Характеристика водопотребления на объектах предприятия

⇐ ПредыдущаяСтр 8 из 9Следующая ⇒

Водоснабжение объектов предприятия АО «Озенмунайгаз» осуществляются морской водой, подземными водами Саусканского и Туйесуского месторождений, Волжской водой, пластовыми и очищенными сточными водами.

Морская вода в г. Жана-Озень подается по водоводу УПТЖ «Озенмунайгаз». Забор морской воды производится со сбросного канала №2 ГП МАЭК, по которому отводятся в море условно-чистые морские воды после использования.

Подача подземных вод Саусканского и Туйесуского месторождений осуществляется по водоводу Саускан и Туйесу.

Волжская вода подается по магистральному водоводу Кигаш-Мангистау по одной нитке до станции Сай-Утес и оттуда до нефтепромыслов Узень и Каламкас по разным ниткам.

Пластовая вода образуется на месторождении при добыче нефти, как попутный продукт в процессе разделения пластовой воды и нефти. Пластовая вода используется в основном в нагнетательных скважинах для поддержания пластового давления.

Очищенные сточные воды после доочищения в КОС-1 (канализационные очистные сооружения г. Жанаозен) используются также для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.

В связи с тем, что все отводимые воды закачиваются непосредственно в пласт, проект нормативов предельно-допустимых сбросов не разрабатывался.

Водопотребление по обьектам АО «Озенмунайгаз» за 2007 год составляет – план- 385 914 м3, факт- 244 202 м2.

Оценка воздействия на недра

Согласно Закону Республики Казахстан от 27.01.96 «О недрах и недропользовании», недра – часть земной коры, расположенная ниже почвенного слоя, а при его отсутствии – ниже земной поверхности и дна морей, озер, рек и других водоемов, простирающаяся до глубин, доступных для проведения операций по недропользованию с учетом научно-технического прогресса.

Недра, по сравнению с другими компонентами окружающей среды, обладает некоторыми характерными особенностями, определяющими специфику оценки возможного ее изменения, это: достаточная инерционность системы, необратимость процессов, вызванных внешним воздействием, низкая способность к самовосстановлению (по сравнению с некоторыми биологическими компонентами). Необходимо отметить такую характерную особенность геологической среды, как полихронность, т.е. разная по времени динамика формирования компонентов. Например, породная компонента, сформировавшаяся в течение сотен тысяч миллионов лет, находится в равновесии с окружающей средой, а газовая компонента более динамична.

Состояние недр и протекающих в них процессов характеризуется по комплексу количественных и качественных показателей (уровень, температура, химический и газовый состав подземных вод, гранулометрический состав, пористость, плотность, водопроницаемость, влажность, коэффициенты фильтрации, уровнепьезопроводность, пластовое и насыщенное давление, давление конденсации, кажущееся электрическое сопротивление, радиоактивность горных пород и грунтов, величина запасов полезных ископаемых, объемы их добычи и др.), устанавливаемых для отдельных компонентов недр.

Основным составляющим компонентом, входящим в состав недр, являются подземные воды. Согласно законодательству Республики Казахстан в области охраны недр, применительно к нефтепроводным предприятиям следует выделить следующий аспект: предотвращение загрязнения подземных вод.

В данном разделе проекта был проведен анализ воздействия деятельности предприятия на подземные воды по мониторинговым данным.

Производственный мониторинг подземных вод проводится на территории месторождений АО «Озенмунайгаз» для изучения влияния основных источников потенциального воздействия на подземные воды первых от поверхности водоносных горизонтов, принимающих на себя основную нагрузку при эксплуатации объектов месторождений. В пределах рассматриваемой территории таковыми являются водоносные горизонты четвертичных, неогеновых, палеогеновых и меловых отложений, гидравлически связанные между собой.

В силу значительной протяженности нефтепромыслов, порядка 50 км, производственные участки расположены в пределах различных геологических и геоморфологических структур и по условиям формирования, движения и разгрузки подземных вод на этой территории выделяются:

· Узеньское плато, включая урочище Тонырекшин;

· Узеньская впадина, включая урочища Куркызылсай и Парсамурын;

· плато и впадина Карамандыбас.

В третьем квартале 2007г. проведена реструктуризация АО «Озенмунайгаз» как по производственным подразделениям (НГДУ), так и по площади их размещения.

Согласно измененной структуре производственные подразделения НГДУ-1 и НГДУ-3 территориально приурочены к Узеньскому плато. Участок НГДУ-2 расположен в пределах Узеньской впадины (месторождение Узень).

Подразделения НГДУ-4 приурочены к Узеньской впадине (месторождение Узень), плато и впадине Карамандыбас (месторождение Карамандыбас).

На территории НГДУ-1, НГДУ-2, НГДУ-3, НГДУ-4 расположены полигоны временного хранения токсичных промышленных отходов и на территории всех нефтегазодобывающих управлений размещены необорудованные шламонакопители (могильники). На территории НГДУ-2 располагается полигон временного хранения радиоактивных отходов, относящийся к УХ и Э. За пределами горного отвода размещен амбар ЦППН подразделения УПНиПО.

В 2007г. мониторинговые наблюдения проводились за состоянием подземных вод в районах специально оборудованных полигонов, шламонакопителей и амбара ЦППН по 65 скважинам существующей мониторинговой сети в весенний и осенний периоды 2007г. Данная мониторинговая сеть охватывают всю территорию месторождений филиала - производственные участки: НГДУ-1, НГДУ-2, НГДУ-3, НГДУ-4, УПН и ПО, УХиЭ, а также территорию за пределами горного отвода месторождений – амбар ЦППН.

На территории НГДУ-1мониторинговые наблюдения проводились по 10 скважинам на участках:

· шламонакопителя № 7 в районе ГУ-88 – по двум скважинам №№, 43, 44;

· шламонакопителя № 8 в районе ГУ-85 – по двум скважинам №№ 105, 2/2000;

· шламонакопителя №9 в районе ГУ 61 – по двум скважинам №№ 27, 29;

· полигона временного хранения токсичных отходов и шламонакопителя №11 в районе ГУ 57 – по скважинам №№ 96, 99, 100, 104.

На территории НГДУ-2 мониторинговые наблюдения проводились по 11 скважинам:

· полигона временного хранения токсичных производственных отходов № 38 - по четырем скважинам №№ 122-125;

· шламонакопителя № 4 (ликвидирован) – по трем скважинам №№ 130-132;

· шламонакопителя № 5 в районе ГУ-41 – по трем скважинам №№133-135;

· шламонакопителя № 6 в районе ГУ-46 – по одной скважине №136.

На территории НГДУ-3 мониторинговые наблюдения были проведены по 14 скважинам на участках:

· полигона временного хранения токсичных производственных отходов, в районе ГУ 16 – по трем скважинам №№11, 23, 139;

· шламонакопитель № 10 в районе ГУ 16 - по скважинам №№ 6, 9, 35, 40;

· шламонакопителя № 12 в районе ГУ 74 – по двум скважинам №№ 49, 1/2000;

· шламонакопителя № 13 в районе ГУ 77 – по двум скважинам №№ 15, 19, 95.

На территории НГДУ-4 мониторинговые наблюдения проводились по 7 скважинам.

На месторождении Озен по 5 скважинам на участках:

· шламонакопителя № 2 в районе ГУ-10 – по трем скважинам №№ 127-129;

· шламонакопителя № 3 в районе ГУ-34 –по двум скважинам №№70-71.

На месторождении Карамандыбас по 2 скважинам:

· шламонакопителя №1 в районе ГУ 121 – №№ 111, 126.

На территории объектов УПНиПО мониторинговые наблюдения были проведены по восьми скважинам на участке размещения амбара ЦППН – №№ 1, 2, 140-145.

На участке размещения полигона временного хранения радиоактивных отходов (ПВХРО) УХиЭ мониторинговые наблюдения проводились по 14 мониторинговым скважинам №№ 1-7, 10-11, 58, 60-63.

На территории НГДУ-4 мониторинговые наблюдения проводились по 7 скважинам.

На месторождении Узень по 5 скважинам на участках:

· шламонакопителя № 2 в районе ГУ-10 – по трем скважинам №№ 127-129;

· шламонакопителя № 3 в районе ГУ-34 –по двум скважинам №№70-71.

На месторождении Карамандыбас по 2 скважинам:

· шламонакопителя №1 в районе ГУ 121 – №№ 111, 126.

Мониторинг подземных вод в 2007г. включал следующие виды работ:

· краткую оценку состояния территории в районе расположения мониторинговых скважин;

· замеры глубин скважин для контроля их рабочего состояния;

· измерение уровня залегания подземных вод и температуры воды;

· прокачку скважин, отбор проб и лабораторные исследования.

Необходимо отметить, что химический состав подземных вод и их минерализация формируются в результате ряда физико-химических и биохимических процессов: растворения, окисления, диффузии, испарения, смешивания, катионного обмена, гидратации и дегидратации и др. К общим химическим характеристикам следует отнести окисляемость и реакцию среды, т.е. кислотно-щелочные свойства воды. Окисляемость обусловлена содержанием в воде органических веществ и отчасти может служить индикатором загрязнённости подземных вод.

В пределах нефтепромыслов основными загрязняющими веществами являются нефтепродукты, которые в результате утечек со скважин, случайных порывов нефтепроводов, потерь закачиваемых пластовых вод, попадают на поверхность почвы, просачиваются в зону аэрации и накапливаются в них. Часть их достигает уровня подземных вод и скапливается в виде слоя различной толщины, другая часть сохраняется в зоне аэрации, откуда постепенно вымывается осадками и смывается стоками снеготалых и ливневых вод.

⇐ Предыдущая 1 2 3 4 5 6 789 Следующая ⇒