Загрязняющее вещество	Код вещества	Количество выбросов ЗВ т/год
Сернистый ангидрид	0330	75.801
сероводород	0333	0.001
Окись углерода	0337	4170.390
Окислы азота (в пересчете на NO2)	0301	1280.341
Углеводороды (без ЛОС)	0401	573.660
ЛОС	0006	3006.314
Сажа	0328	198.202
Пыль неорганическая	2907	65.318
Всего:		9370.027

4.7.2.2 Мониторинг атмосферного воздуха

Пробная эксплуатация на месторождении Северный Нуралы началась в апреле 2008 года, мониторинговые экологические исследования окружающей среды за данный период не проводились. Так как месторождение Северный Нуралы входит в состав компании "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз" и находится на одной контрактной территории с месторождениями Кумколь и Южный Кумколь, для оценки состояния качества атмосферного воздуха представлены данные мониторинговых исследований по месторождениям Кумколь и Южный Кумколь.

Производственный экологический мониторинг на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь АО "ПККР" проведен специалистами передвижной экологической лаборатории ПЭЛ-1 компании ТОО "Ecotera".

Наблюдения проводились на 5 станциях экологического контроля по периметру санитарно-защитной зоны (СЗЗ). Координаты точек наблюдения за атмосферным воздухом на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь приведены в таблице 4.7.2.2.1.

Таблица 4.7.2.2.1-Координаты станций наблюдения за атмосферным воздухом на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь АО "ПККР"

№ станции контроля	Расположение станции контроля	Координаты точек
		N	E
Станция № 1	м/р Кумколь, Кумколь Южный	46025'88”	65042'19”
Станция № 2	м/р Кумколь, Кумколь Южный	46026'59”	65039'61”
Станция № 3	м/р Кумколь, Кумколь Южный	46024'88”	65043'90”
Станция № 4	м/р Кумколь, Кумколь Южный	46028'76”	65038'62”
Станция № 5	м/р Кумколь, Кумколь Южный	46026'25”	65034'07”

Оценка качества атмосферного воздуха проводилась в соответствии с существующими в РК нормативами: СанПиН "Санитарно-эпидемиологические требования к атмосферному воздуху", утвержденными приказом и. о. министра здравоохранения РК № 629 от 18.08.2004 г.

На рисунке 4.7.2.2.1 приведена сравнительная диаграмма средних концентраций загрязняющих веществ в атмосферном воздухе на месторождении Кумколь и Южный Кумколь за 2008 год.

Рисунок 4.7.2.2.1 - Сравнительная диаграмма концентраций загрязняющих веществ в пунктах наблюдения на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь с ПДКм. р.

Сравнительный анализ концентраций загрязняющих веществ на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь за I, II, III, IV квартала 2008 года показал следующие результаты:

· Концентрация диоксида азота в I квартале 2008 года составило - 0.017 мг/м³ (0,2 ПДК), во II квартале 2008 года - 0.0135 мг/м³ (0.16 ПДК), в III квартале 2008 года значительно больше, чем предыдущих - 0.047мг/м³ (0.055 ПДК), а в IV квартале 2008 года - 0.29 мг/м³ (0.34 ПДК);

· Концентрации оксида азота и сажи в 2008 году не обнаружены;

· Содержание диоксида серы в I и во II квартале составило 0.014 мг/м³ (0.028 ПДК), что ниже, чем в III квартале 2008 года - 0.078 мг/м³ (0.156 ПДК), и чуть ниже концентрация составила в IV квартале 2008 ода - 0.0074 мг/м³ (0.0148 ПДК);

· Содержание оксида углерода в I квартале 2008 года составило - 0.8 мг/м3 (0.16 ПДК), содержание во II квартале выше - 1.1 мг/м³ (0.22 ПДК), в III квартале - 1 мг/м³ (0.2 ПДК) и в IV квартале 2008 года - 0.7 мг/м³ (0.14 ПДК);

· Концентрации углеводородов состава С1-С12 в I квартале 2008 года составило - 0.004 мг/м³ (1.33 ПДК), во II квартале 2008 года значение показало - 0.0045 мг/м³ (0.00015 ПДК), в III и в IV кварталах 2008 года не обнаружены.

В результате проведенных замеров и сравнительного анализа в 2008 году можно сделать вывод, что выбросы загрязняющих веществ в приземном слое атмосферного воздуха на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь АО "ПККР", в районе пунктов контроля соответствуют установленным санитарным нормативам и не превышают предельно-допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно-безопасных уровней воздействия загрязняющих веществ (ОБУВ) ни по одному из определяемых ингредиентов на всех точках контроля.

4.7.2.3 Утилизация попутного газа

В настоящее время АО "НИПИнефтегаз" разработана Программа утилизации газа на месторождении Северный Нуралы.

В рамках "Программы…" в связи с тем, что месторождение Северный Нуралы находится в непосредственной близости от крупного месторождения Кумколь, было принято решение осуществлять подготовку нефти и утилизацию газа на месторождении Кумколь, на котором на сегодняшний день имеется вся необходимая для этого производственная инфраструктура.

Попутный газ месторождения Северный Нуралы будет использоваться на нужды промысла в качестве топлива для устьевых подогревателей нефти на скважинах и в печах подогрева нефти на ГУ, но основной объем газа будет откачиваться на месторождение Кумколь в действующую систему утилизации газа.

В течение 2008 года на месторождении Северный Нуралы добыто 21.95 млн м³ газа. Сжигание газа на месторождение Северный Нуралы осуществлялось в соответствии с Разрешением уполномоченного органа №0088 от 21 апреля 2008 года на 2 млн. м³, №0097 от 23 сентября 2008 года 18.88 млн. м³, по использованию и охране недр и по согласованию с центральным исполнительным органом Республики Казахстан в области охраны окружающей среды.

4.7.2.4 Мероприятия по уменьшению выбросов в атмосферу

В целях снижения воздействия производимых работ на атмосферный воздух на месторождении АО "ПККР" были выполнены следующие природоохранные мероприятия:

· сохранение герметичности систем добычи, сбора, транспорта и подготовки нефти;

· инвентаризация источников выбросов "Нормативы ПДВ для месторождений Кумколь и Южный Кумколь, Северный Нуралы, Восточный Кумколь";

· усиленная антикоррозийная изоляция при подземной прокладке трубопроводов и колонн скважин; применение закачки химреагентов;

· своевременное проведение планово-предупредительных ремонтов и профилактики технологического оборудования;

· постоянный режим горения факела обеспечивается и контролируется системой автоматического розжига. Объединенная (из трех стволов) зона сжигания газа под одним факельным оголовком уменьшает вероятность затухания (вследствие сдувания ветром) пламени в факелах низкого давления, обеспечивает постоянный режим сжигания всех выбросов;

· мониторинг окружающей среды, оценка изменений и тенденций изменений биосферы, принятие соответствующих мер;

· работы по пылеподавлению на внутрипромысловых дорогах;

· озеленение территорий объектов месторождения;

· получение разрешения на сжигание попутного газа на тех объектах, где утилизация экономически нецелесообразна.

4.7.3 Охрана поверхностных и подземных вод от загрязнения и истощения

Причиной загрязнения подземных вод на месторождении является производственная деятельность, как нынешняя, так и предыдущих лет: случайный непреднамеренный сброс нефти на поверхность земли (порывы сплошности нефтепроводов), бесконтрольные утечки из скважинной запорной арматуры, различных технологических объектов (выкидные линии, групповые установки сбора и подготовки нефти), временные грунтовые амбары, сброс на поверхность водно-нефтянных эмульсий при ремонте и расконсервации скважин.

Характерным загрязнителем в пределах нефте-газопромылов являются соединения азота, относящиеся к биогенным элементам - одной из составных частей нефти. Азот присутствует в подземных водах в виде разнообразных неорганических и органических соединений.

4.7.3.1 Водопотребление

К постоянным водным источникам на месторождении Кумколь относятся скважины технического, хозяйственного и питьевого водоснабжения.

Подземная вода технического назначения поступает с глубины 450 метров. Технический подземный водозабор для добычи воды снабжен 10 скважинами. Производительность каждой скважины порядка - 1512 м³/сут. В настоящее время в работе находятся 5 скважин.

Подача воды на БКНС осуществляется по водопроводу диаметром 300 мм и протяженностью 1.72 км.

Пластовая вода и сточные воды повторного использования подаются от ЦКППН по трубопроводу диаметром 150 мм и протяженностью 8.5 км.

Хозяйственно бытовое водоснабжение промышленной зоны и месторождения Кумколь осуществляется из водозаборных скважин, располагающихся в 26.5 км от промзоны. Вода из скважин по трубопроводу поступает в 2 резервуара по 700 м³ каждый, далее в установку по очистке воды и насосную водоснабжения, подающего воду в объединенную сеть хозяйственно-питьевого и противопожарного водопровода.

4.7.3.2 Водоотведение

В результате хозяйственной деятельности на месторождении формируются следующие категории сточных вод:

· хозяйственно-бытовые стоки;

· производственные стоки.

Вахтовый поселок и промзона месторождения охвачены централизованной системой водоотведения. Водоотводящая сеть решена в 2-х системах - самотечной и напорной. Хозяйственно-бытовые стоки вспомогательных производств поступают на биопруды по напорным трубопроводам от 2 канализационных насосных станций, оборудованных решетками.

Система водоотведения от вахтового поселка и некоторых участков на промысле - самотечная. Нецентрализованные стоки отводятся на локальные местные очистные сооружения - септики. Вывоз стоков из септиков на биопруды осуществляется вакуумной ассенизационной машиной с цистерной емкостью 13 м³.

Конечным приемником производственных сточных вод являются биопруды. Сточные воды от турбин, компрессоров самотеком собираются в резервуар, где отстаиваются и расслаиваются. Отстоявшаяся вода направляется в газовый тракт турбины для улучшения процесса горения, масляные фракции вывозятся для утилизации с нефтесодержащими водами ЦППН.

4.7.3.3 Мониторинг подземных вод

Территория месторождений Кумколь, Южный Кумколь и Северный Нуралы в структурно-гидрогеологическом плане является частью Арыскумского артезианского бассейна. В районе месторождений выделяются следующие водоносные горизонты:

· эоловых четвертичных отложений;

· четвертичных делювиально-пролювиальных отложений;

· верхнеплиоценовых отложений;

· воды спорадического распространения эоценовых отложений;

· комплекс верхнетурон-сенонских отложений;

· комплекс нерасчлененных альб-сеноманских отложений.

Сенонские и верхнеальб-сеноманские водоносные горизонты используются для централизованного хозпитьевого и технического водоснабжения.

С целью получения информации о состоянии подземных вод и оценки влияния на них деятельности предприятия АО "ПККР" осуществляется мониторинг подземных вод. В данном разделе Авторского надзора приведена оценка качества подземных вод на основании отчетных данных мониторинговых работ на месторождении Кумколь. Контроль за состоянием компонентов окружающей среды в 2008 году проводилось компанией ТОО "Есоtera".

На месторождении Кумколь к постоянным водным источникам относятся скважины технического, хозяйственного и питьевого водоснабжения.

Мониторинговый контроль состояния, химического состава и загрязнения подземных вод на месторождении осуществляется в пунктах отбора водных проб с последующей их консервацией и подготовкой к лабораторным анализам.

Диаграмма средних значений концентраций загрязняющих химических веществ в питьевой воде месторождения Кумколь с показателями ПДК представлена на рисунке 4.7.3.3.1.

Рисунок 4.7.3.3.1 - Средние значения концентраций химических веществ в питьевой воде месторождения Кумколь за 2008 год

По данным проведенных анализов питьевой воды на месторождении Кумколь в 2008 году контролируемые показатели находятся в пределах нормы (СанПиН 3.02.002-04 "Санитарно-гигиенические требования к качеству воды централизованных систем питьевого водоснабжения"), кроме магния, хлорида, марганца. Содержание сухого остатка в среднем составляет - 1367.2 (ПДК 1000-1500) и уровень pH находится в пределах нормы - 6.9 (ПДК 6.5-8.5). В целом, питьевая вода не содержит вредных веществ и по основным показателям отвечает требованиям санитарных нормативов, т.е. она пригодна для использования в качестве хозяйственно-бытовой.

Пластовая вода месторождения Кумколь минерализована - от 2.0 г/л и выше. Вода солоноватая, хлоридного класса, натриевой группы, II типа. В ней примерно одинаковое соотношение главных ионов Ca ²⁺ и Mg ²⁺, HCO₃^-, CO₃ ^2-, SO₄ ^2-. Количество хлора меняется от 400 мг/л до 600 мг/л.

На месторождении Кумколь в результате деятельности предприятия формируются следующие категории сточных вод:

· хозяйственно-бытовые стоки;

· производственные сточные воды.

Нецентрализованные стоки отводятся на локальные местные очистные сооружения - септики. Конечным приемником производственных сточных вод являются анаэробно-аэробные биопруды, где осуществляется естественная биологическая очистка сточных вод. Результаты химического анализа сточных вод, поступающих в биопруды и на выходе из них, а также сравнение полученных данных с нормативами ПДС представлены на рисунке 4.7.3.3.2.

Рисунок 4.7.3.3.2 - Результаты химического анализа сточной воды на месторождении Кумколь за 2008 год

Сравнительный анализ полученных результатов химического анализа сточных вод месторождения Кумколь с соответствующими нормативами ПДС показал незначительные превышения по показателям: взвешенные вещества, сухой остаток, азот аммонийный, БПК5, азот нитратный, железо общее. При этом после очистки в биопрудах сточная вода практически по всем компонентам, за исключением хлоридов и сульфатов, соответствует требованиям, предъявляемым к водам, используемым на орошение. Это позволяет рекомендовать воды для орошения древесно-кустарниковых культур.

Результаты проведенных радиологических исследований на определение удельной активности радионуклидов в образцах водных сред, отобранных на месторождении Кумколь, представлены в таблице 4.7.3.3.1.

Таблица 4.7.3.3.1 - Радиоизотопный состав проб воды на месторождении Кумколь в вегетационный период 2008 гг.

Время года	Радионуклиды, Бк/л
	Ra 226 Бк/л	Ra 228 Бк/л	Th 228 Бк/л	Cs 137 Бк/л	K 40 Бк/л	Pb 210 Бк/л	Th 230 Бк/л	Th 234 Бк/л	U 235 Бк/л
Весна	<0,10	<0,22	<0,06	<0,40	<6	<0,45	<4,0	<0,30	<0,035
Лето	0,10	0,25	0,07	0,40	6	0,5	4,5	0, 20	0,035
Осень	0,07	0, 19	0,05	0,40	5	0,6	4,5	0,35	0,040

Радиоэкологические исследования вод показали присутствие в пробах Ra226, Ra228, Th228, U238, K40, Cs137 в количествах, не превышающих санитарные показатели. Практически в проанализированных пробах воды радиационные показатели удельной активности не превышали нормативов. Это указывает на спокойную радиационную обстановку.

Таким образом, проведенные анализы химического состава и количественных химических концентраций водных объектов на месторождении Кумколь в 2008 году показали, что по химическим ингредиентам и радионуклидам вода не представляет опасности для обслуживающего персонала. Питьевая вода не содержит вредных веществ и по основным показателям отвечает требованиям санитарных нормативов.

4.7.3.4 Мероприятия по охране поверхностных и подземных вод

С целью минимизации негативного воздействия на подземные воды, а также предотвращения вторичного загрязнения грунтовых вод через почву, атмосферные осадки, атмосферу компания осуществляет ряд мер:

· проведение мониторинга подземных вод согласно Программы мониторинга;

· утилизация бытовых сточных вод вахтового поселка, т.е. в весенне-летний период использование очищенных бытовых сточных вод на пылеподавление внутрипромысловых дорог и полив зеленых насаждений;

· мониторинговые исследования грунтовых вод, с целью выявления и по - возможности снижения негативного воздействия источника загрязнения;

· осуществление производственного мониторинга сточных вод.

4.7.4 Управление отходами производства и потребления

Процесс пробной эксплуатации месторождения сопровождается образованием и накоплением различного вида отходов, являющихся потенциальными загрязнителями компонентов окружающей природной среды.

Сбор ТБО на предприятии АО "ПККР" производится в специальные контейнеры с последующим вывозом специальным автотранспортом на городскую свалку и на хранилище ТБО месторождения Кумколь, согласно контракту с ТОО "КомБытСервис".

Утилизация металлолома производиться согласно контракту с ТОО "Факс" №0509016 от 20.03.2006 г.

Ртутьсодержащие люминесцентные лампы (1 класс опасности) отправляются на переработку в г. Алматы, ТОО "Сынап-Плюс", согласно контракту № 0109072 от 29.10.2001 г.

Отходы 4-го класса опасности направляются для утилизации на хранилище ТБО месторождения Кумколь.

Образовавшиеся виды и объем утилизированных отходов на территории месторождения Северный Нуралы за 2008 год представлены в таблице 4.7.4.1.

Таблица 4.7.4.1 - Виды и количество утилизированных отходов за 2008 г.

Виды отходов	Утилизировано (тонн)
Твердые	2362,900
Жидкие	3660,000
Всего:	6028,900

4.7.5 Восстановление (рекультивация) земельного участка, использование плодородного слоя почвы, охрана недр и животного мира

4.7.5.1 Характеристика загрязнения почв

Зональным подтипом почв на территории месторождений Северный Нуралы, Кумколь и Южный Кумколь АО "ПККР" являются серо-бурые пустынные почвы. Значительные площади территории занимают солонцы и их комплексы. Характерной особенностью засоленных почв преобладание в составе солей соды (NaHCO₃). Сода, относясь к гидролитически щелочным солям, способствует образованию солонцеватых почв и солонцов. Содообразование в почве обусловлено наличием карбонатов и бикарбонатов натрия и связано с засолением почвообразующих пород, непромывным типом водного режима, распространением растений - галофитов.

Все почвы характеризуются малой гумусностью, низким содержанием элементов питания, малой емкостью поглощения. Эти особенности почв являются следствием сложившихся биоклиматических условий почвообразования: малое количество осадков, высокие летние температуры, определившие преобладание в растительном покрове ксерофитных полукустарников и солянок при участии эфемеров и полыней.

В связи с тем, что мониторинговые экологические работы на месторождении Северный Нуралы в настоящий момент не проводятся, оценка состояния почвенного покрова проводится на основании отчетных данных по месторождениям Кумколь и Южный Кумколь. В течение 2008 года специалистами компании ТОО "Ecotera" для характеристики состояния почвенного покрова, физико-химических свойств почв, их плодородия и устойчивости к антропогенному воздействию на территории месторождений Кумколь и Южный Кумколь осуществлялся мониторинг почвенного покрова.

Производственный мониторинг состояния и химического загрязнения почв на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь проводился на станциях № 1, 3, 5, 7, 9,11. Периодичность наблюдений состояния почв (водная вытяжка, механический состав) - два раза в год, весной и осенью. Наблюдения за загрязнением почв - три раза в год (весна, лето, осень). Проводился контроль основных показателей физико-химических свойств почв, загрязнение нефтепродуктами, тяжелыми металлами, радионуклидами, регистрировался приземный радиоактивный фон.

Отбор проб почв, их хранение, транспортировка и подготовка к анализу осуществлялись в соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.4.02-84 Охрана природы. Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа. Глубина отбора проб 0-5 и 5-20 см. Объединенная проба составлялась не менее чем из 5 точечных проб, равномерно размещенных на экологической площадке по принципу конверта.

Мониторинговый контроль загрязнения почвенного покрова на месторождениях Кумколь и Южный Кумколь осуществлялся с соблюдением соответствующих требований нормативно-методических документов, действующих на территории Республики Казахстан. Все аналитические работы были проведены общепринятыми методами ГОСТ в лабораториях, имеющих лицензии на проведение указанных видов анализов.

Средние значения концентраций тяжелых металлов в почвах месторождений Кумколь и Южный Кумколь в вегетационный период в 2008 году представлена на рисунке 4.7.5.1.1.

Рисунок 4.7.5.1.1 - Содержание тяжелых металлов в почвах месторождений Кумколь и Южный Кумколь в вегетационный период 2008 года

Проведенные эколого-токсикологические исследования на территории месторождений Кумколь и Южный Кумколь в вегетационный период в 2008 году показали, что концентрации всех определяемых тяжелых металлов в почвах не превышают нормативы предельно-допустимых концентраций.

При проведении гамма-спектрометрических анализов почвенных образцов, отобранных в летний период 2008 года на территории месторождений Кумколь и Южный Кумколь, на определение естественной и наведенной радиоактивности, установили, что фоновое излучение радионуклидов не превышает величины нормы 370,0 Бк/кг (НРБ-99, СП 2.6.1.758-99) и безопасно для работающего персонала.

Результаты проведенного гамма-спектрометрического анализа почвенных проб месторождений Кумколь и Южный Кумколь на содержание и определение удельной активности в летние периоды 2007-2008 гг. представлены в таблице 4.7.5.1.1.

Таблица 4.7.5.1.1 - Удельная активность почвенных проб месторождений Кумколь и Кумколь Южный в летние периоды 2007-2008 гг.

год	Радионуклиды, Бк/кг
	Ra 226 Бк/кг	Ra 228 Бк/кг	Th 228 Бк/кг	Cs 137 Бк/кг	K 40 Бк/кг	Pb 210 Бк/кг	Th 230 Бк/кг	Th 234 Бк/кг	U 235 Бк/л
2007г	23.62	19.36	20.08	5.68	347	39.2	<350	24.6	<2.0
2008г	29.44	31.24	30.38	15.94	542.2	61.4	450	26.2	2.4

Расширенный гамма спектрометрический анализ (удельной активности) почвенных проб месторождений Кумколь и Южный Кумколь показал, что уровни радионуклидов в почвах нефтепромыслов не превышают установленных нормативов радиационной безопасности. Данные величины удельной активности радионуклидов в почвах свидетельствуют о спокойной радиоэкологической обстановке на территории месторождений, не представляющей радиационной опасности.

Техногенное воздействие на земли месторождений проявляется главным образом в механических нарушениях почвенно-растительных экосистем, обусловленных дорожной дигрессией.

Результаты проведенных исследований позволяют сделать вывод, что концентрации всех ингредиентов, определяемых в пробах почв месторождений Кумколь и Южный Кумколь, не превышают нормативных значений и находятся в пределах допустимой нормы.

4.7.5.2 Мероприятия по охране почв и грунтов

Согласно статье 104 Указа президента Республики Казахстан "О земле" собственники земельных участков и землепользователи обязаны проводить следующие мероприятия по охране земель и меры для облагораживания территории нефтепромысла:

ь рекультивация нарушенных земель: планировка площадных сооружений и карьеров, засыпка траншей;

ь мониторинг за состоянием почв на месторождении;

ь контроль за соблюдением проведения земляных работ с наименьшим воздействием на почвы и растительность;

ь контроль за движением техники для недопущения езды по бездорожью с целью сохранения растительного покрова.

4.7.5.3 Мероприятия по охране недр

Охрана недр предусматривает осуществление комплекса мероприятий по обеспечению полноты извлечения из недр нефти, газа и конденсата, рационального и комплексного их использования; сохранение свойств энергетического состояния верхних частей недр на уровне, предотвращающем появление техногенных процессов просадок грунта; предотвращения загрязнения подземных водных источников вследствие межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин, а также вследствие утилизации отходов производства и сточных вод.

Охрана недр является важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве скважин, разработке и эксплуатации месторождения и должна осуществляться в строгом соответствии с законом Республики Казахстан "О недрах и недропользовании".

Мероприятия по охране недр являются важным элементом и составной частью всех основных технологических процессов при строительстве скважин, разработке и эксплуатации месторождения.

Рекомендуемые при эксплуатации общие меры по охране недр должны включать:

ь комплекс мер по предотвращению выбросов, открытого фонтанирования, грифонообразования, обвалов стенок скважин, поглощения промывочной жидкости и других осложнений. Для этого нефтяные и водоносные интервалы

изолируются друг от друга, обеспечивается герметичность колонн, крепление ствола скважин кондуктором, промежуточными эксплуатационными колоннами с высоким качеством их цементажа;

ь обеспечение максимальной герметичности подземного и наземного оборудования;

ь выполнение запроектированных противокоррозионных мероприятий;

ь обеспечение надежной, безаварийной систем сбора, подготовки и хранения флюида.

4.7.5.4 Мероприятия по охране животного мира

Проведение мероприятий по охране флоры и фауны на границе месторождения, позволяет снизить воздействие работ на животный и растительный мир и включает в себя следующие требования:

· ограничить подъездные пути и не допускать движение транспорта по бездорожью;

· своевременно рекультивировать участки с нарушенным почвенно-растительным покровом;

· запретить несанкционированную охоту, разорение птичьих гнезд и т.д.;

· немедленное реагирование на каждый сомнительный случай заболевания (недомогания) с установлением возможной причинно-следственной связи с эпизоотией среди грызунов с информированием органов Госсанэпиднадзора и областного штаба по чрезвычайным ситуациям;

· участие в проведении профилактических и противоэпидемических мероприятий, включая прививки, по планам территориальной СЭС;

· шумовое воздействие.

· ограждение всех технологических площадок, исключающее случайное попадание на них животных;

· строгое запрещение кормления диких животных персоналом, а также надлежащее хранение отходов, являющихся приманкой для диких животных.

Территория месторождения относится к Южно-Казахстанскому автономному очагу чумы - опасной инфекции по классификации Всемирной организации здравоохранения.

В целях профилактики заражений чумой предусмотреть:

· в связи с сезонностью регистрации чумы, персонал, работающий на перемещении грунта, планировке, ремонтных работах, должен обеспечиваться защитной обувью (сапогами) и спецодеждой установленного типа;

· в инструкцию по технике безопасности внести раздел по противоэпидемической безопасности (нельзя прикасаться к павшим грызунам и хищникам, а также охотиться на грызунов в весенне-летний период и т.д.);

· инженерно-техническим работникам вменить в обязанность контроль соблюдения персоналом противоэпидемических требований;

· о случаях, подозрительных на чуму (падеж грызунов, необычное их поведение), сообщать в отделение противочумной службы в райцентре Теренозек;

· для ограничения численности грызунов, могущих расселиться в насыпях и на нарушенных площадках, рекомендуется проводить соответствующие мероприятия.

Также для профилактики чумы необходимо следование рекомендациям Кызылординской ГТЧС и их практическое использование.

4.7.6 Мероприятия по радиационной безопасности

Радиационный контроль на объектах АО "ПККР" осуществляется согласно нормативных документов НРБ-99, РНД 211.1.08.01-96.

Согласно "Отчета по этапу радиологического мониторинга, территории месторождения Кумколь" выполненного в IV квартале 2008 года, радиационное качество нефти соответствует требованиям СП №5.01.030.03 от 31.01.2003 г. альфа и бета загрязнения не выявлено. Радиационный фон в производственных и жилых помещениях предприятия и на объектах в пределах требований НРБ-99. Загрязнение почвы, воздуха радиоактивными веществами не выявлено. Радиационными исследованиями и расчетами удельной активности в подземной технической воде не обнаружено превышение установленных санитарных нормативов.

4.7.7 Заключение

В настоящем разделе "Авторского надзора за реализацией принятых проектных решений за пробной эксплуатации на месторождении Северный Нуралы" по состоянию на 01.01.2009 г. освещены вопросы выполнения мероприятий и работы компании АО "ПККР" в области охраны окружающей природной среды.

В данном отчете приведен анализ результатов мониторинговых наблюдений в течение 2008 года в целом по компании АО" ПККР", который отразил эффективность проведения природоохранных мероприятий, и на основе которых можно оценить состояние компонентов окружающей среды на месторождении Северный Нуралы, как удовлетворительное.

Тщательное выполнение природоохранных мероприятий, позволяет своевременно выявить, устранить или свести к минимуму отрицательное воздействие на окружающую среду и обеспечить экологическую безопасность месторождения и его объектов.

Поэтому основным рекомендуемым мероприятием в области охраны окружающей среды является необходимость проведения регулярного мониторинга всех компонентов окружающей среды на месторождении Северный Нуралы.

4.8 Выполнение мероприятий по доразведке месторождения

По состоянию изученности на 01.01.2009 года на месторождении Северный Нуралы проведен ряд работ, предусмотренных мероприятиями по доразведке в рамках проекта пробной эксплуатации (ППЭ).

Геологическое строение месторождения сложное, но проведение переинтерпретации сейсмических исследований 3Д позволило уточнить морфологию структуры Северный Нуралы, положение тектонических нарушений и более детально изучить внутреннее строение залежей месторождения.

В целях доразведки месторождения, как и проектировалось в проекте пробной эксплуатации, было пробурено 6 скважин.

Скважина №12 была пробурена на 185 м западнее от ранее проектируемого местоположения. Местоположение и нумерация скважин №№15, 16 были изменены. Скважины №№116 и 133 пробурены на 1188 м северо-западнее предусмотренной проектом скважины №15 и на 958 м северо-восточнее предусмотренной проектом скважины №16.

Однако, ожидаемое уточнение положения водонефтяного контакта не произошло, так как местоположение скважины №16, предназначенной для этой цели, было изменено.

Для дальнейшего изучения геологического строения месторождения и определения водонефтяных контактов всей залежи предлагается бурение новых проектных скважин: №№109, 115, 119, 122, 134, 135 и 136.

Остаются в силе рекомендации по исследованию в процессе бурения скважин выщележащего пласта А пластоиспытателем на трубах с целью возможного выявления углеводородов.

Если часть проектных скважин не будет пробурена в период пробной эксплуатации, рекомендуется учесть необходимость бурения этих скважин при составлении следующего технологического проектного документа для обеспечения уточнения геологического строения залежи в целом и уточнения ВНК.

За текущий период была отобрана и исследована глубинная проба пластовой нефти из скважины №12. Результаты исследования детально рассмотрены в пункте 2.3.

На месторождении Северный Нуралы был произведен отбор керна из скважины №116, который в настоящее время находятся в исследовании.

Выделенные по ГИС пласты-коллекторы J₂ds"Б" освещены керном с пористостью от 0.105 и проницаемостью от 0.001 мкм² из интервала 1942.92-1948.33 м из скважины №7. Определена пористость, плотность зерен, проницаемость для газа.

Необходимо продолжить отбор и изучение керна из скважин №№109 и 119 с целью определения пород-коллекторов, определения емкостно-фильтрационных свойств пород-коллекторов, остаточной водонасыщенности, установления граничных параметров пористости и проницаемости, выявления петрофизических зависимостей.

Для этого необходимо отобрать керн из пласта J₂ds"Б" из скважин, бурение которых предусмотрено проектом пробной эксплуатации. Отбор керна проводить в съемные керноприемные трубы. Перед отбором керна проводить ГИС с целью точной привязки керна. Необходимо тщательно документировать и фотографировать керн, выполнять описание всего вынесенного керна.

Рекомендуемый комплекс исследований:

Таблица 4.8.1 - Рекомендуемый комплекс исследований керна

Вид исследований	Объем исследований
Фотографии продольного среза или полноразмерного керна при дневном и ультрафиолетовом свете	весь керн
Петрографическое описание и фотографии шлифов	1 шлиф с 1 м керна
Профиль проницаемости	4-5 замеров на 1м
Минералогический состав (дифрактометрия)	1 обр. с 1 м керна
Фракционный состав	1 обр. с 1 м керна
Пористость, проницаемость для газа по образцам параллельно напластованию	3 обр. с 1 м керна
Плотность зерен	3 обр. с 1 м керна
Проницаемость для газа по образцам перпендикулярно напластованию	1 обр. с 1-3 м керна
Насыщенность по Дину-Старку и содержание хлоридов в водной вытяжке керна	1обр. с 1 м керна
Остаточная водонасыщенность косвенным методом со снятием кривой капиллярного давления	на коллекции керна из 30 образцов с параметрами во всем диапазоне их изменения
Электрические характеристики 100% водонасыщенных пород и пород с переменной насыщенностью
Скорость распространения ультразвуковых колебаний 100% водонасыщенных пород и пород с переменной насыщенностью

Согласно Проекту пробной эксплуатации за истекший период были выполнены промыслово-геофизические исследования в открытых стволах скважин с целью определения границ залегания продуктивных горизонтов, оценки емкостно-фильтрационных свойств проницаемых прослоев и характера их насыщения, выбора объектов для испытания, контроля состояния ствола скважины, качества цементажа и других параметров.

Для уточнения положения водонефтяного контакта, определения достоверности полученных по ГИС параметров пластов-коллекторов, петрофизических зависимостей, основанных на результатах исследования керна, работы по доразведке месторождения должны быть продолжены в дальнейшем.

5. Выводы и рекомендации по выполнению проектных решений

5.1 Основные выводы

На основании выполненного анализа текущего состояния пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы, сопоставления фактических и прогнозных показателей, анализа выполнения проектных решений сделаны следующие выводы.

· Согласно Проекту, срок пробной эксплуатация был предусмотрен 2 года, начиная с момента начала добычи продукции из первой расконсервированной скважины. Первой из консервации в пробную эксплуатацию была введена скважина №2 в апреле 2008 г. Таким образом, начало пробной эксплуатации - апрель 2008 г., а первый год пробной эксплуатации - 2008 г. Отставание по вводу месторождения в пробную эксплуатацию связано с отсутствием разрешения на сжигание газа.

· Заседанием ЦКР (протокол №53 от 30 октября) было разрешено продление пробной эксплуатации до 12 июня 2009 года.

· По состоянию на 01.01.2009 г. фонд пробуренных скважин составил 17 единиц, из них действующий фонд - 9 скважин.

· За период пробной эксплуатации (01.04.2008-01.01.2009 гг.) из залежи нефти отобрали 69.2 тыс. т нефти, 69.7 тыс. т жидкости, средняя обводненность продукции составила 0.6%. Среднесуточный дебит 1 скважины по нефти составил 53.1 т/сут, по жидкости - 53.4 т/сут. Добыча нефтяного газа составила 21.95 млн. м³ при текущем газовом факторе 317 м³/т.

· За период пробной эксплуатации самой высокодебитной скважиной была скважина №12, средний дебит нефти которой составил 112.7 т/сут, малодебитной была скважина №10, которая работала со средним дебитом нефти 6.1 т/сут.

· Накопленная добыча нефти, с учётом добычи во время испытаний скважин, по состоянию на 01.01.09 составила 111.2 тыс. т, жидкости - 112.5 тыс. т, попутного газа - 32.3 млн. м³. Коэффициент нефтеизвлечения составил 0.02 д. ед., отбор от извлекаемых запасов - 4.7%.

· При сравнении фактических и проектных показателей пробной эксплуатации отмечается следующее:

o Добыча нефти и попутного газа меньше запроектированных, в связи с тем, что фактический срок пробной эксплуатации составил 9 месяцев (с апреля 2008 г.) вместо года;

o Обводнённость нефти в среднем по месторождению составила 0.6% и соответствует запроектированной (по проекту <2).

o Средний дебит нефти одной скважины составил 53.1 т/сут, что превышает проектный дебит на 20% (по проекту - 44.3 т/сут).

o Добыча попутного газа составила 21.95 млн. м³, что составляет от запроектированной 67% (по проекту 32.9 млн. м³). Это связано с тем, что фактический газовый фактор был в 1.3 раза меньше, чем запроектированный (317 м³/т вместо 415 м³/т).

o Фактически в первый год пробной эксплуатации было пробурено 6 скважин, т.е. за первый год пробной эксплуатации был выполнен тот объем бурения скважин, который планировалось выполнить за 2 года.

o Вместо 8 скважин, предусмотренных в первый год, в пробную эксплуатацию ввели 9 (из них 6 из консервации, 3 - из бурения).

o Вместо проектных разведочных скважин №№ 15 и 16 были пробурены оценочно-эксплуатационные скважины №№116 и 133.

o Фактическое местоположение скважин №№12, 116 и 133 не соответствует проектному.

· Результаты бурения и опробования скважин (№№11,12,13,14) позволили получить дополнительные сведения для уточнения геологического строения месторождения, но некоторые задачи доразведки месторождения остались не выполненными.

· Средневзвешенное пластовое давление составило 20.2 МПа, что на 0.8 МПа меньше начального пластового давления.

· Пробная эксплуатация проводится на режиме растворенного газа.

В результате анализа эксплуатации скважин, устьевого и внутрискважинного оборудования установлено следующее:

· Устьевое оборудование (фонтанная арматура) и внутрискважинное оборудование (НКТ, воронка, пакер) фонтанных скважин, глубина спуска подъемников отвечают условиям эксплуатации скважин и требованиям Проекта пробной эксплуатации месторождения.

· Согласно ППЭ, скважины должны эксплуатироваться с забойным давлением равным давлению насыщения или ниже его на рекомендованную величину (15 % от Рнас), что в среднем составляло 16.74 МПа. Фактически все скважины эксплуатируются с забойным давлением гораздо ниже рекомендованного.

· В большинстве случаев при увеличении режима работы скважин (увеличении диаметра штуцера) из-за увеличения депрессии на пласт происходит увеличение дебита газа (это подтверждается увеличением газовых факторов), что приводит к снижению дебитов жидкости.

· Регулярное проведение работ по очистке подъёмника и скважины (ОГН, ОГВ и шаблонирование) от отложений АСПО способствовали увеличению пропускной способности подъёмника и, как следствие, увеличению дебита жидкости.

В результате анализа проведенных работ по борьбе с осложнениями и интенсификации работы скважин установлено следующее:

· С 01.06.2008 по 01.01.2009 гг. с целью очистки внутрискважинного оборудования от парафиноотложений было проведено 123 профилактические обработки: 1 совместная обработка горячей нефтью с парафиноочистками и 122 парафиноочистки

Анализ мероприятий по контролю за разработкой пластов, состоянием скважин и скважинного оборудования показал следующее:

· Комплекс обязательных геолого-промысловых исследований по замеру дебитов скважин, обводнённости нефти, газового фактора, забойного и пластового давлений проводится в соответствие с требованиями Проекта.

· В процессе бурения скважин №№1, 8, 9, 10 отобрали и исследовали керн из отложений фундамента и пластов Б и В горизонта J₂ds. Керн из скважины №116 в настоящее время находится на исследовании.

· Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти не проводили, отобрали пробу и провели анализ пластовой воды из скважины №133.

· ГИСк по определению профиля притока был проведен по добывающим скважинам №№2, 4, 7, 10.

· По 9 скважинам провели 9 исследований методом восстановления давления и 4 исследования методом установившихся отборов.

Анализ выполнения требований к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин выявил следующее:

· Фактические конструкции скважин (№№11, 12, 166, 133) в основном соответствуют рекомендованной ППЭ в отношении количества, диаметра и глубины спуска колонн.

· Анализ промысловой информации по скважинам №№11, 12, 116, 133 показал, что:

· в целом требования к технологии цементирования, изложенные в ППЭ, выполняются;

· основные рекомендации, изложенные в ППЭ, при вскрытии продуктивных пластов, выполнялись не в полном объеме;

· рекомендованная в ППЭ технология вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин лишь частично выполнена при перфорации скважины №11, остальные скважины были перфорированы по выбранной Недропользователем технологии.

· Буровые растворы, применяемые при первичном вскрытии, не в полной мере отвечают основным требованиям, предъявляемым к буровым растворам при вскрытии продуктивных пластов, что может приводить к увеличению сроков освоения и к снижению продуктивности скважин.

В настоящее время на месторождении ведутся проектные работы по обустройству системы сбора и транспорта добываемой продукции на соседнее месторождение Кумколь.

Состояние компонентов окружающей среды на месторождении Северный Нуралы оценивается как удовлетворительное.

5.2 Рекомендации по выполнению проектных решений

1. С целью доразведки месторождения для изучения геологического строения месторождения и определения водонефтяных контактов всей залежи предлагается бурение новых проектных скважин: №№109, 115, 119, 122, 134, 135 и 136. Если часть проектных скважин не будет пробурена в период пробной эксплуатации, рекомендуется учесть необходимость бурения этих скважин при составлении следующего технологического проектного документа. Необходимо продолжить отбор и изучение керна из скважин №№109 и 119 с целью определения пород-коллекторов, определения ФЁС пород-коллекторов, остаточной водонасыщенности, установления граничных параметров пористости и проницаемости, выявления петрофизических зависимостей. Перед отбором керна проводить ГИС с целью точной привязки керна.

2. С целью улучшения контроля разработки, состояния и эксплуатации скважин и скважинного оборудования:

· Проводить ГИСк регулярно с периодичностью, рекомендуемой в РД 153-39.0 - 109-01, т.е. не менее одного раза в год в 50% от всего количества фонтанирующих скважин.

· Осуществить отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти для уточнения физико-химических свойств нефти.

· Вести мониторинг пластовых вод для изучения их физико-химической характеристики.

3. С целью оптимизации работы применяемого внутрискважинного и устьевого оборудования для эксплуатации скважин в подразделе 4.5.1 приведены конкретные рекомендации по всем скважинам добывающего фонда.

4. С целью повышения эффективности проведенных работ по борьбе с осложнениями и с целью интенсификации добычи нефти рекомендуется:

· Рекомендуется вновь вводимые промысловые нефтепроводы и водоводы из углеродистых сталей оборудовать камерами пуска и приёма очистных устройств.

· Проекты обустройства установок подготовки сточной воды и ППД должны обеспечивать герметичность систем от проникновения кислорода воздуха.

· Защиту наружной поверхности подземного оборудования и трубопроводов проводить в соответствии СТ РК ГОСТ Р 51164-2005 Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии.

· Для проведения работ по интенсификации добычи скважин рекомендуется использовать комплект передвижной установки гибких труб.

· Для предупреждения осложнений, связанных с парафинизацией промыслового оборудования провести лабораторные испытания по подбору эффективных и экономически выгодных ингибиторов парафиноотложений и технологии их закачки.

Список использованных источников

1. Оперативный подсчет запасов нефти и газа месторождения Северный Нуралы Карагандинской области республики Казахстан по состоянию на 01.01.2004 г.

2. "Проект пробной эксплуатации месторождения Северный Нуралы", АО "НИПИнефтегаз", 2006 г.

3. Единые правила разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан. Алматы, 1996 г.

4. РД 39-0147035-203-87 "Методические указания по проведению авторских надзоров за реализацией проектов и технологических схем разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений".

5. Отчеты по интнрпретации КВД компанией ТОО "СиЭнИСи" по скважинам №№2, 4, 10, 12, 166, 2008 г.

6. Отчеты по интерпретации КВД компанией ТОО "СиЭнИСи" по скважинам №№7, 9 и 133, 2009 г.

7. Техническая инструкция по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах, Москва, 2001г.

8. "Отчет № 04-337-01 специалистов по отбору пластовой жидкости. Скважина №12 месторождения Северный Нуралы", май 2006 г. компания "Пенкор" Лаборатория "КорЛаб".

9. Отчет о стандартном анализе керна Северный Нуралы, скважина №1. Лаборатория Core Lab. Атырау 2005 г.

10. Отчет о стандартном анализе керна Северный Нуралы, скважина №8. Лаборатория Core Lab. Атырау 2004 г.

11. Отчет о стандартном анализе керна Северный Нуралы, скважина №9. Лаборатория Core Lab. Атырау 2004 г.

12. Отчет о стандартном анализе керна Северный Нуралы, скважина №10. Лаборатория Core Lab. Атырау 2005 г.

13. Экологический кодекс Республики Казахстан от 9.01.2007 г. № 212-III ЗРК.

14. Указ Президента РК, имеющий силу закона "О недрах и недропользовании", №2828 от 27.01.96г. с изменениями и дополнениями от 11.05.1999 г. № 381-1 ЗРК, от 11.08.1999г. № 467-1 ЗРК, от 16.05.2003 г. № 416-II.

15. Закон РК " О чрезвычайных ситуациях природного и техногенного характера" от 05.07 1996 г., Алматы (внесены изменения от 09.12.1998г. №307-1, от 12.03.1999 г. № 347-1, от 19.05.2000 г. №51-II, от 02.07.2003 г.3454-II).

16. Земельный кодекс РК от 20.05.2003 г. № 442-II ЗРК, Астана.

17. Указ Президента РК "О нефти" от 28.06.1995 года за № 2350, (внесены изменения от 13.06.1997г. № 122-1, от 11.08.1999г. № 467-1, от 07.04.2003 г. № 403-II, от 16.05.2003 г. № 416-II).

18. "Водный кодекс РК" от 31.03.1993 г. (внесены изменения от 09.07.2003г. №481-II ЗКР, Астана).

19. Закон РК "О промышленной безопасности на опасных производственных объектах" от 03.04.2002 г. № 314-II ЗРК, Астана.

20. Закон РК " О радиационной безопасности" от 23.04.1998 г. №219-I ЗРК, г. Астана.

21. "Отчет по производственному мониторингу окружающей среды на объектах АО ПККР", весна, зима, лето 2008 года. ТОО "ECOTERA".

22. Проект нормативов предельно-допустимых выбросов (ПДВ) вредных веществ в атмосферу для месторождения Кумколь и Южный Кумколь, Восточный Кумколь, Северный Нуралы АО "Петро Казахстан Кумколь ресорсиз" на 2006 - 2008 годы. ТОО "ECOTERA".

23. Проект нормативов предельно-допустимых сбросов (ПДС) загрязняющих веществ для месторождений Кумколь, Майбулак, Арыскум и Кызылкия, ТОО "ECOTERA".

24. Проект нормативов обращения с отходами по объектам АО "Петро Казахстан Кумколь Ресорсиз" ТОО "Ecology Project".

Размещено на Allbest.ru