широко.

Основні причини загазованості. На території України значна загазованість відзначалася на Бориславському, Битковському, Рудківському і інших родовищах. Загазованість у м. Бориславі, територіально розташованому в межах однойменного родовища, була виявлена в 1972 р. у підвальному приміщенні будинку. ЇЇ наслідком був вибух метану. При з'ясуванні причин загазованості було встановлено, що в межах родовища в приповерхніх відкладах існують газові аномалії з небезпечними концентраціями вуглеводнів. Найчастіше вони мають невеликі розміри, локальне поширення і різні глибини прояву.

Шляхами проникнення газу виявилися закинуті шурфи, колодязі і свердловини, з яких з другої половини XIX ст. здійснювався видобуток нафти й озокериту. У м. Бориславі виявлено більш 20 тис. закинутих шурфів-колодязів і близько 2160 нафтових свердловин. У 1982 свердловинах, пробурених до 1938 р., обсадні колони не цементувалися, а тампонувалися глиною. Тому герметизація свердловин не досягалася.

Дегазація територій. Дегазація територій може бути досягнута декількома шляхами. Один з них - використання частини ліквідованих, контрольних і нагнітальних свердловин у якості дегазаційних. Це вимагає мінімальних витрат, однак може бути недостатнім. У такому випадку необхідне буріння спеціальних дегазаційних неглибоких свердловин.

Найбільш інтенсивна дегазація території необхідна не стільки з приповерхніх відкладів, скільки з порід-колекторів, що мають над собою флюїдотривкі товщі.

У випадку виникнення загазованості при розробці родовища або покладу нафти і газу з застосуванням методів підтримки пластового тиску варто встановити наявність (або відсутність) гідродинамічного зв'язку цих процесів і при необхідності знизити або припинити закачування газу.

Один із профілактичних заходів, спрямованих проти розвитку процесів загазованості, - дотримання технічних умов проходки свердловин і правил охорони надр. Необхідний строгий контроль за технічним станом фонду свердловин з метою виявлення ушкоджених, котрі можуть стати джерелом загазованості. Для виявлення такого джерела варто проводити газогеохімічний контроль приповерхневих відкладів і повітряного середовища. У межах газових родовищ і підземних сховищ газу заздалегідь повинен бути встановлений газовий фон.

Накопичення попутних пластових вод

Однією з важливих екологічних проблем нафтогазовидобувної галузі є накопичення великих об'ємів т.з. попутних пластових вод вуглеводневих покладів, які піднімаються на поверхню при експлуатації свердловин. Це, як правило, високомінералізовані солянки із глибоких водоносних горизонтів, які захоплюються при відборі нафти, або слабкомінералізовані конденсатні води (насичені токсичними органічними сполуками), що сегрегуються із нафти при її відстоюванні.

4.2 Типові забруднюючі речовини в нафтогазовій промисловості

Небезпеку забруднення геологічного середовища становлять рідкі та тверді забруднюючі речовини. За хімічними ознаками рідкі забруднюючі речовини поділяють на ті, що містять:

- неорганічні та органічні сполуки;

- радіоактивні речовини;

- важкі метали.

За ступенем забруднення та вмістом токсичних речовин (показник - кратність їх розбавлення до ГДК по найбільш токсичному компоненту) забруднення поділяються на три групи: - високотоксичні, що потребують розбавлення 10¹⁰ разів; - середньотоксичні - потребують розбавлення 10⁵-10¹⁰ разів; - слаботоксичні - розбавлення - 10²-10⁵ разів [14].

За стійкістю речовини поділяються на: - ті, що не розкладаються (хлориди); - дуже стійкі - термін розкладання більше 10 років; - стійкі (важкі метали) - термін розкладання (окиснення) 1-10 років; нестійкі (нітрати, нітрити) - термін розкладання - 1місяць-1рік; - дуже нестійкі (феноли, поверхнево-активні речовини (ПАР))- термін розкладання <1 місяця (20-23, 60).

Речовини, які проникають через зону аерації і можуть забруднювати підземні води поділяються на: консервативні (хлор, кальцій), які не вступають у взаємодію з породами; неконсервативні (органічні сполуки, катіонні форми металів), які взаємодіють з породами.

Нафта поділяється на сиру та первинно оброблену (товарну).

Токсичність нафти проявляється при її вмісті у воді >1000 мг/дм³. При значенні 0,2-0,4 мг/дм³ вода має специфічний запах.

До нафтопродуктів (НП) відносяться бензин, керосин, паливні види НП, мастильні матеріали і т.п. Найчастіше забруднення ґрунтів та підземних вод спричиняється нафтою та продуктами її переробки, важкими НП (мастила та ін.) - набагато рідше.

Нафта розчиняється у воді і утворює взаєморозчинні і незмішувані рідини.

Серед вуглеводнів є група ароматичних сполук (бенз(а)-пірен, бензол, толуол, ксилол, етиленбензол), які можуть добре розчинятись у воді і досягати концентрацій 500 мг/дм³ (толуол) і 1700 мг/дм³ (бензол), бензин - 14-175 мг/дм³, керосин -4-13 мг/дм³, дизельне паливо - 3-18 мг/дм³. Розчинність у воді поганорозчинних НП значно більша від ГДК; в питних водах вона складає: 0,1 мг/дм³ - для НП і 0,001-0,01 мг/дм³ - для фенолів [15].

Серед ароматичних сполук найбільш небезпечні поліциклічні вуглеводні (ПВ), до яких відноситься бенз(а)-пірен (як техногенного, так і природного походження). Значна частина цих сполук знешкоджується ультрафіолетовою радіацією, але велика їх кількість попадає у екосистеми, що обумовлено їхньою високою міграційною здатністю.

Бенз(а)-пірен - тільки один із найбільш небезпечних забруднювачів, але й найпоширеніший; виконує роль індикатора групи ПАВ в цілому (його ГДК 20 мг/кг). Аварійні ситуації обумовлюють підвищений вміст бенз(а)-пірену, який в профілі ґрунтів залежить від кількості вилитої нафти, властивостей ґрунту, терміну з моменту забруднення [15, 16].

Структура накладеного ореолу бенз(а)-пірену постійно змінюється і залежить від інтенсивності техногенного потоку та мігрційної активності забруднювача у ландшафтах.

Найбільш поширені та контрастні ореоли забруднення приурочені до ландшафтів з перехідним класом водної міграції ( від кисло-кальцієвого до кальцієво-глеєвого). Ландшафтні та ландшафтно-геохімічні бар'єри слугують екраном на шляху руху геохімічних потоків (максимальні забруднення відповідають ґрунтам узлісся).

У воду переходять переважно ароматичні вуглеводні і утворюють з нею істинні розчини на молекулярному рівні. Інші утворюють з водою емульговані суміші.

Нафта та НП під впливом біогенного розкладу і хімічного окислення можуть руйнуватись в ґрунтах і водах, утворюючи нафтенові кислоти, феноли, ефіри, карбонільні сполуки, які є полярними, з дуже високою розчинністю. Ці речовини, в залежності від природних умов, відносяться до різних груп стійкості, їх склад та концентрації можуть суттєво змінюватись в часі [15, 16].

Феноли належать до ряду ароматичних вуглеводневих сполук. За кількістю гідроксильних груп у молекулі їх поділяють на одно-, дво- і багатоатомні (60).

Найпростішим є оксибензол (С₆Н₅ОН). Прості феноли добре розчинні у воді (до 80 мг/дм³), що поряд з їх слабкою можливістю до сорбції мінеральними складовими ґрунтів і водоносних горизонтів, мають високу міграційну активність і здатність переміщуватися на значні відстані і в глибину. ГДК фенолів для питної води < 0,001 мг/дм³.

Легколетючі вуглеводні при низьких температурах випаровуються і утворюють газову фазу в зоні аерації.

Більшість вуглеводнів нафти має меншу щільність. Вони на поверхні водоносних горизонтів утворюють лінзи. За фізико-хімічним станом ця лінза однофазна. Її потужність може бути від 1-2мм до 1-2м і більше [16].

Частина вуглеводнів, що розташовані нижче однофазного лінзовидного шару утворює з водою двофазну емульговану зону.

Важкі метали (питома вага більша, ніж в заліза - 7,87 г/см³ ): Pb, Cu, Zn, Ni, Co, Sn, Bi, Hg тощо. Вони накопичуються у ґрунтах, породах та підземних водах. Знаходячись у формі катіонів, вони дуже добре сорбуються і забруднення підземних вод носить обмежений характер. Але вони стійкі і дуже повільно руйнуються у природних умовах.

За масштабами поширення забруднюючих речовин у підземних водах. джерела забруднення поділяються на: місцеві (S<100 км², L<20 км), обмежено регіональні (100 км² <S<1000 км², 20 км <L<200 км), регіональні ( S>1000 км², L> 200 км) (20).

За рівнем забруднення розрізняються джерела помірного (< ГДК), значного (1-10 ГДК), високого (10-100 ГДК) і екстремального (>100 ГДК).

Забруднення підземних вод визначається модулем техногенного навантаження (М_т) території забруднюючими речовинами, що змінюється від 0,1 до1000 тис.т/(км² в рік). Значення М_т поділяється на інтервали: <0,1; 0,1-1,0; 1,0-10,0; 10,0-100,0; 100,0-1000,0; >1000,0 тис.т/(км² в рік); і відповідно на ступені сприятливості територій до забруднення: дуже низька (<0,1), низька (0,1-1,0), помірна (1-10), середня (10-100), висока (100-1000), дуже висока(>1000). Води проникають з поверхні, забруднюються і фільтруються через рослинний шар і зону аерації, забруднюючи останні. Частина забруднення проникає у ґрунтові води [14]. Рослинний шар та грунт стримують забруднення і одночасно стають джерелом тривалого забруднення ґрунтових вод.

На переміщення забруднюючих речовин в підземних водах суттєво впливає природна фільтраційна неоднорідність вміщуючих порід і шаруватість розрізу зони аерації. Локальні слабопроникливі ділянки утворюють зони обтікання довкола них. Якщо такі ділянки характеризуються підвищеною проникливістю, то утворюються “язики” забрудненої води [15]

Динаміка забруднення підземних вод зумовлена процесами фільтрації в рослинному шарі та зоні аерації і відбувається в декілька етапів: на початку - вільна фільтрація забрудненої води по розрізу, утворює та збільшує шар забрудненої води; далі забруднена вода досягає рівня ґрунтових вод і починає підпірний режим фільтрації. Змикання фільтраційних забруднень вод і ВГ відбувається протягом 1-2 років, одночасно відбувається горизонтальне розтікання забрудників за рухом ґрунтових вод.

Особливості дії забруднювачів на екологію довкілля залежить від кількості і складу компонентів, їх геохімічної активності, властивості природних систем, що приймають ці речовини. Одні і ті ж речовини в різних ландшафтно-геохімічних умовах поводять себе не однаково: в одних випадках вони стійкі і навіть інертні, в інших - піддаються швидким перетворенням і активно взаємодіють з ґрунтами.

До основних груп речовин, які формують техногенні потоки, відносяться нафтопродукти, стічні води різної мінералізації, вуглеводні, феноли, поверхнево-активні речовини, важкі метали.

5. ВПЛИВ НАФТОГАЗОВИДОБУТКУ НА ДОВКІЛЛЯ ДОЛИНСЬКОГО РАЙОНУ

Виробничий комплекс нафтогазовидобувного управління (НГВУ) “Долинанафтогаз” включає такі основні технологічні та допоміжні об'єкти (рис. 5.1):

- свердловини, які знаходяться в процесі експлуатації: нафтові - 413 шт., нагнітальні - 137 шт. (додатки 1-4);

- трубопроводи: від видобувних свердловин до нафтозбірних пунктів - 375 км; транспорту продукції - 76 км; напірні водопроводи від ВРБ до нагнітальних свердловин - 84 км; водопроводи-колектори системи підтримки пластового тиску (ППТ) - 84 км;

- нафтозбірні пункти: сепаратори, замірні установки, резервуари, нафтоловушки (додатки 5-7);

- головні споруди: термохімічна установка (ТХУ), сепаратори, замірні установки, резервуари, відкриті ставки додаткового відстою, аварійні амбари, нафтоловушки (додатки 8-12);

- автомобільні дороги і під'їзди до об'єктів.

Найбільшу небезпеку для довкілля створюють технологічні аварії на водо- і нафтопроводах, оскільки система комунікацій розгалужена, а прогноз місця і часу аварії непередбачений. Спостерігається тенденція зростання: прориви на нафтопроводах незначні, на водопроводах системи ППТ вони значні і прогресують в останні роки. Якщо не застосувати технологічних заходів, то подальша експлуатація системи ППТ створить небезпеку для природних вод району.



Рис. 5.1. Схема виробничого комплексу НГВУ “Долинанафтогаз”

5.1 Вплив нафтогазовидобутку на поверхневі та підземні води

Чи не найбільше навантаження при нафтогазовидобутку припадає на поверхневі та підземні води. Основні водоносні горизонти, які використовуються населенням пов'язані з:

- сучасними алювіальними відкладами заплав рік;- верхньочетвертинними алювіальними відкладами І-ї, ІІ-ї і ІІІ-ї терас рік;

- середньочетвертинними алювіальними відкладами ІV-ї тераси;

- спорадичні води у відкладах середнього і верхнього міоцену;

- підземні води у водах менілітової світи.

Основними потенційними джерелами забруднення є промислові пластові води, виробничі об'єкти, технологічні аварії [17].

Зміна хімічного складу пластових вод обумовлена застосуванням в системі підтримки пластового тиску значної кількості прісної води, яку беруть з р. р. Свіча і Чечва. Мінералізація пластових вод знизилась до 20-40 г/дм³.

Попутні пластові води (ППВ) продуктивних покладів є хлоридними натрієвими солянками з мінералізацією до 40 г/дм³. Ці попутні води містять у небезпечних концентраціях легко мігруючі і токсичні елементи: Br, Sr, Li і складні органічні сполуки (табл. 5.1). Навіть невеликі втрати ППВ призводять до змін в складі прісних поверхневих і підземних вод верхніх водоносних горизонтів, що виключає їх використання. Враховуючи рухомість компонентів в поверхневих і підземних водах, найбільшу небезпеку становлять хлориди, Na, Li, Sr. Перші два практично не сорбуються на гірських породах і відносяться до ідеальних мігрантів [17].

Водний баланс підприємства "Долинанафтогаз" складається із попутно-пластової води, технічної і питної води, що забирає підприємство для виробничих потреб з поверхневих водосховищ. Джерелами водопостачання об'єктів поверхневими технічними і питними водами є міський водопровід з водозабором на р. Свіча та власні водозабори із річок Свіча і Чечва.

Таблиця 5.1. Еколого-геохімічні характеристики поверхневих та підземних вод району НГВУ “Долинанафтогаз”, мг/дм³

Місце відбору проби	Мінералізація	рН	Na	K	Ca	Mg	HCO3	Cl	SO4	NO3	Sr	Li	Нафто-про-дукти	Окис-ність, по О2
Район Долинського та Північнодолинського родовищ
Водозабір на р. Свіча	124	7,9	2,5	1,3	23	2,5	60,0	9,0	17,5	8,3	0,02	0,003	0,5	-
р. Свіча, міст у с. Передріжжя	138	8,1	4,4	2,3	25	2,9	60,0	23,0	12,0	8,0	0,02	0,004	0,6	-
р. Саджава (шосе Долина-Стрий)	197	7,4	11,3	4,8	30	3,0	100,0	19,0	13,4	15,0	0,02	0,004	0,5	-
р. Саджава, біля ГЗ-5	293	8,1	56,0	3,6	30	5,5	60,0	100,0	23,7	14,0	0,5	0,009	0,6	-
Стік з ГЗ-5	141	7,7	11,3	1,8	26	2,5	60,0	24,0	10,7	4,8	0,02	0,003	0,3	-
Спостережна св. №3	335	7,7	60,0	1,1	40	5,8	98,0	100,0	28,5	2,0	0,02	0,003	0,5	-
Стік з ГЗ-4	272	7,4	50,0	2,1	26	3,9	61,0	110,0	14,8	3,7	0,9	0,01	0,8	-
Крин., с. Яворів, вул. Шевч., 25	406	6,3	50,0	2,5	58	8,5	60,0	130,0	28,5	68,0	0,7	0,005	0,7	-
Крин., с. Яворів, пд.-сх. околиця	270	6,7	16,6	15,4	41,1	4,2	85,4	42,0	51,0	16,0	-	-	-	5,84
Крин., с. Яворів,	482	6,4	5,6	2,9	38,1	10,3	97,6	158,0	66,1	47,0	-	-	-	1,28
Крин., с. Яворів, центр	166	7,5	1,7	22,5	26,0	3,6	97,6	15,0	41,1	2,5	-	-	-	2,16
Крин., с. Яворів, нижче ПР №3	218	7,5	10,5	1,9	42,1	7,3	79,3	36,0	35,4	25,0	-	-	-	8,16
Крин., с. Яворів, пн.-сх. Околиця	280	7,6	172,3	10,6	30,0	7,3	79,3	56,0	16,4	40,0	-	-	-	2,32
Крин., с. Яворів, буд. №17	668	7,0	46	4,9	128	28,0	85,4	320,0	10,7	8,0	-	-	-	2,16
Крин., с. Яворів, центр	798	7,0	156,0	5,2	96,2	26,8	48,8	430,0	28,8	25,8	-	-	-	1,2
Крин., с. Яворів	514	7,1	111,7	4,3	46,1	12,2	24,4	170,0	131,7	21,3	-	-	-	0,72
Крин., с. Солуків, пд. околиця	208	6,8	19,2	1,9	26,0	6,1	42,7	47,0	37,0	6,0	-	-	-	0,88
Крин., с. Діброва,	206	7,6	6,1	1,2	44,1	3,6	115,9	31,0	60,0	40,0	-	-	-	2,0
Потічок с. Іванівка	200	7,5	15,9	40	38,1	8,5	134,2	18,0	32,9	-	-	-	-	2,08
Крин., с. Іванівка	266	7,5	17,9	4,9	60,1	8,5	146,4	18,0	80,6	1,3	-	-	-	2,62
Стік з ГЗ-3	367	6,7	15,0	1,3	29	2,6	73,0	25,0	17,5	3,2	0,4	0,004	1,2	-
Спостережна св.. №1	397	6,7	105,0	0,9	30	5,8	76,0	180,0	<1,0	<0,5	0,02	0,018	0,4	-
Струмок біля головних споруд	3878	7,3	1289,8	18,7	126,2	35,3	183,1	220,0	16,5	-	-	-	-	7,76
Струмок(стік з головних споруд)	5310	7,4	1875	3,5	124	38,0	122,0	3100	24,4	1,0	22,0	0,3	2,6	-
Криниця с. Яворів (кінець села)	276	7,0	1,3	1,1	50	8,0	70,0	20,0	2,7	123,0	0,3	0,005	0,5	-
Потічок вище НГВУ	250	7,4	8,8	3,6	50	4,5	170,0	15,0	5,2	2,7	0,3	0,003	0,3	-
Потічок, груповий збір №6	1330	7,2	421,6	6,1	60,1	12,2	85,4	730,0	24,7	-	-	-	-	4,56
Потічок, груповий збір №5	112	7,3	13,3	2,7	20,0	2,4	61,0	12,0	23,9	0,79	-	-	-	1,04
Потічок, груповий збір №2	2392	7,3	726,1	12,6	96,2	43,8	280,7	1230,0	49,4	-	-	-	-	11,04
Потічок Яр (на сх.. від с. Яворів)	591	7,9	160,0	7,3	43	10,0	75,0	270,0	23,0	0,6	2,2	0,02	1,1	-
Район Танявського родовища
Потічок с. Танява, біля ГТУ	136	7,2	5,6	1,6	25,0	3,9	60,0	14,0	21,6	3,8	0,015	0,006	0,3	-
Криниця, с. Танява, біля св. №8	203	7,0	8,8	8,1	35,0	3,9	85,0	14,0	36,7	11,0	0,015	0,005	0,6	-
Джерело нижче ГТУ “Танява”	598	6,1	190,0	3,0	6,5	2,5	60,0	280,0	42,2	14,0	0,01	0,004	0,6	-
м. Долина
Джерело, міський парк	191	6,1	15,0	0,5	33,0	5,8	20,0	40,0	38,1	39,0	0,015	0,008	0,5	-
Водопровід	95	7,4	2,9	0,6	18,0	2,0	10,0	8,0	13,4	40,0	0,015	0,003	0,4	-
Криниця, пн.-зх. околиця	320	7,9	12,5	10,4	55,1	7,9	115,9	31,0	60,1	40,0	-	-	-	2,4
Потічок	122	7,7	3,7	5,2	30,1	6,1	97,6	10,0	19,8	-	-	-	-	3,12
Попутні пластові води
Промстічна вода КНС	40500	7,0	14000	300	600	300	590	25140	190	600	165	2,3	1,1	-
Нафтоловушка ГТУ ”Танява”	7600	7,7	2000	500	44	300	370	4240	285	44	2,9	0,28	1,1	-
ГДК для питних вод	1000	6,5 8,5	200	-	180	80	-	250	250	45	7,0	0,03	0,3	15

Примітки:

- - не визначалося;

значення з жирним курсивом - перевищують ГДК.

В таблиці 5.1. наведені результати аналізу поверхневих та підземних вод району дослідження. Проби відбирались з точок найближчих до промислових об'єктів родовищ у напрямку міграції можливого забруднення: з водотоків, джерел, колодязів, спостережних свердловин. Були відібрані та проаналізовані проби попутної (підтоварної) води, що закачується нагнітальними свердловинами для підтримання пластового тиску

Вода р. Свіча гідрокарбонатно-сульфатна кальцієва - у верхньому створі, та гідрокарбонатно-хлоридна кальцієва - в нижньому. Незначні зміни складу обумовлені коливанням вмістів хлоридів. Відносно високий рівень нітратів у воді свідчить про джерело забруднення р. Свіча - побутовими стоками.

Значно відрізняється стан вод р. Саджава. Біля шосе Долина-Стрий вода має типовий гідрокарбонатний кальцієво-натрієвий склад, нижче газозбірника (ГЗ)-5 її склад змінюється на хлоридний натрієво-кальцієвий. На цій ділянці у 5 разів збільшується концентрація хлоридів і натрію, зростають концентрації сульфатів, великий приріст мають і концентрації Sr, Li , нітратів. Зміни хімічного складу вод вказують, що найбільший вплив на стан поверхневих вод мають технологічні процеси видобутку та системи ППТ. Основним забруднювачем є промстічна вода з високим вмістом хлоридів Na, Li, Sr. Високі концентрації нітратів свідчать, що води р. Саджава забруднені побутовими стоками: забруднення відбувається за рахунок забрудненого поверхневого стоку і скиду забруднених вод з проммайданчиків і забрудненню підземними водами сучасних та верхньочетвертинних алювіальних відкладів. Найбільше забруднення поверхневих вод зафіксовано в потічку нижче очисних споруд дільниці перекачки нафти і паропостачання ДППН і П (див. рис. 5.1). За складом води хлоридні натрієві з М - 5300 мг/дм³ (5,3 ГДК), вмістом хлоридів - 3100 мг/дм³ (12,4 ГДК), Na - 1875 мг/дм³ (9,5 ГДК), Sr - 22 мг/дм³ (3,1 ГДК), Li - 0,3 мг/дм³ (10 ГДК), НП - 2,6 мг/дм³ (8 ГДК). Значні сліди впливу цих споруд на поверхневі води фіксуються і біля с. Солуків в пот. Яр. Для виявлення джерел забруднення був проаналізований склад вод, що скидаються з групових зборів нафти і газу ГЗН і Г в прилеглі водойми. Скиди з ГЗ-3, ГЗ-4, ГЗ-5 за складом гідрокарбонатно-хлоридні кальцієво-натрієві з підвищеним вмістом нафтопродуктів.

Можливості використання колодязів громадян в селах на території родовищ обмежені, оскільки вони розташовані за зонами безпосереднього впливу найбільш екологічно небезпечних об'єктів і в тих чи інших кількостіх забруднені нафтопродуктами (див. табл. 5.1).

Підземні води алювіального верхньочетвертинного водоносного горизонту в районі ГЗ-4, що відібрані із спостережної св. 3, мають хлоридно-гідрокарбонатний натрієво-кальцієвий склад. Концентрації всіх компонентів хімскладу (крім нафтопродуктів) відповідають вимогам стандартів, але вміст Na і Cl значно вищий від середнього по району, а їх склад майже відповідає складу стічних вод з проммайданчика. Спостережна св. 1 нижче ДППН і П фонтанує. Вода за хімічним складом натрієво-кальцієва з М - 400 мг/дм³. Концентрація всіх компонентів (крім натопродуктів) відповідає вимогам стандартів, але вміст Na і Cl в 10 разів вищий середнього по району. Причина аномального складу вод - фільтрація підтоварної води з ставків розташованих поруч додаткового відстою.

Виявлено кілька місць техногенного забруднення поверхневих і підземних вод:

проммайданчик головних споруд (ДППН і Н), де перевищення ГДК в 3-10 разів по мінералізації, Cl, Sr, Li;

окремі точки опробування з перевищенням Cl, Li і ін. над середніми показниками для району > у 5 разів (але нижче ГДК): джерело біля ГТУ "Танява", спостережна св. біля ГЗ-4, колодязь нижче ГТУ-3.

Найбільш уразливими є поверхневі води, що використовуються для централізованого водопостачання і перший від поверхні водоносний горизонт, що експлуатується. Основні недоліки системи контролю якості вод:

гідрохімічні показники, що визначаються не дають повної уяви про присутність у водах характерних забруднювачів;

дослідження по різних показниках не пов'язані в єдину систему оцінки якості вод при розробці родовищ;

відсутня система цілісна система контролю і прогнозу якості та захисту питних поверхневих та підземних вод у випадках технологічних аварій на об'єктах видобутку і переробки нафти.

Для виконання завдань гідрохімічного моніторингу об'єктів нафтовидобутку у відповідності з природоохоронним законодавством України пропонується:

провести системні моніторингові гідрохімічні дослідження на всій території діяльності підприємства;

до реалізації проектів режимних мереж у повному обсязі розширити систему спостереження за об'єктами, що рекомендуються;

сформувати систему оцінки якості технологічних процесів організації ППТ у зв'язку з результатами гідрохімічного моніторингу.

Основним напрямком оптимізації існуючої схеми обстеження природних вод є наближення пунктів контролю до потенційних джерел забруднення.

5.2 Вплив на довкілля нафтових шламів НГВУ “Долинанафтогаз”

забруднення геологічний екологічний нафтогазовидобуток

Нафтові шлами утворюються при бурінні нафтових і газових свердловин, їхній експлуатації, переробці нафти, очистці резервуарів та іншого обладнання, очистці стоків з нафтопродуктами та ін.

Нафтові шлами різноманітні за складом та співвідношенням компонентів. Вони вміщують воду, нафтопродукти, пісок, глину, мул тощо. При їх зберіганні у шламонакопичувачах відбувається природна гравітаційна диференціація шламу і утворюються три шари:

верхній: стійка емульсія нафтопродуктів з водою і механічними домішками (до 5%), з глибиною кількість нафтопродуктів зменшується;

середній: освітлена вода, забруднена нафтоподуктами та завислими в ній механічними частинками;

нижній: донний осад, складається на 70% з твердої фази, насичений нафтопродуктами (до 5-10%) і водою (до 25%). Кількість механічних домішок з глибиною зростає.

Нафтові шлами зберігають також у озерах-накопичувачах. У випадку порушення герметичності стінок озер можливе забруднення ґрунтів та ґрунтових вод натопродуктами і сольовими компонентами,. Це викликає зниження урожайності прилеглих земель, а при високій концентрації нафтопродуктів у шламах урожайність земель падає і не відновлюється протягом 3-6 років. Граничний вміст нафти та натопродуктів у ґрунті не повинен перевищувати 0,1 г/кг ґрунтів.

Ставки-шламонакопичувачі займають значні площі і через випаровування нафтопродуктів забруднюють повітряний басейн. Шламонакопичувачі небезпечні і у пожежному відношенні (додатки 8-10).

Попередня обробка нафтових шламів НГВУ “Долинанафтогаз” полягає у центрифугуванні їх на рідку (вода та нафтопродукти) та тверду фази. Тверда частина нафтошламу транспортується у ставки-накопичувачі, які знаходяться в районі дільниці підготовки нафти до перекачування та (с. Яворів). Орієнтовна кількість твердої частини нафтошламу - 1000 м³. Ставки займають площу 0,3 га ( рис.5.2.).



Рисунок 5.2. Ділянка підготовки та збору нафти НГВУ “Долинанафтогаз”

Техногенне навантаження на довкілля НГВУ “Долинанафтогаз” спричинене також функціонуванням відкритих ставків додаткового відстою, амбарів, нафтоловушок. Їхній негативний вплив обумовлений фільтрацією наявних токсичних речовин у підземні води. Також доволі часто внаслідок затяжних дощів відбувається переповнення цих споруд та розтікання забрудників на прилеглі території та водоймища (додатки 1-12).

Компонентний склад нафтошламів наступний: органічна частина - 25-27%; мінеральна частина - 50-53%; вода - 20-22%.

Аналіз вуглеводневої складової показав, що сюди входить близько 80 компонентів, більша частина яких представлена н-парафіновими вуглеводнями від С₆ до С₂₃ [18].

Легкі вуглеводні - високотоксичні, важко засвоюються мікроорганізмами, тому довго зберігаються у нижніх ґрунтових шарах в анаеробній обстановці. Основну частину легкої фракції складають метанові вуглеводні - С₅-С₁₁. Нормальні алкани, особливо з меншою молекулярною масою, легко проникають в клітини організмів і викликають наркотичну та токсикологічну дію.

Більш високомолекулярні вуглеводні (С₁₂-С₁₇) нетоксичні для живих організмів, але внаслідок високих температур застигання (>18^оС), в умовах земної поверхні переходять у твердий стан і закупорюють пори та канали у ґрунті [15], тим самим змінюючи їхні водно-фізичні властивості.

До групового складу вуглеводневої частини шламів входять групи: насичені вуглеводні- 40-45%, ароматичні вуглеводні- 50-55%, смоли та асфальтени - 4-7%. Детальніші дослідження виявили вмісти таких компонентів: парафін - 20,4-32,4%, неконденсовані циклоалкани - 11,9-19,4%, алкілбензоли - 8,9-10,2%, індани, тетраніни - 5,7-7,9%, нафталіни - 7,6-11,9%, антрацени, дифеніли - 0,8-3,9%, аценафтилени - 1,8-3,9%; бензтіофени - 1,3-2,6%. Токсикологічна дія на людину більшості цих компонентів обумовлена спричиненням онкологічних захворювань.

Мінеральна частина нафтошламів складається з вапна (Са(OH)₂, CaCO₃, Mg(OH)₂), (Ca SO₄*2H₂O), оксидів алюмінію та заліза, глинистих мінералів, кварцевого піску.

З екологічної точки зору мікроелементи шламів і нафти поділяються на 2 групи: нетоксичні ( Si, Fe, Al, Ca, Mg, P) і токсичні ( Ni, Co, Pb, Cu, Ag, Hg, Mo).

Аналіз твердої частини нафтошламів показав, що вона складається з : механічних домішок (84-90%), нафтопродуктів (10-15%) і води (0,5-1,0%).

Груповий склад нафтопродуктів: масла - 35%, смоли - 55%, асфальтени - 10%. Порівнюючи склад вуглеводневої органічної частини з складом вуглеводневої твердої частини шламів, бачимо, що при розділі центрифугою нафтопродукти розподіляться наступним чином: основна частина парафінових, нафтенових і ароматичних вуглеводнів відділяється разом з рідкою фазою; в тверду частину нафтошламу переходять смоли, асфальтени та ін. полярні компоненти, які, ймовірно, адсорбовані на поверхні твердих частинок механічних домішок.

З метою запобігання проникнення вуглеводнів твердої частини нафтових шламів у ґрунтові води та підземні води, попонується провести їх гранулювання [18]. Як гранулюючий агент можна використовувати золу від спалювання кам'яного вугілля, або будь-які інші сипучі матеріали, які містять оксиди Al і Si. Оптимальна кількість гранулюючого агента у суміші - 40% маси. Після грануляції необхідно засипати ставок-накопичувач шаром родючої землі, товщиною не менше 0,5м.

Також існує можливість біологічної обробки твердої частини нафтошламу із використанням активного мулу для виробництва торфокомпостів, які після дозрівання (до 1 року) придатні як добриво у с/г [18].

6. БЕЗПЕКА ЖИТТЄДІЯЛЬНОСТІ І ОХОРОНА ПРАЦІ

Проблема безпеки життєдіяльності (БЖД) людини і всього суспільства в сучасних умовах набула особливої гостроти й актуальності. БЖД є об'єктом уваги всіх прошарків суспільства та держави. Учені давно почали турбуватися про небажані та негативні наслідки антропогенного впливу на природу й навколишнє середовище [19].

Головна мета безпеки життєдіяльності полягає у тому, щоб сформувати в людини свідоме та відповідальне ставлення до питань особистої безпеки й безпеки тих, хто її оточує. Навчити людину розпізнавати й оцінювати потенційні небезпеки, визначати шлях надійного захисту від них, уміти надавати допомогу в разі потреби собі та іншим, а також оперативно ліквідовувати наслідки прояву небезпек у різноманітних сферах людської діяльності.

Науковий зміст дисципліни - теоретичні основи БЖД людини в системі “людина - середовище існування”. Дисципліна розглядає: загальні питання безпеки; взаємодію людини з навколишнім середовищем; основи фізіології і раціональних умов праці; анатомо-фізіологічні наслідки дії на людину небезпечних, шкідливих і вражаючих факторів, причини їх формування; ідентифікація небезпечних, шкідливих і вражаючих факторів надзвичайних ситуацій; способи й методи підвищення безпеки технічних способів і технологічних процесів; основи проектування і використання екобіозахисної техніки; методи дослідження стійкості функціонування об'єктів і технічних систем у надзвичайних ситуаціях, прогнозування надзвичайних ситуацій і розробка моделей їх наслідків; розробка дій для захисту населення і виробничого персоналу та ліквідації наслідків аварій, катастроф і стихійних лих; правові, нормативно-технічні та організаційні основи безпеки життєдіяльності, контроль і управління умовами життєдіяльності [20].

Безпека життєдіяльності - це інтегрована дисципліна гуманітарно-технічного спрямування, яка вивчає загальні закономірності виникнення небезпек, їх властивості, наслідки впливу їх на організм людини, основи захисту здоров'я та життя людини і середовища її проживання від небезпек, а також розробку і реалізацію відповідних засобів та заходів щодо створення і підтримки здорових та безпечних умов життя і діяльності людини.

Особливістю основних (польові, камеральні, геофізичні, бурові та інші дослідження) і допоміжних (енерго-, водопостачання, ремонтні, транспортні роботи та ін.) робіт в геології являється широке застосування джерел електроенергії, іонізуючих випромінювань, вибухових речовин, хімічних речовин, різного виду транспорту та обладнання, приладів і т.д. Саме тому наявне таке широке коло питань охорони праці, з якими слід ознайомитись спеціалісту геологу.

6.1 Аналіз стану виробничих умов

Місцями проведення робіт і написання дипломної роботи були територія Долинського НГВУ, нафтогазові родовища, читальні зали університетської бібліотеки, аудиторії геологічного факультету, приміщення з персональним комп'ютером, а також кабінети і камеральні приміщення геологічних організацій.

6.1.1 Характеристика польових робіт

Особливістю польових, пошуково-зйомочних робіт (ПЗР) є значна відстань об'єктів і ділянок робіт від населених пунктів або оптимальних місць від баз експедицій. Це значно ускладнює організацію польових робіт, їх матеріально-технічне постачання, зв'язок, і контроль за безпечним веденням робіт.

Приблизно 10% загального об'єму геолого-розвідувального виробництва приходиться на геолого-пошукові і геолого-зйомочні роботи.

Тривалість польових робіт планується, виходячи з конкретних умов і специфіки району робіт. Експедиція виїжджає на польові роботи після перевірки готовності до них. Стан готовності оформлюється актом, який підписують начальник експедиції, представник профспілок, інженер по охороні праці. Даний акт затверджується керівниками організації. Усі виявлені недоліки, відмічені в акті ліквідують до виїзду на польові роботи. Начальники польових підрозділів інструктують всіх робітників по правилах ведення робіт з врахуванням природних умов, знайомлять із правилами внутрішнього розпорядку .

Виїзд експедиції по закінченні польових робіт на базі експедиції здійснюється тільки по узгодженню із вище стоячою організацією з призначення особи, відповідальної за безпеку.

Найчастіше небезпечні ситуації при ПЗР, які викликають загибель людей, виникають під час переправ через водні об'єкти на важкопрохідних ділянках місцевості. Небезпеку також можуть представляти стихійне лихо, хижі та отруйні тварини, втрата орієнтації в малозаселеній місцевості, різке пониження температури. Безпека проведення польових і пошуково-зйомочних робіт насамперед передбачає правильне їх планування на організацію. Для цього до початку польового сезону до нього ретельно готуються: насамперед, розробляють календарний план та складають найбільш безпечну схему обробки плану, помічають маршрути з урахуванням природно-кліматичних умов району з вказанням всіх доріг, стежок, небезпечних місць (переправ через ріки, важкопрохідні ділянки та ін.); розробляють план заходів по охороні праці, облаштовують польові бази, вирішують питання забезпечення польових підрозділів транспортними засобами, матеріалами, забезпечення харчовими продуктами, необхідним спорядженням та засобами по охороні праці, а також, там де це можливо, пересувними житловими комплектами з урахуванням вимог економіки і природно-кліматичних умов: визначають порядок і строки повернення робітників із маршрутів і з польових робіт у кінці польового сезону [21].