Многие нефтяные месторождения России находятся на поздней стадии разработки, когда возрастает доля остаточной нефти и меняется структура запасов, - в залежах остаются огромные объемы трудноизвлекаемой нефти.

Если в 70-е годы нефтеотдача в целом по стране была доведена до 50%, то в последующем она постепенно снизилась до 30-40%, причем по нефтяным оторочкам газовых залежей она достигает всего 10%.

Поэтому современное развитие добывающей промышленности в значительной мере связано с использованием интенсивных технологий эксплуатации нефтяных месторождений.

При вовлечении в активную разработку трудноизвлекаемых запасов нефти на базе физико-химических воздействий повышается роль оперативной информации о количестве и качестве пластовых флюидов.

На основе этой информации решаются задачи оптимизации разработки нефтегазовых залежей, включая интенсификацию добычи , прогноз и увеличение конечной нефтеотдачи, оценку эффективности физико-химических воздействий на пласт и призабойную зону скважины.

Степень извлечения углеводородов из залежи зависит от свойств минерального скелета, флюидов и физико-химических особенностей взаимодействия между ними. Как известно, нефть в пластовых условиях не является однородной жидкостью.

Поэтому различные фракции нефти фильтруются в породе с различной скоростью.

В процессе разработки нефтегазовой залежи происходит изменение пространственного распределения ее физико-химических свойств из-за взаимодействия различных фаз фильтрационного потока со скелетом породы.

Для повышения достоверности прогноза по нефтеизвлечению необходима оперативная информация о структуре и подвижности пластовых флюидов.

Информация об изменении пространственного распределения реологических характеристик нефтей (структурной неоднородности, вязкости, плотности) позволяет контролировать состояние разрабатываемой залежи и принимать оптимальные управленческие решения с целью повышения текущей и накопленной добычи.

Эту информацию дает возможность получить технология оперативного мониторинга разработки нефтяных месторождений, созданная на базе техники и методики ядерного магнитного резонанса (ЯМР).

Особенности технологии для разных типов нефтяных залежей

Наряду с фильтрационно-емкостными свойствами породы на извлекаемость нефти из пласта существенное влияние оказывают реологические характеристики нефти, в особенности ее вязкость.

Предпосылкой эффективности применения метода ЯМР для изучения нефтяных залежей является уникальная чувствительность на молекулярном уровне к подвижности порового флюида, что позволяет различать подвижную и вязкую нефть.

В отличие от традиционных лабораторных методов исследования нефтей метод ЯМР позволяет определять не только общую вязкость, но и вязкость отдельных фаз (составляющих компонентов) нефти.

Спектральное распределение времен релаксации, полученное при ЯМР исследовании образца нефти.

Спектральным составляющим с большими временами релаксации соответствует компонента нефти, обладающая меньшей вязкостью (большей подвижностью или текучестью).

Это позволяет оценивать дополнительный (к текучести) показатель подвижности нефти - мобильность, который оказывает определяющее влияние на извлекаемость нефти из пласта.

Мобильность нефти оценивается через обратную величину вязкости компоненты с большей подвижностью с учетом ее доли в общем составе нефти.

При этом метод ЯМР дает возможность определять реологические свойства нефти и без ее извлечения из породы.

Мониторинг разработки месторождений нефти в соответствии с созданной технологией проводится по данным контроля физико-химических параметров нефти и воды с помощью ядерно-магнитных исследований отбираемых проб жидкости.

При этом извлеченный продукт используется в качестве источника и носителя объектовой информации о составе и свойствах продуктивного пласта и пластовых углеводородов и вод.

Методика структуризации остаточной нефти по типам и характеру подвижности позволяет исследовать распределение как прочно связанной остаточной нефти, так и подвижной ее компоненты.

Получаемая информация о распределении подвижной остаточной нефти позволяет обоснованно подходить к планированию технологии ее извлечения.

В зависимости от типа месторождения нефти созданная ЯМР технология оперативного мониторинга разработки решает задачи, которые имеют определенные особенности.

Значительное парафиносодержание нефтей разрабатываемых залежей заводнением ухудшает их состав и свойства и имеет определяющее значение при формировании и разработке остаточной нефтенасыщенности объекта, когда происходит ее окисление, утяжеление и увеличение вязкости.

Кроме того, на нефтяных месторождениях с повышенным содержанием парафинов при определенных режимах разработки могут создаваться предпосылки к возникновению и развитию асфальтеносмолопарафиновых образований (АСПО).

При этом адсорбция АСПО на поверхности порового пространства снижает величину нефтепроницаемости пласта, что обусловливает уменьшение продуктивности скважин. Для предупреждения развития негативных процессов, оптимизации разработки и увеличения конечного нефтеизвлечения пластов проводится систематическое изучение реологических характеристик объектовых нефтей и определяется содержание в них парафинов посредством ЯМР исследований извлекаемого продукта.

Месторождения высоковязких нефтей (ВВН) рассматриваются в качестве перспективной базы для развития нефтедобывающей отрасли в ближайшие годы.

Россия обладает значительными запасами ВВН, которые составляют около 55% от общих запасов.

Для увеличения нефтеотдачи на месторождениях высоковязких нефтей наиболее часто используют тепловые методы.

При тепловом воздействии за счет вводимого в пласт тепла происходит изменение внутренней энергии пластовой системы.

Это приводит к термическому расширению нефти и снижению ее динамической вязкости, что положительно влияет на снижение остаточной нефтенасыщенности и повышение нефтеотдачи.

При разработке месторождений тяжелой нефти термическими методами обычно 75% затрат приходится на генерацию пара.

Минимизация суммарного отношения использованного пара к объему добытой нефти является одной из первоочередных задач усовершенствования технологии добычи тяжелых углеводородов.

Оценка соотношения содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, получаемая с помощью ЯМР исследований, позволяет оптимизировать систему термических воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.

Примеры применения ЯМР технологии мониторинга разработки нефтяных месторождений в различных регионах России

Обычно вязкость пластовых нефтей оценивают по очень ограниченному числу отбираемых образцов. При этом используют простые схемы распределения значений вязкости по залежи. В реальной практике значения вязкости нефтей

имеют более сложное пространственное распределение.

Проведенные систематические ядерно-магнитные исследования свойств добываемых нефтей Ван-Еганского месторождения (Западная Сибирь) показали, что их плотностная характеристика меняется в широких пределах (0,843-0,933 г/см3), а вязкость - почти в 50 раз.

При исследовании образцов нефти из пластов БВ8-2, ПК12 и А1-2, синхронно отобранных из разных скважин месторождения выявлена внутрипластовая гетерогенность реологических характеристик нефтей.

При площадном мониторинге продукции добывающих скважин выявлена определенная приуроченность легких и подвижных нефтей (с плотностью 0,843 - 0,856 г/куб. см и с вязкостью 4,4 - 8,3 мПа.с) к южной части (кусты №№ 7 и 10) месторождения, тогда как из скважин, расположенных в центральной его части (кусты №№ 37 - 49), извлекаются высоковязкие (до 215 мПа.с) нефти повышенной плотности (до 0,935 г/см. куб).

Временной мониторинг реологических характеристик добываемой продукции в процессе разработки месторождения, показывает, что даже в пределах синхронной однокустовой эксплуатации 2-х и более добывающих скважин отмечается различное качество добываемых углеводородов.

Так, при относительно стабильной вязкости (прирост менее 6,7 %) извлеченной из скважины № 1008 (куст 90) нефти в процессе 6-ти суточной эксплуатации вязкость более плотной нефти из скважины № 1010 того же куста изменилась синхронно почти на 57 %.

Получаемая в результате площадного и временного мониторинга информация об изменении свойств пластовых флюидов позволяет контролировать состояние разрабатываемой залежи и принимать оптимальные управленческие решения с целью повышения текущей и накопленной добычи.

На месторождениях с повышенным содержанием парафинов (Республика Коми) для контроля рисков возникновения АСПО используется температура насыщения нефти парафином. При снижении температуры нефти до величины температуры насыщения нефти парафином и менее начинается процесс формирования микрокристаллов АСПО.

На первой стадии образования АСПО происходит зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов, на второй стадии - осаждение мелких кристаллов на поверхности твердой фазы, на третьей осаждение на парафинированную поверхность более крупных кристаллов.

При этом асфальтены выпадают и образуют плотный и прочный осадок, в то время как смолы только усиливают действие асфальтенов.

Анализ основных причин образования АСПО позволяет разделить их на две группы.

К первой относятся те, которые характеризуют компонентный состав и физико-химические свойства добываемых нефтей и их изменения в процессе разработки месторождения.

Ко второй относятся те причины, которые определяют тепловое состояние пластов в процессе их эксплуатации.

В связи с этим для предупреждения развития негативных процессов в разрабатываемой нефтегазовой залежи важная роль отводится мониторингу ее термодинамического состояния и систематическому исследованию реологических характеристик нефти.

На рисунке представлен пример карты подвижности нефтей по одному из пластов нефтяного месторождения, которая построена по результатам ЯМР исследований отбираемых проб продукта. Распределение зон высоких и низких показателей подвижности - мобильности извлекаемой нефти позволяет оценить более и менее благоприятные участки залежей для фильтрации нефти в поровых каналах.

В соответствии с этими особенностями закономерно распределяются по площади залежи эксплуатационные участки и скважины повышенной и пониженной продуктивности.

Поскольку температура насыщения нефти парафинами зависит от содержания парафина в нефти, была разработана специальная методика проведения ЯМР исследований отбираемых проб продукта, позволяющая определять содержание АСПО.

Пример карты содержания АСПО в нефтях, построенной по данным ЯМР исследований проб продукта, отобранных в процессе эксплуатации одного из пластов нефтяной залежи.

Проведенные ЯМР исследования показали соответствие температур насыщения нефтей парафинами температурам застывания нефтей.

Это позволяет использовать температуры застывания нефтей, определяемые посредством систематических ЯМР исследований отбираемых из объектовых пластов разрабатываемого месторождения проб продукта, с целью оценки возможного возникновения в них АСПО.

Исследования нефтей из скважин различных эксплуатационных объектов, расположенных по определенным профилям, показали, что они различаются по температурам застывания и плавления в широких пределах (12 - 43оС), что свидетельствует об их разном составе и содержании основных компонентов (парафины, асфальтены, смолы) в надмолекулярных образованиях АСПО.

Проявление температурного гистерезиса на профильных термограммах обусловлено, по-видимому, влиянием кристаллической решетки парафиновых структур в этих нефтях, а его величина - их строением и молярным весом.

Сравнение пластовых и нефтяных термограмм позволяет выдавать рекомендации по поддержанию необходимых значений пластового и забойного давлений с целью снижения рисков возникновения АСПО.

Основные риски АСПО связаны с призабойными зонами скважин, где забойное давление оказывается меньше оптимальной величины.

В этих случаях происходит интенсивное выделение газа из нефти, что приводит к ее охлаждению и, следовательно, к выпадению из нефтяного раствора парафина в составе АСПО. Это вызывает последующую кольматацию пор, а также уменьшение проницаемости коллектора вследствие выделения свободного газа, и к усилению неньютоновских свойств нефти.

Основной целью использования ЯМР исследований вязких и высоковязких нефтей пермокарбоновой залежи (ПКЗ) Севера Европейской части было повышение нефтеизвлечения посредством рационального регулирования геолого-технических мероприятий на базе данных систематического изучения добываемой продукции - мониторинга текущей информации о состоянии объектов.

Данные ЯМР исследований позволяют оценить соотношение содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, что необходимо для планирования системы дополнительных воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.

Системный анализ результатов мониторинга состава и свойств извлеченных нефтей эксплуатационных объектов (ЭО) показал, что они характеризуются повышенными реологическими величинами.

Из объектовых скважин, расположенных по профилю Запад - Восток, в основном извлекаются вязкие нефти (около 125 мПа.с), тогда как из скважин, пробуренных по направлению Юг - Север, извлекаются нефти с широким диапазоном вязкостей (50-195 мПа.с), в том числе высоковязкие нефти извлекаются преимущественно в северной части профиля.

Полученные результаты исследований показали, что рациональная разработка северного ЭО залежи по профилю Юг - Север является более сложной задачей, что обусловливает дифференцированный подход к технико-промысловым мероприятиям на различных его участках.

Для повышения объектовой добычи и коэффициента извлечения нефти очевидно более предпочтительной является целенаправленная тепловая обработка забоев добывающих скважин на южном и центральном участках этого профиля.

В результате площадного оконтуривания главных эксплуатационных блоков залежи по реологическим показателям в центральной части северного ЭО в выделен перспективный участок добычи относительно подвижной нефти, которая может быть извлечена при оптимальном управлении его разработкой путем паротеплового воздействия.

На основе данных систематических ЯМР исследований отбираемого продукта из эксплуатационных скважин получают информацию не только для оптимизации разработки залежи, включая выбор способа воздействия, но и для контроля эффективности этого воздействия.

Рассмотрим изменения во времени спектральных характеристик времен релаксации нефтей, отобранных в одной из эксплуатационных скважин, после паротеплового воздействия (ПТВ).

Полученные спектры показывают существенное увеличение доли компонент нефти большей подвижности после воздействия и постепенное уменьшение их со временем.

Опыт применения технологии оперативного мониторинга разработки месторождений нефти на основе ЯМР исследований показывает:

1. Данные ЯМР исследований отбираемых проб продукта позволяют классифицировать залежи по типу добываемых нефтей, что дает возможность выбирать наиболее оптимальные способы разработки.

2. В результате проведения петрофизических ЯМР исследований получают информацию, необходимую для моделирования разрабатываемых пластов, включая оценку остаточной нефти по типу и характеру подвижности.

3. В отличие от традиционных лабораторных методов по данным ЯМР исследований определяют не только общую вязкость, но и вязкость отдельных фаз (составляющих компонентов) нефти, что позволяет оценивать дополнительный (к текучести) показатель подвижности нефти - мобильность, который оказывает определяющее влияние на извлекаемость нефти из пласта.

4. Результаты моделирования и систематических ЯМР исследований отбираемого продукта позволяют провести классификацию нефтяных пластов по их потенциальной продуктивности.

5. На месторождениях с повышенным содержанием парафинов данные систематического изучения реологических характеристик объектовых нефтей и определения концентрации парафинов, полученные посредством ЯМР исследований извлекаемого продукта, дают возможность предупреждать возникновение и развитие асфальтеносмолопарафиновых образований (АСПО).

6. При проведении ЯМР исследований на месторождениях высоковязких нефтей получают информацию о соотношении содержания подвижных и высоковязких компонентов в пластовой нефти, которая необходима для планирования системы дополнительных воздействий на коллектор с целью максимально возможного извлечения продукта.

7. Получаемая информация о реологических характеристиках пластовых углеводородов, о характере и интенсивности взаимного влияния нефтей и вмещающих их пород-коллекторов позволяет выбирать наиболее эффективные технологии воздействия и оптимальные режимы разработки.

8. Мониторинг эксплуатации нефтяной залежи на основе перманентных ЯМР исследований отбираемого продукта позволяет оценивать эффективность применяемой технологии воздействия с целью повышения нефтеотдачи.

Созданная технология оперативного мониторинга разработки месторождений нефти базируется на программно-управляемом аппаратурно-методическом комплексе (АМК) петрофизических ЯМР исследований каменного и флюидного материала.

В составе АМК используется ЯМР релаксометр, который входит в Госреестр средств измерений.

Литература

1. Белорай Я.Л., Кононенко И.Я., Чертенков М.В., Чередниченко А.А. Трудноизвлекаемые ресурсы и разработка залежей вязких нефтей. «Нефтяное хозяйство», № 7, 2005 г.

2. Оперативный мониторинг качества вязких и высоковязких нефтей и битумов на поздней стадии разработки месторождений. А.М. Блюменцев, Я.Л. Белорай, И.Я. Кононенко. В материалах Международной научно-практической конференции: «Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и битумов» - Казань: Изд-во «Фэн», 2007.

3. Михайлов Н.Н., Кольчицкая Т.Н. Физико-геологические проблемы остаточной нефтенасыщенности. М., Наука. 1993.

4. Муслимов Р.Х., Мусин М.М., Мусин К.М. Опыт применения тепловых методов разработки на нефтяных месторождениях Татарстана. - Казань: Новое Знание, 2000. - 226 с.

5. Патент на изобретение № 2386122 Способ и устройство для мониторинга разработки нефтяных залежей. 25.01.2008 г. Авторы: Белорай Я.Л., Кононенко И.Я., Сабанчин В.Д., Чертенков М.В.

6. Блюменцев А.М., Белорай Я.Л., Кононенко И.Я. Применение геоинформационных технологий при разведке и разработке трудноизвлекаемых запасов нефти. Доклад на конференции «Геология, разработка и эксплуатация нефтяных месторождений с трудноизвлекаемыми запасами» (НТО нефтяников и газовиков им. акад. И.М. Губкина с 18 по 21 февр. 2008 г.)

1

В последнее десятилетие все большее признание получила идея о существовании взаимного влияния здоровой окружающей среды и устойчивого экономического развития. В это же время в мире происходили крупные политические, социальные и экономические изменения, по мере того, как многие страны начинали осуществление программ радикальной структурной перестройки своей экономики. Таким образом, изучение влияния на окружающую среду общеэкономических мероприятий стало актуальной проблемой, имеющей серьезное значение и требующей скорейшего решения. Экономическое развитие России в значительной степени зависит от топливно-энергетического сектора на основе углеводородного сырья. Принятая правительством России в 2009 году «Энергетическая стратегия России до 2030 года» предусматривает сохранение в среднесрочной перспективе уровня добычи и транспортировки на экспорт сырой нефти в существующих сегодня объемах и определенный рост добычи природного газа. В процессе освоения нефтяных и газовых месторождений наиболее активное воздействие на природную среду осуществляется в пределах территорий самих месторождений, трасс линейных сооружений (в первую очередь магистральных трубопроводов), в ближайших населенных пунктах (городах, поселках). Такие нарушения, даже будучи временными, приводят к сдвигам в тепловом и влажном режимах грунтовой толщи и к существенному изменению ее общего состояния, что обуславливает активное, часто необратимое развитие экзогенных геологических процессов. Добыча нефти и газа приводит также к изменению глубоко залегающих горизонтов геологической среды. Нарушения окружающей среды, обусловленные изменением инженерно-геологической обстановки при добыче нефти и газа, возникают, по существу, везде и всегда. Избежать их полностью при современных методах освоения невозможно. Поэтому главная задача состоит в том, чтобы свести к минимуму нежелательные последствия, рационально используя природные условия.

экологические риски

арктический шельф

вечная мерзлота

попутный нефтяной газ

геологическая среда

месторождение

углеводородное сырье

полезные ископаемые

топливно-энергетический сектор

1. Богоявленский В.И., Лаверов Н.П. Стратегия освоения морских месторождений нефти и газа Арктики // Морскойсборник. М.: ВМФ, 2012. № 6. С. 50–58.

2. Богоявленский В.И. Нефтегазодобыча в Мировом океане и потенциал российского шельфа. ТЭК стратегии развития. М., 2012. № 6. С. 44–52.

3. Богоявленский В.И. Углеводородные богатства Арктики и Российский геофизический флот: состояние и перспективы // Морской сборник. М.: ВМФ, 2010. № 9. С. 53–62.

4. Воробьев Ю.Л., Акимов В.А., Соколов Ю.И. Предупреждение и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов. М.: Ин-октаво, 2005. 368 с.

5. Лаверов Н.П., Дмитриевский А.Н., Богоявленский В.И. Фундаментальные аспекты освоения нефтегазовых ресурсов Арктического шельфа России // Арктика: экология и экономика. 2011. № 1. С. 26–37.

6. Макогон Ю.Ф. Природные газовые гидраты: распространение, модели образования, ресурсы // Российский химический журнал. 2003. Т. 47. № 3. С. 70–79.

7. Теория и методология управления конкурентноспособностью бизнес-систем: Монография – («Научная мысль-Менеджмент») / Баронин С.А., Семеркова Л.Н. и др. М.: Инфра-М, 2014. 329 с.

Введение

На территории страны сосредоточено около 6 % всех мировых разведанных запасов нефти и 24 % - природного газа.

К настоящему времени экстенсивная эксплуатация нефтегазовых месторождений нанесла огромный ущерб окружающей среде России (в том числе загрязнение в связи с нефтеразливами и сжиганием попутных нефтяных газов), в местах традиционной добычи (в первую очередь в Западной Сибири) и несет новые риски и угрозу в связи с развитием проектов на морском шельфе.

Предмет исследования - влияние нефтяных и газовых загрязнений на окружающую среду.

Цель исследования - изучение взаимодействия и влияния нефтяных и газовых месторождений на окружающую среду.

Материал и методы исследования

Несмотря на то, что в последние годы число крупных аварий в России уменьшилось, общее количество аварийных ситуаций и прорывов в первую очередь на промысловых трубопроводах исчисляется тысячами, нефтегазовая отрасль страны является мировым лидером по объемам сжигания попутного нефтяного газа (ПНГ), а новые проекты сегодня развиваются в особо сложных природно-климатических условиях (вечная мерзлота, арктический шельф), что существенно повышает экологические риски.

Особо следует остановиться на возможных необратимых деформациях земной поверхности в результате извлечения из недр нефти, газа и подземных вод, поддерживающих пластовое давление. В мировой практике достаточно примеров, показывающих, сколь значительным может быть опускание земной поверхности в ходе длительной эксплуатации месторождений. Перемещения земной поверхности, вызываемые откачками из недр воды, нефти и газа, могут быть значительно большими, чем при тектонических движениях земной коры.

Неравномерно протекающее оседание земной поверхности часто приводит к разрушению водопроводов, кабелей, железных и шоссейных дорог, линий электропередач, мостов и других сооружений. Оседания могут вызывать оползневые явления и затопление пониженных участков территорий. В отдельных случаях, при наличии в недрах пустот, могут происходить внезапные глубокие оседания, которые по характеру протекания и вызываемому эффекту мало отличимы от землетрясений.

Начало работ по разведке и добыче в Арктике повышает вероятность разлива нефти с морских нефтедобывающих платформ, из трубопроводов, резервуаров для хранения нефтепродуктов, а также в результате операций по отгрузке нефти. В то же время в Арктике в результате изменения морских ледовых условий открываются новые навигационные маршруты. Для существующих сегодня судоходных маршрутов это означает более плотное движение судов в течение более продолжительного навигационного периода. Новые морские пути будут создавать судоходные риски и связанные с ними риски нефтяных разливов.

Большая часть технологий, предлагаемых для ликвидации нефтяных разливов в Арктике, - адаптированные варианты тех, что обычно используются в регионах умеренного климата на открытой воде и суше, и они должны быть проверены на практике, прежде чем будет принято решение об их применении.

Природно-климатические условия Арктики являются очевидным фактором снижения эффективности большинства технологий по ликвидации нефтяных разливов. Типичные арктические условия, влияющие на операции по борьбе с разливами, включают в себя наличие различных видов морского льда, экстремально низкие температуры, ограниченную видимость, сильное волнение на море и ветер. Эти условия существенно снижают эффективность технологий и систем ликвидации разливов.

Любая разработка природных ресурсов в Арктике в течение ближайших десятилетий будет вестись в ситуации значительных рисков. Несмотря на то, что сокращение площади морского льда сделает этот район более доступным в долгосрочной перспективе, непредсказуемые краткосрочные изменения будут представлять серьезные проблемы для разработки планов мероприятий на случай чрезвычайных обстоятельств.

Не только арктические моря пользуются особым вниманием нефтедобывающих компаний. Охотское море является одним из наиболее богатых водными биоресурсами и обеспечивает 60 % объема рыбного промысла России. Однако области высокой биологической продуктивности и традиционного рыболовства нередко совпадают с зонами высокой нефтегазоносности морского шельфа.

Активное освоение углеводородных запасов ведется сейчас на шельфе Сахалина. Роснефть планирует начать освоение нефтегазовых месторождений на магаданском шельфе, а «Газпром» - на Западно-Камчатском шельфе. Предполагаемые ресурсы составляют всего несколько процентов от общероссийских запасов нефти, а их освоение поставит под угрозу будущее целой трети рыбного богатства страны, то есть продовольственную безопасность страны. Существует угроза, что рыбопродукция с Камчатки перестанет считаться экологически чистой, ускорится ее вытеснение с рынков, снизится инвестиционная привлекательность рыбной отрасли и туризма.

Таким образом, дальнейшую реализацию новых проектов следует отложить до того времени, когда новые технологии позволят осваивать месторождения без нанесения ущерба уникальным природным богатствам и создавать в наиболее ценных для сохранения морских биоресуров акваториях, например, на Западно-Камчатском шельфе, зоны, закрытые для нефтедобычи и транпортировки.

Предприятия по добыче и переработке газа загрязняют атмосферу углеводородами, главным образом в период разведки месторождений (при бурении скважин). Иногда эти предприятия, несмотря на то, что газ экологически чистое топливо, загрязняют открытые водоемы, а также почву.

Природный газ отдельных месторождений может содержать весьма токсичные вещества, что требует соответствующего учета при разведочных работах, эксплуатации скважин и линейных сооружений. Так, в частности, содержание сернистых соединений в газе нижней Волги настолько велико, что стоимость серы как товарного продукта, получаемого из газа, окупает затраты на его очистку. Это является примером очевидной экономической эффективности реализации природоохранной технологии.

На участках с нарушенным растительным покровом, в частности, по трассам дорог, магистральных газопроводов и в населенных пунктах, увеличивается глубина протаивания грунта, образуются сосредоточенные временные потоки и развиваются эрозионные процессы. Они протекают очень активно, особенно в районах песчаных и супесчаных грунтов. Скорость роста оврагов в тундре и лесотундре в этих грунтах достигает 15-20 м в год. В результате их формирования страдают инженерные сооружения (нарушение устойчивости зданий, разрывы трубопроводов), необратимо меняется рельеф и весь ландшафтный облик территории.

Состояние грунтов не менее существенно изменяется и при усилении их промерзания. Развитие этого процесса сопровождается формированием пучинных форм рельефа. Скорость пучения при новообразовании многолетнемерзлых пород достигает 10-15 см в год. При этом возникают опасные деформации наземных сооружений, разрыв труб газопроводов, что нередко приводит к гибели растительного покрова на значительных площадях.

Загрязнение приземного слоя атмосферы при добыче нефти и газа происходит также во время аварий, в основном природным газом, продуктами испарения нефти, аммиаком, ацетоном, этиленом, а также продуктами сгорания. В отличие от средней полосы, загрязнение воздуха в районах Крайнего Севера при прочих равных условиях оказывает более сильное воздействие на природу вследствие ее пониженных регенерационных способностей.

В процессе освоения нефтегазоносных северных районов наносится ущерб и животному миру (в частности, диким и домашним оленям). В результате развития эрозионных и криогенных процессов, механического повреждения растительного покрова, а также загрязнения атмосферы, почв и т. п. Происходит сокращение пастбищных площадей.

Среди наиболее актуальных и острых проблем в России, наряду с нефтеразливами из трубопроводных систем - сжигание ПНГ на факелах.

Весь мир впечатляют объемы сжигания ПНГ в нашей стране и их негативное воздействие на окружающую среду и энергорасточительность. По разным оценкам, ежегодно сжигается 20-35 млрд кубических метров газа, что сопоставимо с энергопотреблением всей Москвы. Наибольшие объемы сжигаются в «нефтегазовой житнице» - Ханты-Мансийском автономном округе, с ним уже практически сравнялась Восточная Сибирь, ухудшаются показатели в Ямало-Ненецком автономном округе, Республике Коми и Ненецком автономном округе.

С 2009 года Всемирный фонд дикой природы (WWF) России ведет общественную кампанию по прекращению сжигания ПНГ. Данные нефтяных компаний по объемам добычи и использования ПНГ за предыдущие годы ясно показывают лидеров и аутсайдеров по использованию ПНГ.

Таблица 1

Динамика роста объемов производства ПНГ в 2006-2011 гг. в нефтегазовых компаниях, ведущих свою деятельность на территории России, млрд м 3 (на основе данных, предоставленных компаниями, а также взятых из публичной отчетности)

Компания

Объем производств ПНГ, млрд, м 3

Уровень рационального использования ПНГ, %

Роснефть

Сургутнефтегаз

Газпром нефть

Славнефть

Татнефть

Башнефть

Русснефть

* Данные представлены компаниями в соответствии с запросом.

** Информация отсутствует.

Оценивая динамику добычи ПНГ крупнейшими нефтегазовыми компаниями России, следует отметить ее устойчивый рост на протяжении последних лет. Показатель рационального использования ПНГ пока не улучшается и сохраняет свои значения в пределах 75 %.

Такая динамика вызвана следующими основными факторами:

1. Сохраняется рост добычи нефти за счет освоения месторождений Восточной Сибири, не располагающих необходимой инфраструктурой для рационального использования и транспортировки ПНГ;

2. Отмечается рост газового фактора на нефтяных месторождениях России, в том числе в Западной Сибири - крупнейшем нефтедобывающем регионе, обеспечивающем около 60 % всего производства нефти в стране (за шесть лет газовый фактор увеличился по России на 9 %, в Западной Сибири - на 11,2 %);

3. Началась активная фаза добычи нефти на крупнейшем осваиваемом месторождении Восточной Сибири - Ванкорском месторождении.

В настоящий момент решение проблемы сжигания попутного нефтяного газа ограничивается рядом факторов, среди которых:

• несовершенство нормативно-правовой базы;
• отсутствие прозрачности и достоверности данных;
• низкий уровень оснащенности факельных установок средствами измерения.

В 2012 году постановлением Правительства РФ «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа» установлен целевой показатель сжигания не более 5 %, но лишь немногие компании и регионы улучшили свой показатель по использованию ПНГ.

Отсутствие последовательности и единства в действиях государственных органов по решению проблемы оказывает негативное воздействие и на возможность сконцентрировать финансовые ресурсы государственной поддержки на решении этой важной проблемы нефтяной отрасли в области энергоэффективности и загрязнения атмосферного воздуха.

Еще одной важной проблемой в стране является отсутствие объективной информации о масштабах сжигания, в том числе низкий уровень оснащенности месторождений измерительной аппаратурой. WWF России совместно с центром «СканЭкс» выполнили пилотный проект для двух регионов - Ненецкого автономного округа и Красноярского края - по отработке методики использования методов дистанционного зондирования Земли (ДЗЗ) для дешифрирования факелов. Эта работа должна быть продолжена при поддержке федеральных и региональных природоохранных органов, чтобы в ближайшем будущем стать дополнительным инструментом мониторинга сжигания ПНГ.

Для повсеместного и достоверного учета ПНГ целесообразно использовать экономические стимулы для организации учета и контроля. При этом контроль над достоверностью учета, правильностью сведения баланса, за начислением и уплатой налогов должны осуществлять налоговые органы, а не Ростехнадзор, как это происходит сейчас.

В области международного сотрудничества наблюдается скачок поданных заявок на конкурс по отбору проектов совместного осуществления, но отказ России участвовать во втором периоде Киотского протокола приведет к прекращению данного источника финансирования в существующем формате.

Более эффективное использование месторождений суши возможно за счет масштабного развития газохимии (прекращения сжигания ПНГ и т. п.). Для этого необходим комплексный подход, позволяющий сформировать условия для реализации таких инвестиционных проектов, как оснащение нефтепромыслов необходимой измерительной аппаратурой, строительство производственных мощностей для переработки, хранения и транспортировки ПНГ.

Заключение

Проблемы нефтегазовой отрасли может решить изменение политики в области государственной поддержки. Вместо того чтобы обеспечивать налоговыми льготами и другими привилегиями новые крайне рискованные шельфовые проекты в Арктике (проект «Газпрома» «Приразломное» в Печорском море или проект компаний «Роснефть» и Exxon в Карском море), вероятно, целесообразно обеспечить государственную поддержку повышению эффективности уже существующих месторождений.

Экологические и экономические риски и издержки от освоения арктического шельфа сегодня настолько высоки, что необходимо добиваться смены вектора приоритетного развития нефтегазовой отрасли в России на ближайшие 10-15 лет.

В дополнение к природным и природно-техногенным проблемам освоения ресурсов УВ российского шельфа Арктики существуют серьезные опасности антропогенного характера. Например, многочисленные захоронения радиоактивных отходов в западной части Карского моря и другие.

В заключение отметим, что исследования в указанных выше направлениях крайне важны не только для развития фундаментальных знаний о процессах современного накопления осадков, термокарстовых и других процессов их переформирования, но и для организации экологически безопасного функционирования морских нефтегазовых промыслов и их инфраструктуры на море и прилегающей суше. Кроме того, эпизодическая или перманентная дегазация донных отложений представляет большую опасность для мореплавания, так как при этом нарушается плотность воды, что может привести к гибели судов. Поэтому необходимо усилить геолого-геофизические исследования на акваториях Арктики с картированием объектов различной природы, представляющих опасность для размещения нефтегазовых промыслов и их инфраструктуры (залежи свободных газов и газогидратов в донных отложениях, распространение палео- и современной мерзлоты, пинго и др.).

Рецензенты:

Баронин С.А., д.э.н., профессор, преподаватель кафедры «Экспертиза и управление недвижимостью» ПГУАС, г. Пенза.

Ломов С.П., д.г.н., профессор, преподаватель кафедры «Кадастр недвижимости и право» ПГУАС, г. Пенза.

Библиографическая ссылка

Поршакова А.Н., Старостин С.В., Котельников Г.А. ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ РАЙОНОВ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ: ПРОБЛЕМЫ И ПЕРСПЕКТИВЫ // Современные проблемы науки и образования. – 2014. – № 3.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=13090 (дата обращения: 01.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»

МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
	«УТВЕРЖДАЮ» Первый заместитель Министра природных ресурсов Российской Федерации ____________________ « 04 »_______________2000 г.
ТРЕБОВАНИЯ
К МОНИТОРИНГУ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ
Москва, 2000 г.

Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых , М., МПР России, 2000, 30 стр.

В документе изложены принципы организации и ведения мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых, определены его цели и задачи, сформулированы требования к составу информации.

Требования предназначены для органов управления государственным фондом недр и должны использоваться при выдаче лицензий на пользование участками недр для добычи твердых полезных ископаемых и обеспечении ведения объектного уровня мониторинга на указанных месторождениях.

Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых разработаны Гидрогеоэкологической научно-производственной и проектной фирмой «ГИДЭК».

Составители: , Кашковский В. П., Язвин Л. С.

Редактор:

«Требования к мониторингу месторождений твердых полезных ископаемых» согласованы Госгортехнадзором России.

© Министерство природных ресурсов
Российской Федерации, 2000

2. Основные понятия

В настоящих Требованиях используются следующие основные понятия:

Геологическая среда – часть недр, в пределах которой протекают процессы, оказывающие влияние на жизнедеятельность человека и другие биологические сообщества. Геологическая среда включает горные породы ниже почвенного слоя, циркулирующие в них подземные воды и связанные с горными породами и подземными водами физические поля и геологические процессы;

Мониторинг состояния недр (геологической среды) – система регулярных наблюдений, сбора, накопления, обработки и анализа информации, оценки состояния геологической среды и прогноза ее изменений под влиянием естественных природных факторов, пользования недрами и иной антропогенной деятельности;

Месторождение твердых полезных ископаемых – природное скопление твердого минерального вещества, которое в количественном и качественном отношениях может быть предметом промышленной разработки при данном состоянии техники и технологии его добычи и переработки и в данных экономических условиях;

Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых –мониторинг состояния недр (геологической среды) и связанных с ним других компонентов окружающей природной среды в границах техногенного воздействия в процессе геологического изучения и разработки этих месторождений, а также ликвидации и консервации горнодобывающих предприятий;

Лицензия на пользование недрами – государственное разрешение, удостоверяющее право пользования участком недр в определенных границах в соответствии с указанной целью в течение установленного срока при соблюдении заранее оговоренных условий;

Компоненты окружающей природной среды – составные части экосистем. К ним относятся: воздух, поверхностные и подземные воды, недра, почвы, растительный и животный мир.

3. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

2.1. Настоящие требования разработаны с учетом требований Закона Российской Федерации «О недрах» (в ред. Федеральных законов от 01.01.2001 », от 01.01.2001 , от 01.01.2001), Закона Российской Федерации «Об охране окружающий природной среды» от 19.12.№ 000-1, Постановления Совета Министров Правительства Российской Федерации от 24.11.93 г. № 000 «О создании единой государственной системы экологического мониторинга», Концепции и Положения о Государственном мониторинге геологической среды России, утвержденных приказом Роскомнедра № 000 от 11.07.94 г. и других правовых и нормативных документов.

2.2. Мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых (ММТПИ) является подсистемой мониторинга состояния недр (геологической среды) и представляет собой объектный уровень мониторинга.

2.3. Разработка месторождений твердых полезных может осуществляться только на основании лицензии на пользование недрами. В условиях лицензии, по согласованию с органами Госгортехнадзора России, должны быть установлены основные требования к мониторингу месторождения, выполнение которых является обязательным для владельцев лицензии.

Проведение ММТПИ, как объектного уровня мониторинга геологической среды, в соответствии с условиями лицензии на пользование недрами является обязанностью субъектов предпринимательской деятельности – владельцев лицензии на пользование недрами для геологического изучения недр и добычи полезных ископаемых.

2.4. Целью ведения ММТПИ является информационное обеспечение органов управления государственным фондом недр и недропользователей при геологическом изучении и разработке месторождений полезных ископаемых.

2.5. Для реализации указанной цели в системе ММТПИ осуществляется решение следующих основных задач:

– оценка текущего состояния геологической среды на месторождении, включая зону существенного влияния его эксплуатации, а также связанных с ним других компонентов окружающей природной среды, и соответствия этого состояния требованиям нормативов, стандартов и условий лицензий на пользование недрами для геологического изучения недр и добычи полезного ископаемого;

– составление текущих, оперативных и долгосрочных прогнозов изменения состояния геологической среды на месторождении и в зоне существенного влияния его отработки;

– экономическая оценка ущерба, с определением затрат на предупреждение отрицательного воздействия разработки месторождения на окружающую природную среду (осуществление природоохранных мероприятий и компенсационных выплат);

– разработка мероприятий по рационализации способов добычи полезного ископаемого, предотвращению аварийных ситуаций и ослаблению негативных последствий эксплуатационных работ на массивы горных пород, подземные воды, связанные с ними физические поля, геологические процессы и другие компоненты окружающей природной среды;

– предоставление органам Госгортехнадзора России и другим государственным органам власти информации о состоянии геологической среды на месторождении полезного ископаемого и в зоне существенного влияния его отработки, а также взаимосвязанных с ней компонентов окружающей природной среды;

– предоставление территориальным органам управления государственным фондом недр данных ММТПИ для включения в систему государственного мониторинга состояния недр;

– контроль и оценка эффективности мероприятий по рациональному способу добычи полезного ископаемого, обеспечивающему, при прочих равных условиях, полноту его выемки и сокращение нерациональных потерь.

Конкретные задачи мониторинга могут уточняться условиями лицензий на пользование недрами и геологическими заданиями на выполнение работ .

2.6. Разрабатываемое месторождение полезного ископаемого и другие связанные с его разработкой объекты хозяйственной деятельности представляют собой сложную природно-техногенную систему, содержащую, как правило, ряд источников антропогенного воздействия на окружающую (в т. ч. – геологическую) среду. Это воздействие является объектом нескольких видов мониторинга. Поэтому ММТПИ, помимо мониторинга геологической среды, может включать в себя мониторинг поверхностных водных объектов, атмосферы, почв, растительности.

2.7. При постановке и ведении ММТПИ, как подсистемы мониторинга состояния недр, нужно различать виды и источники антропогенного воздействия, связанные непосредственно со вскрытием и разработкой месторождения (добычей полезного ископаемого), и источники антропогенного воздействия, связанные с сопутствующей добыче инфраструктурой горнодобывающего предприятия, в т. ч. с хранением, транспортировкой и переработкой добытого полезного ископаемого и рудовмещающих горных пород, а также сбросом и утилизацией подземных вод, извлекаемых при осушении месторождения.

2.7.1. К источникам антропогенного воздействия, связанным с добычей полезного ископаемого, т. е. непосредственно с недропользованием, относятся:

а) открытые (карьеры, разрезы, разрезные траншеи) и подземные горные выработки (шахты, штольни и др.), выработанные полости, а также технологические скважины при разработке месторождений твердых полезных ископаемых методом подземного выщелачивания;

б) сооружения шахтного или карьерного водоотлива (системы водопонизительных и дренажных скважин, подземных горных выработок);

в) сооружения по закачке в недра извлеченных при добыче полезных ископаемых подземных вод; системы захоронения шахтных вод;

г) фильтрационные завесы, связанные с закачкой в недра специальных растворов;

д) газо-аэрозольные и пылевые выбросы;

е) сооружения по инженерной защите горных выработок от негативного воздействия опасных геологических процессов;

ж) автономные водозаборы подземных вод, расположенные на площади месторождения и используемые для добычи подземных вод с целью хозяйственно-питьевого или технического водоснабжения .

Указанные виды источников антропогенного воздействия оказывают влияние в первую очередь на состояние недр (геологическую среду), но могут приводить также к изменению других компонентов окружающей природной среды (поверхностных вод, атмосферы, состояния растительности, состояния поверхности земли).

2.7.2. К источникам антропогенного воздействия на окружающую (в том числе – геологическую) среду, не связанным непосредственно с процессом добычи твердых полезных ископаемых, относятся:

а) отвалы горных пород, гидроотвалы, склады полезных ископаемых, шламо - и хвостохранилища горнообогатительных комбинатов и фабрик, пруды-отстойники, накопители сточных вод;

б) каналы и трубопроводы отвода рек и ручьев, технических вод и стоков;

в) сбросы дренажных и сточных вод в поверхностные водотоки и водоемы ;

г) технологические и бытовые коммуникации;

д) участки рекультивации земель:

е) опасные инженерно-геологические процессы, сформировавшиеся под воздействием антропогенной деятельности;

ж) сооружения по инженерной защите объектов инфраструктуры от негативного воздействия опасных геологических процессов.

Эти источники антропогенного воздействия оказывают влияние как на геологическую среду, благодаря, главным образом, утечкам из водонесущих коммуникаций, а также из гидроотвалов, шламо - и хвостохранилищ, с площадок промышленных предприятий, так и на другие компоненты окружающий природной среды.

2.8. С учетом вышеизложенного, ММТПИ включает в себя:

– регулярные наблюдения за элементами геологической среды, горными выработками и другими сооружениями, а также за отдельными компонентами окружающей природной среды в границах зоны воздействия на экосистемы как собственно отработки запасов полезного ископаемого, так и другой хозяйственной деятельности горнодобывающего предприятия (п. п.2.7.1. и 2.7.2.); регистрацию наблюдаемых показателей и обработку полученной информации;

– создание и ведение информационных фактографических и картографических баз данных , включающих в себя весь набор ретроспективной и текущей геологической и технологической информации (а при необходимости и постоянно действующую модель месторождения), позволяющей осуществлять:

– оценку пространственно-временных изменений состояния геологической среды и связанных с ней компонентов окружающей природной среды на основе полученных в процессе мониторинга данных;

– учет движения запасов полезных ископаемых и потерь при их добыче и переработке;

– учет извлеченных (перемещенных) горных пород;

– прогнозирование изменения состояния объектов горных работ и связанных с ними компонентов окружающей среды под влиянием добычи полезного ископаемого, дренажных мероприятий и других антропогенных факторов (п. п.2.7.1. и 2.7.2.);

– предупреждения о вероятных негативных изменениях состояния геологической среды и необходимой корректировке технологии добычи запасов полезных ископаемых;

Таким образом, ММТПИ проводится на площади как собственно месторождения полезного ископаемого и техногенных объектов горного производства, так и в зоне существенного влияния недропользования на состояние недр и другие компоненты окружающей природной среды, изменения которых связаны с изменением геологической среды под влиянием вскрытия и разработки месторождения полезного ископаемого и иной хозяйственной деятельности горнодобывающего предприятия.

2.9. На основе получаемой в процессе ММТПИ информации принимаются решения по обеспечению процессов управления добычей минерального сырья, оценке натуральных показателей для назначения величины компенсационных выплат, обеспечению условий полноты выемки запасов полезного ископаемого, предотвращению аварийных ситуаций, снижению негативных последствий эксплуатационных работ на окружающую природную среду, а также контроль за соблюдением требований, установленных при предоставлении недр в пользование (требований условий лицензий на пользование недрами).

4. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ОСНОВНЫХ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ СОСТОЯНИЕ НЕДР И СВЯЗАННЫХ С НИМИ ДРУГИХ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ ПРИ ВСКРЫТИИ И РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ, СТРУКТУРУ И СОДЕРЖАНИЕ МОНИТОРИНГА

3.1. В соответствии с положениями раздела 2, ММТПИ должен охватывать как непосредственно площадь ведения горных работ, так и зону существенного влияния разработки месторождения и сопутствующих ей процессов на состояние недр и других компонентов окружающей природной среды.

Поэтому в общем случае на площади проведения ММТПИ может быть выделено 3 зоны:

Зона I – зона непосредственного ведения горных работ и размещения других технологических объектов, влияющих на изменение состояния недр в пределах границ горного отвода;

Зона II – зона существенного влияния разработки месторождения на различные компоненты геологической среды;

Зона III – периферийная зона, примыкающая к зоне существенного влияния разработки месторождения (зона фонового мониторинга).

3.1.1. Границы площади ведения горных работ (зона I) определяются природными геологическими и технико-экономическими факторами. Во всех случаях верхней границей месторождения принимается поверхность земли, а нижней – подошва балансовых запасов полезного ископаемого. Обычно границы зоны I – это границы зоны горного отвода.

3.1.2. Размеры зоны существенного влияния разработки месторождения твердых полезных ископаемых (зона II) устанавливаются по распространению участков (площадей) активизации опасных геологических процессов под влиянием добычи полезного ископаемого и существенного нарушения гидродинамического режима и структуры потоков подземных вод в пределах депрессионной воронки.

По имеющимся представлениям за зону существенного техногенного влияния инженерно-геологического характера следует принимать площадь на порядок больше площади, на которой осуществляется производственная деятельность при разработке месторождения. Наибольшие размеры территорий, подверженных влиянию разработки месторождения, связаны с развитием депрессионных воронок подземных вод при проведении водопонизительных и дренажных мероприятий. Они определяются гидрогеологическими условиями и особенностями системы отбора подземных вод, а также наличием или отсутствием системы обратной закачки дренажных вод. Депрессионная воронка расширяется во времени и может достичь весьма существенных размеров, особенно в напорных пластах, имеющих широкое площадное распространение. В то же время радиусы зоны существенного влияния, где понижение уровня составляет около 10-20% от понижения в центре депрессии, обычно не превышают 10-20 км в напорных пластах и первых километров в безнапорных. Этими цифрами следует руководствоваться при определении размеров зоны существенного влияния разработки.

При разработке небольших месторождений с неглубоко залегающими полезными ископаемыми, в замкнутых гидрогеологических структурах, а также при отработке месторождений выше уровня подземных вод зона существенного воздействия может быть ограничена горным и земельным отводом.

3.1.3. Границы III зоны и ее площадь принимаются таким образом, чтобы в процессе мониторинга можно было проследить фоновые изменения состояния геологической среды, сравнить их с ее изменениями в зоне II и выделить те из них, которые связаны с разработкой месторождения и те, которые определяются другими факторами. Поэтому площадь зоны III должна охватывать участки с геолого-гидрогеологическими условиями и ландшафтами, развитыми в зоне П.

3.1.4. В тех случаях, когда при разработке месторождения твердых полезных ископаемых, сопровождаемой водоотливом, происходит гидродинамическое взаимовлияние рассматриваемого месторождения на другие месторождениями твердых полезных ископаемых и эксплуатируемые месторождения подземных вод, формируется общая зона влияния группы месторождений и водозаборов. В этих случаях границы зоны существенного влияния каждого месторождения принимаются в радиусе 10-15 км от участка горных работ и (или) водоотбора, а на остальной площади влияния всей группы месторождений осуществляется мониторинг уровня подземных вод.

3.1.5. В связи с тем, что зона существенного влияния расширяется во времени, размеры контролируемой в процессе ММТПИ территории должны уточняться по результатам ведения мониторинга.

3.1.6. В соответствии с действующим законодательством о недрах, организация и ведение мониторинга в пределах зон I и II осуществляется недропользователем.

Необходимость и порядок организации и ведения мониторинга в зоне III должна определяться соглашением между недропользователем и органом управления государственным фондом недр.

Для крупных горнодобывающих предприятий ведение специальных наблюдений за изменением состояния геологической среды в зоне III целесообразно осуществлять недропользователю, так как полученная при этом информация позволит минимизировать платежи за загрязнение окружающей природной среды и будет способствовать рациональному ведению добычных и сопутствующих работ.

В других случаях наблюдения в зоне III осуществляются территориальной службой мониторинга.

3.2. Одной из важнейших задач ММТПИ является оценка изменений состояния геологической среды под влиянием изменений гидрогеологических, инженерно-геологических и геокриологических условий, связанных со вскрытием и разработкой месторождения, а также с проведением сопутствующей им иной хозяйственной деятельности.

3.2.1. Изменения гидрогеологических условий при вскрытии и разработке месторождений происходят в следующих основных направлениях:

а) Изменения структуры потока подземных вод, условий их питания и разгрузки вследствие их отбора водопонизительными и дренажными системами и снижения уровня подземных вод под влиянием водоотбора.

Изменение условий питания и разгрузки подземных вод вызывает изменение соотношения приходных и расходных элементов баланса, что находит отражение в режиме подземных вод, в т. ч. положение их уровенных поверхностей. В процессе вскрытия и разработки месторождения происходит:

– снижение уровней (напоров) подземных вод, которое может отмечаться как в эксплуатируемых пластах, так и, при определенных системах отработки, и в смежных водоносных горизонтах;

– сокращение или полное прекращение разгрузки подземных вод в реки и путем испарения с уровня грунтовых вод;

– снижение расхода или полное исчезновение родников;

– снижение расходов действующих водозаборов;

– уменьшение эксплуатационных запасов подземных вод.

б) Изменение качества подземных вод.

Изменение качества подземных вод связано с подтягиванием к водопонизительным и дренажным системам высокоминерализованных или некондиционных вод из глубоких водоносных горизонтов, загрязнением подземных вод в процессе ведения горных работ, поступлением в водоносные горизонты загрязненных поверхностных вод и загрязняющих веществ из антропогенных источников загрязнения на поверхности. При взаимодействии подземных вод с породами в зоне горных выработок (формирование кислых вод с повышенным содержанием токсичных компонентов) происходит формирование особого химического состава шахтных (дренажных) вод.

3.2.2. Изменение гидрогеологических условий под воздействием антропогенных источников непосредственно не связанных с добычей полезных (п.2.7.2.), также происходят в перечисленных выше направлениях – изменение режима и баланса подземных вод и изменение их качества. Изменение режима и баланса подземных вод связано с утечками из гидроотвалов, шламо - и хвостохранилищ, прудов отстойников, накопителей сточных вод, водонесущих коммуникаций и т. д.

Проникновение загрязненных поверхностных вод из указанных сооружений, а также атмосферных вод, загрязняющихся в процессе движения через отвалы горных пород, площадки промышленных предприятий приводит к загрязнению подземных вод, в первую очередь первого от поверхности водоносного горизонта.

3.2.3. Изменение инженерно-геологических и геотектонических условий, в т. ч. протекание опасных геологических процессов, происходит в следующих основных направлениях:

а) Развитие деформаций в массиве горных пород и на земной поверхности вследствие изменения напряженного состояния, трещиноватости и физико-механических свойств пород, а также в результате сдвижения пород над отработанным пространством и образования мульд оседания.

б) Деформация массивов горных пород и грунтов в прибортовых и прибровочных частях карьеров, склонах терриконов и откосах отвалов, активизация природных и возникновение техногенных экзогенных геологических процессов на прилегающих территориях в связи с нарушением статического положения горных пород.

в) Оседание земной поверхности в результате уплотнения пород при их вторичной консолидации в процессе водопонижения и осушения.

г) Возникновение или активизация карстово-суффозионных процессов в связи с увеличением градиента фильтрации потока, интенсификацией растворения карбонатных пород и выноса рыхлого заполнителя открытых полостей.

д) выпор (деформация) почвы или днища горных выработок в результате разгрузки напряжений при сработке массива вышележащих горных пород и в результате набухания при увлажнении.

е) Активизация эндогенных процессов (техногенные землетрясения, горные удары).

3.2.4. Изменение геокриологических условий выражается в изменении температурного режима многолетнемерзлых пород в подземных горных выработках, в карьерах, на площади расположения инженерно-технических объектов, и связанных с этими изменениями процессами таяния мерзлоты, проявления термокарста, пучения и др.

3.2.5. Изменения горно-геологических, гидрогеологических, инженерно-геологических и геокриологических условий при разработке месторождений твердых полезных ископаемых взаимосвязаны, что необходимо учитывать при постановке и проведении мониторинга.

3.3. Вскрытие и разработка месторождений твердых полезных ископаемых, а также сопутствующая им другая хозяйственная деятельность, кроме изменений гидрогеологических, инженерно-геологических и геокриологических условий может приводить также к изменениям других компонентов природной окружающей среды, вызванных указанными изменениями геологической среды. Основные возможные изменения других компонентов окружающей природной среды сводятся к следующему:

а) Уменьшение или даже периодическое прекращение стока рек на отдельных участках за счет сокращения естественной разгрузки подземных вод в реки и привлечения речных вод в горные выработки.

б) Увеличение стока рек на других участках в связи со сбросом шахтных и карьерных вод.

в) Изменения природных ландшафтов, связанные с изменением уровня грунтовых вод в первом от поверхности водоносном горизонте, оседанием поверхности земли, изменением гидрографической сети. Указанные процессы могут привести к угнетению или гибели растительности, переосушению сельскохозяйственных земель, осушению болот или, наоборот, к заболачиванию территории.

г) Загрязнение атмосферного воздуха, почв и грунтов химическими и минеральными веществами при пылевых и газовых выбросах, а также влияние этого загрязнения на животный и растительный мир.

д) Загрязнение поверхностных вод в результате сброса шахтных или карьерных вод, сточных вод сопутствующих производств, фильтрации через плотины хвосто - и шламохранилищ, разгрузки в реки загрязненных подземных вод и т. д.

3.4. В связи с различным характером проявления процессов изменения состояния геологической среды на разрабатываемых месторождениях твердых полезных ископаемых, и связанных с ними процессов изменения других компонентов окружающей природной среды, структура и содержание мониторинга на каждом конкретном объекте в значительной степени будет определяться сложностью геолого-гидрогеологических, инженерно-геологических, геокриологических условий месторождения и условий его освоения (системой отработки месторождений и системой защиты горных выработок от подземных вод).

Основными факторами, определяющими структуру и содержание мониторинга месторождений, являются:

– характер залегания горных пород, степень изменчивости их состава и свойств, особенности тектонического строения, наличие трещиноватости и закарстованности;

– наличие в пределах площади разработки месторождений полезных ископаемых потенциально неустойчивых, легко деформируемых массивов горных пород, предрасположенных к развитию экзогенных геологических процессов;

– характер залегания и условия распространения водоносных горизонтов, изменчивость мощностей и фильтрационных свойств водовмещающих пород, величина водопритока в горные выработки;

– глубина и характер залегания полезного ископаемого;

– сложность гидрохимической обстановки, наличие высокоминерализованных и газированных подземных вод, участвующих в обводнении месторождения;

– наличие или отсутствие постоянно действующего источника поступления воды в горные выработки (река, обводненный высокопроницаемый водоносный перекрывающий разрабатываемое полезное ископаемое горизонт);

– наличие и характер залегания многолетнемерзлых пород;

– характер изменчивости физико-механических и водно-физических свойств горных пород, определяющих устойчивость бортов карьеров и подземных горных выработок, активизацию или возникновение экзогенных геологических процессов;

– технологическая схема вскрытия, система и технология отработки месторождения, скорость ведения горных работ и их развития по площади и глубине;

– характер и интенсивность влияния отработки месторождения на ландшафтные условия, поверхностные воды и другие компоненты окружающей природной среды;

– необходимость (или ее отсутствие) применения специальных методов проходки горных выработок и специальных схем борьбы с подземными водами (фильтрационные завесы, системы закачки добычных вод и др.);

– наличие водозаборов подземных вод в пределах площади влияния осушения месторождения твердых полезных ископаемых;

– наличие сооружений по хранению, переработке и транспортировке полезных ископаемых и отходов горнодобывающего производства;

– необходимость проведения специальных мероприятий по инженерной защите от опасных геологических процессов.

Именно эти факторы необходимо учитывать при проектировании и ведении мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых.

5. СОДЕРЖАНИЕ И СТРУКТУРА МОНИТОРИНГА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

4.1. Система ММТПИ в общем случае включает в себя две взаимосвязанные подсистемы:

а) подсистему проведения и документации наблюдений и сбора информации;

4.1.1. Подсистема проведения и документации наблюдений и сбора информации включает в себя наблюдения за объектами, перечисленными в разделе 3. Кроме того, в отдельных случаях дополнительными объектами наблюдений могут быть и другие компоненты окружающей среды, включая метеорологические условия.

Основным источником информации о состоянии геологической среды и других компонентов природной среды являются наблюдательные сети, состоящие из пунктов наблюдений, в качестве которых могут использоваться капитальные и эксплуатационные горные выработки, водозаборные скважины, специальные сооружения для наблюдения за подземными водами, горными породами, геологическими процессами, поверхностными водами, ландшафтами и т. д. (наблюдательные скважины, родники, репера, гидрометрические створы, специальные наблюдательные площадки и др.). При значительной площади зоны существенного влияния при разработке месторождений твердых полезных ископаемых или при мониторинге группы месторождений в качестве дополнительного источника информации о состоянии геологической среды и других компонентов природной среды могут привлекаться материалы, полученные с использованием средств дистанционного зондирования.

Количество и схема расположения наблюдательных пунктов, частота и методика наблюдений определяются многими геолого-технологическими и природными факторами и должны устанавливаться индивидуально в каждом конкретном случае. В то же время, могут быть сформулированы некоторые общие принципы, к основным из которых относятся:

а) Формирование наблюдательных сетей должно начинаться в процессе геологоразведочных работ, главным образом, на стадии «разведка месторождения», особенно на тех месторождениях, разведка которых осуществляется горными выработками с применением опытно-эксплуатационного водоотлива. На разрабатываемых месторождениях сети должны расширяться и трансформироваться в соответствии с развитием горных работ и увеличением водоотбора. Дальнейшее преобразование сетей должно быть связано с обеспечением наблюдений при переходе с открытых на подземные горные работы, а также после консервации или ликвидации горных работ.

б) Наблюдательная сеть должна формироваться с учетом особенностей горно-геологических, гидрогеологических и инженерно-геологических, геокриологических условий МТПИ, принятой системы его вскрытия и разработки, системы размещения сооружений по хранению переработке и транспортировке полезных ископаемых и отходов горнодобывающего производства и обеспечивать получение информации для прогнозирования и принятия управленческих решений. В необходимых случаях получаемая информация должна обеспечить разработку геофильтрационных, геомиграционных и геомеханических моделей. При этом, в частности, целесообразно учитывать следующие рекомендации:

– при многослойном строении водовмещающей среды следует создавать ярусные узлы наблюдательных пунктов, оборудованные на различные водоносные горизонты или на различные интервалы залегания мощного водоносного горизонта, а в отдельных случаях – и на слабопроницаемые разделяющие отложения;

– при наличии на площади месторождения и в зоне существенного влияния его разработки водозаборов подземных вод, систем обратной закачки, наблюдательные скважины должны размещаться на всей площади гидродинамического возмущения, при этом часть наблюдательных пунктов должна находиться между системами отбора и закачки воды;

– при приуроченности месторождений к ограниченным (замкнутым) в гидродинамическом отношении пластам наблюдательные скважины следует располагать по обе стороны от границы пласта;

– пункты наблюдений в горных выработках (инженерно-геологические площадки, репера, скважины, датчики) должны располагаться в местах выявленной и потенциально возможной деформации выработок; проявления горных ударов, вызванных выбросов пород и повышенных напряжений; развития трещиноватости, протаивания многолетнемерзлых пород;

– при наличии на изучаемой территории шламо - и хвостохранилищ, прудов отстойников, накопителей сточных вод, и других сооружений, функционирование которых может приводить к изменению баланса и качества подземных вод, наблюдательные пункты, главным образом на первый от поверхности водоносный горизонт, должны оборудоваться в зоне активного воздействия этих объектов на окружающую среду.

в) Пункты наблюдений за гидрогеологическими, инженерно-геологическими и геокриологическими показателями и наблюдения на этих пунктах должны быть взаимоувязаны. Кроме того, при размещении наблюдательных скважин для изучения водоносных горизонтов нужно учитывать возможность и целесообразность сопряжения этих пунктов с наблюдательными пунктами, оборудованными на поверхностные водные объекты, растительность и т. д.

г) Все наблюдательные пункты должны быть защищены от несанкционированного доступа и иметь инструментальную привязку в плановом и высотном отношении. Марки, от которых проводятся замеры уровней воды, должны иметь инструментальную высотную привязку, отметка которой должна периодически проверяться.

4.1.1.1. Все проводимые в системе мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых наблюдения за качественными и количественными показателями состояния геологической и других компонентов окружающей природной среды можно разделить на две группы: стандартные (обязательные), осуществляемые на всех или большинстве месторождений, и специальные (дополнительные) – проводимые на отдельных месторождениях и требующие специального, в ряде случаев, нестандартного, оборудования и организации специальных наблюдений.

К стандартным наблюдаемым показателям относятся:

– данные по приросту запасов полезных ископаемых;

– количество и качество извлекаемых из недр полезных ископаемых;

– объем извлекаемых из недр горных пород;

– ход развития горных работ и состояния горных выработок;

– величина отбора шахтных и дренажных вод из внешних и внутренних водоприемных систем;

– величина сброса откачиваемых и сточных вод в различные элементы системы водоотведения, в т. ч. объем (расход) закачиваемых вод в системах обратной закачки;

– утечки из прудов-отстойников, накопителей сточных вод и других аналогичных сооружений;

– уровни подземных вод всех водоносных горизонтов, участвующих в обводнении горных выработок и испытывающих воздействие хозяйственной деятельности;

– физические свойства, химический состав и температура подземных и шахтных вод;

– физические свойства, химический состав и температура всех видов сточных вод, сбрасываемых в поверхностные водные объекты, а также качество поверхностных вод выше и ниже точек сброса.

К наблюдаемым специальным показателям могут относиться:

– расходы родников;

– уровни подземных вод в горизонтах смежных с участвующими в обводнении горных выработок и в первом от поверхности горизонте грунтовых вод (в случаях, когда он не участвует непосредственно в обводнении горных выработок);

– расходы и уровни поверхностных вод; пересыхание и перемерзание, наледный сток;

– состояние горных выработок и их крепление;

– состояние устьев, фильтров и обсадных труб водозаборных и наблюдательных скважин, состояние насосного оборудования;

– физико-механические свойства и трещиноватость пород;

– количество и величина карстовых воронок, изменение их размеров;

– планово-вертикальные деформации дневной поверхности для оценки оседания подрабатываемых территорий;

– данные геодезических и маркшейдерских наблюдений за деформациями склонов и бортов карьеров для оценки развития оползне–обвальных процессов;

– изменение состояния болот, видового состава и габитуса растительности;

– загрязнение атмосферного воздуха;

– техногенные землетрясения и горные удары;

– температура многолетнемерзлых пород, а также их физико-механические и теплофизические свойства.

В конкретных условиях перечень наблюдаемых специальных показателей может уточняться.

4.1.1.2. Документация наблюдений должна включать журналы наблюдений за показателями, перечисленными в п.4.1.1.1. а также учета извлекаемых из недр и закачиваемых в недра подземных вод.

Формы журналов наблюдений согласовываются с территориальными органами управления фондом недр. Основным требованием к формам журналов наблюдений является их машиноориентированный характер.

В тех случаях, когда на месторождении организован автоматизированный сбор всей или части получаемой при ММТПИ информации и ведется компьютерная база данных, может быть предусмотрен непосредственный ввод данных из памяти измерительных приборов в компьютер.

4.1.1.3. В тех случаях, когда на площади месторождения и (или) зоны существенного влияния его эксплуатации проводятся наблюдения за другими компонентами окружающей среды (поверхностными водами, метеоусловиями, состоянием растительности и т. д.) другими организациями, должен быть организован сбор материалов этих наблюдений.

4.1.2. Подсистема обработки информации и прогнозирования.

4.1.2.1. Обязательным элементом подсистемы обработки информации и прогнозирования является база данных, содержащая данные как по постоянным (условно-постоянным), так и по переменным (наблюдаемым) показателям. База данных может вестись как в автоматизированном, так и в ручном режиме, в зависимости от количества наблюдаемых пунктов и количества получаемой информации. Она используется для информационного обслуживания недропользователей и органов управления государственным фондом недр.

4.1.2.2. Для месторождений, находящихся в сложных горно-геологических, гидрогеологических и инженерно-геологических условиях может быть создана специальная автоматизированная информационно-прогностическая система (АИПС), включающая в себя автоматизированный банк (базу) данных и постоянно действующую математическую модель месторождения.

В определенных условиях, например, при наличии ряда взаимодействующих в гидродинамическом плане МТПИ и водозаборов подземных вод или при этажном расположении различных полезных ископаемых (пресные подземные воды, твердые полезные ископаемые, теплоэнергетические и промышленные воды, нефть и газ), кроме АИПС отдельного МТПИ должна создаваться АИПС горнодобывающего района. Такая АИПС создается либо отдельной горнодобывающей компанией, если все разрабатываемые месторождения полезных ископаемых и водозаборы подземных вод находятся в ее ведении, либо территориальной службой мониторинга состояния недр, когда на рассматриваемой площади располагается несколько недропользователей.

4.1.2.3. Обработка данных ММТПИ заключается в подготовке материалов для анализа наблюдений за изучаемыми показателями состояния недр и других компонентов окружающей природной среды. Она заключается в построении необходимых карт и разрезов, графиков и таблиц, статистической обработке данных наблюдений, включая использование статистических методов анализа временных рядов , а также корреляционный анализ.

4.1.2.4. Прогнозирование состояния недр и других компонентов окружающей природной среды может выполняться различными методами – гидродинамическими, включающими математическое моделирование на ЭВМ; гидравлическими, вероятностно-статистическими, формально логическими, методами аналогии, методами экспертных оценок. Выбор метода определяется сложностью горнотехнических, гидрогеоэкологических условий, задачами прогнозирования, изученностью месторождения и физических механизмов протекающих процессов, удельным весом режимообразующих факторов.

Осуществляемое в системе мониторинга месторождения прогнозирование можно подразделить на три вида: текущее, оперативное и долгосрочное. Текущее прогнозирование проводится на весьма короткий последующий период эксплуатации (до нескольких месяцев) в связи с развитием хода горных работ и изменениями их технологии, а также изменениями водохозяйственной и климатической обстановки.

Оперативное прогнозирование проводится систематически по результатам ежегодной эксплуатации на кратковременный (1–3 года) период.

4.2. Конкретные требования к программе ММТПИ определяются условиями лицензии, рекомендациями ГКЗ (ТКЗ) или РКЗ и проектом разработки месторождения полезных ископаемых.

4.3. В зависимости от сложности горно-геологических, гидрогеологических и инженерно-геологических условий, принятой системы вскрытия и разработки МТПИ, состава наблюдаемых показателей содержание и структура мониторинга могут существенно изменяться. В этом плане может быть выделено несколько классов ММТПИ, при этом основой для выделения отдельных классов могут служить факторы, перечисленные в разделе 3.4.

Поскольку в реальных условиях осложняющие факторы, определяющие сложность разработки месторождения, часто взаимосвязаны между собой, для практических целей можно выделить следующие три класса мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых.

4.3.1. Класс I.

Мониторинг класса I осуществляется на месторождениях твердых полезных ископаемых, характеризующимися простыми гидрогеологическими, инженерно-геологическими, геокриологическими, горно-геологическими и другими условиями разработки. Отработка полезных ископаемых на таких месторождениях не оказывает существенного влияния на окружающую среду.

Все вопросы, связанные с прогнозом условий отработки этих месторождений, могут быть надежно решены в процессе их разведки. На месторождении достаточно вести стандартные наблюдения, связанные с платежами за добычу основного и попутных полезных ископаемых и с компенсационными выплатами за ущерб окружающей среде.

Система обработки, как правило, включает в себя базу данных, реализуемую на персональном компьютере, которая используется для оценки состояния месторождения и прогнозирования ее изменения.

4.2.2. Класс II.

Мониторинг класса II осуществляется на месторождениях, разработка которых в отличие от месторождений, где проводится мониторинг класса I, может оказать существенное влияние на компоненты окружающей среды (массивы горных пород, поверхностные водные объекты, действующие водозаборы подземных вод, ландшафтные условия, активизацию экзогенных процессов и другие).

В составе мониторинга класса II кроме стандартных наблюдаемых объектов могут входить специальные наблюдаемые объекты (массивы горных пород, поверхностные водные объекты, ландшафтные условия, экзогенные геологические процессы, земная поверхность и другие).

Состав стандартных наблюдений аналогичен мониторингу класса I.

Система обработки данных также в основном аналогична системе класса I. В сложных случаях могут создаваться АИПС.

4.3.3. Класс III.

Мониторинг класса III осуществляется на месторождениях, где сочетание осложняющих факторов несет угрозу крупных аварий (затопление, взрывы и пр.) на горнодобывающем предприятии или ведет к тяжелым экологическим последствиям на прилегающей к нему территории.

К мониторингу третьего класса следует относить также мониторинг МТПИ, если в пределах изучаемой площади осуществляется разработка месторождений других полезных ископаемых, или при наличии нескольких взаимодействующих МТПИ и водозаборов подземных вод.

Состав мониторинга класса III обосновывается программами, которые целесообразно разрабатывать с привлечением специализированных организаций.

4.3.4. Отнесение мониторинга конкретного месторождения твердого полезного ископаемого к тому или иному классу должно проводиться по результатам проведения на месторождении разведочных работ и анализу опыта его эксплуатации. В тех случаях, когда имеющиеся материалы не позволяют уверенно выделить класс мониторинга, целесообразно отнести его к более низкому классу с последующим уточнением по данным наблюдений за первый период эксплуатации.

4.4. При наличии на какой-либо площади нескольких взаимодействующих месторождений, принадлежащих различным недропользователям, кроме объектного мониторинга, осуществляемого конкретными недропользователями в пределах границ месторождения и зоны его существенного влияния, проводится, как уже указывалось, территориальный мониторинг зоны влияния всех взаимодействующих горнодобывающих предприятий.

6. ОРГАНИЗАЦИЯ МОНИТОРИНГА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТВЕРДЫХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

5.1. Организация системы ММТПИ и его осуществление является составной частью отработки месторождения. Финансирование организации и ведения мониторинга осуществляется за счет:

– собственных средств недропользователя, получившего лицензию на пользование недрами для геологического изучения и (или) добычи полезного ископаемого;

– части отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, оставляемых в распоряжении недропользователя для проведения геологоразведочных работ.

5.2. Основные требования к мониторингу простых месторождений твердых полезных ископаемых формулируются в лицензиях.

5.3. Создание мониторинга сложных месторождений (II и III класса) целесообразно осуществлять поэтапно на базе специально разработанных программ.

5.3.1. Этап 1. Разработка программы создания и ведения ММТПИ.

Программа создания и ведения мониторинга месторождения разрабатывается в соответствии с требованиями к мониторингу, установленными в лицензии, и должна содержать следующие разделы:

– цель и конкретные задачи мониторинга;

– обоснование класса мониторинга;

– выделение основных и дополнительных объектов наблюдений и со става наблюдаемых показателей;

– установление состава и размещения пунктов наблюдаемой сети;

– обоснование конструкций наблюдательных пунктов и их оборудования специальными средствами измерений и регистрации различных показателей характеристики состояния массива горных пород, отдельных его блоков, подземных вод и связанных с ними геофизических полей и экзогенных геологических процессов;

– методика проведения наблюдений;

– система документации данных наблюдений;

– целесообразность создания автоматизированной системы регистрации сбора и обработки информации;

– структура и состав базы данных, номенклатура вычислительной техники и других технических средств, состав программного обеспечения , необходимых для их ведения;

– обработка данных и прогнозирование;

– состав, форма и сроки передачи данных в орган управления фондом недр;

– автоматизация системы ведения мониторинга;

– этапность создания мониторинга;

– укрупненные сметно-финансовые показатели.

Разработанная Программа согласовывается с территориальным органом управления фондом недр и государственного горного надзора. Для подготовки Программы в составе первого этапа выделяются два вспомогательных подэтапа.

5.3.1.1. Подэтап 1. Сбор, систематизация и анализ документации по горнодобывающему предприятию (материалы разведки месторождения, копии протоколов утверждения запасов основного и попутных полезных ископаемых и другие необходимые материалы), основные проектные решения по отработке месторождения, оценке воздействия горнообогатительного производства на окружающую природную среду.

5.3.1.2. Подэтап 2. Обследование состояния месторождения, включая состояние горных выработок, дренажных скважин, выявленных и потенциальных проявлений экзогенных геологических процессов и т. п. Организацию обследования осуществляет и финансирует недропользователь за счет собственных средств. По результатам обследования составляется заключение.

5.3.2. Этап 2. Составление проекта работ по созданию и ведению ММТПИ.

В отличие от программы, проект работ по созданию и ведению мониторинга месторождения составляется на определенный срок (от 1 года до 3-5 лет).

1) Характеристика общих природных условий, анализ изученности и условий отработки месторождения.

2) Структура мониторинга месторождения (цели и задачи, обоснование класса мониторинга и выбор объектов наблюдений, принцип размещения и оборудования наблюдательных пунктов, структура и состав базы данных и система их отработки).

3) Обоснование схемы размещения и оборудования наблюдательной сети, методики и технологии наблюдений (по каждому объекту наблюдений).

4) Обоснование состава базы данных и программного обеспечения для ее ведения.

5) Система отработки данных и решения прогнозных задач (в необходимых случаях – обоснование АИПС и ПДМ).

6) Состав информации, передаваемой в органы управления государственным фондом недр.

7) Этапы организации мониторинга и сроки их выполнения.

8) Стоимость работ по созданию и ведению мониторинга.

В зависимости от сложности геологического строения, геологических, инженерно-геологических и геокриологических условий, интенсивности освоения месторождения, его народнохозяйственного значения и т. д., содержание отдельных разделов проекта может меняться, причем некоторые разделы – не включаться в состав проекта.

Проект ММТПИ, осуществляемый за счет отчислений на воспроизводство минерально-сырьевой базы, должен пройти экспертизу в Федеральном органе управления государственным фондом недр или его территориальном органе.

5.3.3. Этап 3. Создание сети пунктов наблюдений, их оборудование измерительными устройствами, проведение наблюдений, организация базы данных, разработка (при необходимости) АИПС.

5.3.4. Этап 4. Проведение наблюдений, ведение банка данных , оценка состояния геологической среды месторождения и примыкающей к нему территории и прогнозирования его изменений, при необходимости корректировка структуры наблюдательной сети и состава наблюдаемых показателей.

5.4. Для проведения работ по созданию мониторинга (включая разработку проекта) или по отдельным его элементам целесообразно привлекать специализированные организации.

5.5. Разработка программ, проектов и ведение ММТПИ должно осуществляться в едином информационном пространстве, предусматривающем применение единых: нормативной и методической базы, форм и форматов представления информации, систем классификаторов, используемых в системе государственного мониторинга геологической среды.

7. ОСОБЕННОСТИ МОНИТОРИНГА МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИ ЛИКВИДАЦИИ ИЛИ КОНСЕРВАЦИИ ГОРНОГО ПРЕДПРИЯТИЯ

6.1. Порядок консервации и ликвидации производственных объектов пользования недрами, регулируется «Инструкцией о порядке списания с учета предприятий по добыче полезных ископаемых», утвержденной МПР России 18.07.97 г. и Госгортехнадзором России 17.09.97 г. и Инструкцией о порядке ведения работ по ликвидации и консервации опасных производственных объектов, связанных с пользованием недрами», утвержденной Госгортехнадзором России 02.06.99 г. № 33 и зарегистрированной Минюстом 25.06.99 г. № 000.

Согласно отмеченным «Инструкциям...», все работы по ликвидации горных выработок могут проводиться только после решения в установленном порядке вопросов о балансовой принадлежности запасов полезного ископаемого.

Консервация или ликвидация горного предприятия производится по проекту с соблюдением требований промышленной безопасности, охраны недр и окружающей среды. В составе проекта на консервацию или ликвидацию объекта, связанного с пользованием недр, обосновываются мониторинговые наблюдения.

6.2. Целью мониторинга месторождения при консервации или ликвидации горного предприятия является информационное обеспечение органов управления государственным фондом недр для принятия управленческих решений по сохранению запасов полезных ископаемых на площади самого месторождения и на смежных площадях, а также минимизация влияния последствий консервации или ликвидации предприятия на геологическую среду, тесно связанные с ней другие компоненты окружающей природной среды и условия проживания людей.

6.3. Для достижения указанной цели в системе мониторинга консервируемого или ликвидируемого объекта осуществляется решение задач, практически совпадающих с задачами мониторинга разрабатываемых месторождений твердых полезных ископаемых. Конкретные задачи мониторинга обосновываются в проекте консервации или ликвидации производственных объектов, связанных с пользованием недрами.

Наиболее значимыми при консервации (ликвидации) объектов являются следующие негативные процессы:

– ухудшение качества подземных вод при затоплении горных выработок;

– подтопление подработанных или расположенных в пониженных участках рельефа территорий и изменение ландшафта;

– ухудшение водно-солевого баланса почв;

– загрязнение подземных водоносных горизонтов, используемых для хозяйственно-питьевого водоснабжения населения;

– проникновение вредных газов в поверхностные сооружения и атмосферу;

– активизация опасных инженерно-геологических процессов (оползней, обвалов и пр.) при отработке запасов полезных ископаемых открытым способом;

– сдвижение земной поверхности над подземными горными выработками с образованием провалов и недопустимых деформаций земной поверхности, повреждение зданий, сооружений, подземных и наземных коммуникаций.

6.4. Структура и содержание мониторинга консервируемого или ликвидированного объекта принципиально также не отличаются от структуры и содержания мониторинга месторождений твердых полезных ископаемых при их отработке. Специфическим вопросом при консервации и ликвидации является продолжительность наблюдений. При консервации это время консервации; при ликвидации – период стабилизации гидродинамического режима и активной фазы сдвижения горных пород и земной поверхности.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

АИПС – автоматизированная информационно-прогностическая система;

ГКЗ – Государственная Комиссия по запасам полезных ископаемых;

МТПИ – месторождение твердого полезного ископаемого;

ММТПИ – мониторинг месторождений твердых полезных ископаемых;

ПДМ – постоянно действующая модель;

РКЗ – региональная комиссия по запасам полезных ископаемых;

ТКЗ – территориальная комиссия по запасам полезных ископаемых.

В зависимости от условий лицензий на пользование недрами такие водозаборы могут быть как объектом ММТПИ так и объектом мониторинга подземных вод.

	Тайны и мифы археологии или научные факты и исследования древности
Информационно-методический материал

ПРОГРАММА
ПРОВЕДЕНИЯ МОНИТОРИНГА СОСТОЯНИЯ ОКРУЖАЮЩЕЙ ПРИРОДНОЙ СРЕДЫ НАД УЧАСТКАМИ НЕДР ПРИ ДОБЫЧЕ НЕФТИ ООО «ЛУКОЙЛ-КМН»

Арх. № Д103/06/1971-110-1-ПЭМ

Москва, 2007
Общество с ограниченной ответственностью «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть» (далее Общество или ООО «ЛУКОЙЛ-КМН») является коммерческой организацией, созданной в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации. Общество является юридическим лицом и осуществляет свою деятельность в соответствии с действующим законодательством Российской Федерации и Уставом Общества.

ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» выдано свидетельство о внесении записи в единый государственный реестр юридических лиц серии 39 №000522634 от 31 декабря 2002г. Присвоен основной государственный регистрационный номер 1023901643061 инспекцией МНС России по Московскому району города Калининграда.

В целях охраны окружающей среды и минимизации воздействия производственных процессов на компоненты природной среды при эксплуатации месторождений предусматриваются следующие мероприятия:

• 
  герметизированный сбор и транспорт продукции скважин от куста до места врезки в действующий трубопровод и далее до ЦПС «Ушаково», НСП «Зорино»;
• 
  герметичная трубопроводная система сбора нефти, рассчитана на давление 4,0 МПа при режимном давлении 0,6 МПа;
• 
  обвалование территории куста скважин высотой 1м для исключения попадания нефти на рельеф;
• 
  герметичный бетонный приустьевый колодец с трапом, что позволяет собрать все возможные протечки и технологические жидкости при ремонте скважин;
• 
  технологические площадки пунктов налива нефти (ёмкости, насосная, налив в автоцистерны) герметичные с бетонным покрытием и бортиками необходимой высоты (площадка под ёмкости вмещает весь объем ёмкости);
• 
  обеспечение безаварийной работы запорной и регулирующей арматуры и трубопроводов путем защиты антикоррозионным покрытием (антикоррозионная пленочная изоляция типа «Поликен»), и применением электрохимзащиты;
• 
  контроль сварных швов неразрушающими методами контроля (ультразвуком по ГОСТ 14782-86);
• 
  своевременный профилактический осмотр и ремонт оборудования специализированной бригадой;
• 
  выполнение монтажных работ и испытание трубопроводов выполняются по СНиП 3.05.05-84, Рисп.=1,25 Рраб.;
• 
  устройство защитных кожухов на трубопроводе при переходе под автодорогами, устройство усиленной изоляции в особо опасных местах;
• 
  водолазные осмотры мест перехода трубопроводов через водоемы.

ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ В ПЕРИОД ЭКСПЛУАТАЦИИ

1. Цели, задачи и объекты мониторинга

Основной целью производственного экологического мониторинга в период эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» является контроль экологического состояния окружающей среды в зоне влияния эксплуатируемых технологических объектов путем сбора измерительных данных, интегрированной обработки и их анализа, распределения результатов мониторинга между пользователями и своевременного доведения мониторинговой информации до должностных лиц для оценки ситуации и принятия управленческих решений.

В задачи ПЭМ входит:

• 
  осуществление регулярных и длительных наблюдений за видами техногенного воздействия производственного объекта на компоненты природной среды;
• 
  осуществление регулярных и длительных наблюдений за состоянием компонентов природной среды и оценка их изменения;
• 
  анализ и обработка полученных в процессе мониторинга данных.

Результаты ПЭМ используются в целях:

• 
  контроля за соблюдением соответствия воздействия эксплуатируемых объектов на компоненты природной среды предельно допустимым нормативным нагрузкам;
• 
  контроля за соблюдением соответствия состояния компонентов природной среды санитарно-гигиеническим и экологическим нормативам;
• 
  разработки и внедрения мер по обеспечению экологической безопасности и охране окружающей среды.

Объектами ПЭМ на площадках месторождений являются:

• 
  факторы воздействия на окружающую среду: выбросы организованных и неорганизованных источников; сбросы сточных вод;
• 
  компоненты природной среды: атмосферный воздух; поверхностные воды; почвенный покров.

1. Программа мониторинга

1. Факторы воздействия

   1. Выбросы организованных и неорганизованных источников

В задачи мониторинга источников выбросов входит измерение концентраций вредных (загрязняющих) веществ (ЗВ) на основных источниках в целях установления их соответствия паспортным данным и нормативам ПДВ (согласно ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установления допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями»).

Контроль выбросов загрязняющих веществ от источников комплекса на месторождениях осуществляется расчетными методами . Для определения значений валовых выбросов вредных (загрязняющих) веществ расчетными методами согласно соответствующим методическим документам на источниках регистрируются необходимые для расчета технологические параметры их работы.

Размещение пунктов контроля

На площадках месторождений присутствуют организованные (факелы) и неорганизованные (при наливе нефти) источники выбросов, контроль которых проводится в соответствии с существующими методиками расчетным методом.

Мониторинг источников загрязнения атмосферы проводится по уже разработанной и утвержденной программе, и в настоящей программе не рассматривается.

1. Сбросы сточных вод

Мониторинг сточных вод предназначен для контроля объемов и степени загрязнения сточных вод, образующихся в результате эксплуатации объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Наблюдаемые параметры и периодичность контроля

Регистрируемые параметры и периодичность контроля сточных вод выбираются согласно требованиям соответствующих нормативных документов (СНиП 2.04.03-85 «Канализация. Наружные сети и сооружения», МУ 2.1.5.800-99 «Организация Госсанэпиднадзора за обеззараживанием сточных вод. Методические указания»), а также с учетом технологии очистки, качественной и количественной характеристики образующихся сточных вод.

Размещение пунктов контроля

В результате эксплуатации объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» образуются следующие типы сточных вод:

• 
  хозяйственно-бытовые;
• 
  нефтесодержащие воды;
• 
  дождевые, талые (поверхностные) стоки (периодически).

По технологической схеме бытовые сточные воды, образующиеся в результате эксплуатации Зайцевского месторождения, проходят очистку на очистном сооружении и по объединенной дренажной канаве сбрасывается на рельеф. Для всех остальных месторождений, на которых образуются бытовые сточные воды, производится их сбор и вывоз на очистные сооружения других объектов ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Дождевые и талые (поверхностные) стоки с площадок выпускаются на рельеф или в дренажные канавы.

Согласно МУ 2.1.5.800-99 «Организация Госсанэпиднадзора за обеззараживанием сточных вод. Методические указания», а также с учетом технологического регламента химического контроля для определения степени загрязненности вод отбор проб необходимо проводить до и после очистки стоков.

Отбор проб вод осуществляется до и после очистных сооружений, что позволяет контролировать эффективность очистки.

Мониторинг образующихся сточных вод проводится по уже разработанной и утвержденной Программе, и в настоящей программе не рассматривается.

1. Компоненты природной среды

   1. Атмосферный воздух

Мониторинг предназначен для оценки влияния выбросов вредных (загрязняющих) веществ на состояние атмосферного воздуха в результате эксплуатации объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» и определения соответствия качества атмосферного воздуха установленным гигиеническим нормативам в пределах зоны воздействия в соответствии с требованиями СП 1.1.1058-01 «Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемических (профилактических) мероприятий», СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 «Санитарно-защитные зоны и санитарная классификация предприятий, сооружений и иных объектов», СанПиН 2.1.6.1032-01 «Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест.

Наблюдаемые параметры и периодичность контроля

Измеряемые параметры и периодичность контроля определяются с учетом требований соответствующих нормативных и методических документов (РД 52.04.186-89 «Руководство по контролю загрязнения атмосферы», «Методическое пособие по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух», НИИ «Атмосфера, 2005г.), а также на основании результатов расчета степени загрязнения воздушного бассейна выбросами от комплекса объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Согласно РД 52.04.186-89 «Руководство по контролю загрязнения атмосферы» и РД 52.04.52-85 «Методические указания. Регулирование выбросов при неблагоприятных метеорологических условиях» параллельно с проведением отбора проб необходимо контролировать такие метеопараметры, как:

• 
  скорость и направление ветра;
• 
  температура воздуха;
• 
  влажность воздуха;
• 
  атмосферное давление.

Размещение пунктов контроля

Согласно требованиям «Методического пособия по расчету, нормированию и контролю выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух» и СП 1.1.1058-01 «Организация и проведение производственного контроля за соблюдением санитарных правил и выполнением санитарно-противоэпидемиологических (профилактических) мероприятий» при осуществлении наблюдений за влиянием выбросов вредных (загрязняющих) веществ (ЗВ) на качество атмосферного воздуха учитываются следующие области мониторинга:

• 
  граница СЗЗ площадных промышленных объектов;
• 
  ближайшие населенные пункты, попадающие в зону влияния месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Контроль влияния выбросов на состояние атмосферного воздуха на границе СЗЗ осуществляется на подфакельных постах, в населенных пунктах – на маршрутном посту.

При выполнении наблюдений измерения в установленных пунктах контроля выполняются с учетом направления факела.

Мониторинг атмосферного воздуха проводится по уже разработанной и утвержденной программе, и в настоящей программе не рассматривается.

1. Поверхностные воды

Мониторинг поверхностных вод предназначен для контроля объемов и степени загрязнения поверхностных вод, непосредственно находящихся вблизи площадок месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Наблюдаемые параметры и периодичность контроля

Перечень контролируемых параметров, согласно:

ГОСТ 17.1.3.07-82 «Гидросфера. Правила контроля качества воды водоемов и водотоков», «Правил охраны поверхностных вод» и СанПиН 2.1.5.980-00 «Гигиенические требования к охране поверхностных вод») в пунктах контроля определяется не только режимом водопользования, но и спецификой загрязняющих веществ.

Полный перечень контролируемых параметров представлен в разделе 2.3.

Размещение пунктов контроля

При осуществлении мониторинга поверхностных вод согласно «Правил охраны поверхностных вод» (утв. Госкомприроды СССР 21 февраля 1991 г.) устанавливается два створа:

• 
  фоновый/контрольный створ: в пределах 1,0 км выше водовыпуска очищенных сточных вод;
• 
  контрольный створ: не далее 500 м ниже водовыпуска очищенных сточных вод.

В каждом пункте пробы отбираются с одной вертикали (на стержне водотока) с одного горизонта: летом – с горизонта 0,3 м от поверхности воды, зимой – у нижней поверхности льда (ГОСТ 17.1.3.07-82 «Охрана природы. Гидросфера. Правила контроля качества воды водоемов и водотоков»).
Таблица 1. Пункты контроля, регистрируемые параметры, периодичность контроля поверхностных вод в период эксплуатации*

Наименование пункта контроля		Контролируемые параметры	Периодичность контроля
Пункт контроля поверхностных вод фоновый створ; контрольный створ	1.Семеновское месторождение фоновый створ – И1 контрольный створ – И2 2. Зайцевское месторождение фоновый створ – И1, И2 контрольный створ – И3 фоновый створ – И1, И3 контрольный створ – И2, И4 фоновый створ – И1 контрольный створ – И2 5.Дружбинское месторождение фоновый створ – И1 контрольный створ – И2 6.Чеховское месторождение фоновый створ – И1 контрольный створ – И2 7. Западно-Ракитинское месторождение фоновый створ – И1 контрольный створ – И2 8. Олимпийское месторождение фоновый створ – И1 контрольный створ – И2	Скорость течения, м/с; Температура, С; Плавающие примеси; Обобщенные показатели: водородный показатель (рН); растворенный кислород; взвешенные вещества; БПК 5 ; ХПК; ионы аммония; ионы нитратов; ионы хлоридов; ионы сульфатов; ионы фосфатов; АПАВ; нефтепродукты; Концентрация металлов железо (общее); марганец	1 раз в квартал

* Схемы размещения пунктов контроля поверхностных вод представлены в Приложении 2.

Контроль проводится путем отбора проб с последующим химическим анализом в стационарных условиях. Скорость течения, температура воды, рН, растворенный кислород измеряются с помощью переносного оборудования в процессе отбора проб. Плавающие примеси и запах определяются на месте отбора проб.

Отбор, хранение и консервация проб поверхностных вод проводится в соответствии с требованиями , изложенными в ГОСТ Р 51592-2000 "Вода. Общие требования к отбору проб", а также согласно соответствующим нормативно-техническим документам на методы определения загрязняющих веществ. Приборы, используемые для отбора поверхностных вод, соответствуют требованиям, изложенным в ГОСТ 17.1.5.04-81 "Охрана природы. Гидросфера. Приборы и устройства для отбора, первичной обработки и хранения проб природных вод".

Для проведения химических анализов используются методики, допущенные к применению при выполнении работ в области мониторинга загрязнения окружающей природной среды, либо внесенные в государственный реестр методик количественного химического анализа.

Таблица 2. Перечень контролируемых показателей и методики выполнения измерений поверхностных вод

№№	Параметр
1	рН	ПНД Ф 14.1:2.121-97 МВИ рН в водах потенциометрическим методом
2	Температура	приборный
3	Скорость течения	приборный
4	Растворенный О 2	ПНД Ф 14.1:2.101-97 МВИ содержаний растворенного кислорода в пробах природных и очищенных сточных вод йодометрическим методом
5	Плавающие примеси	визуально
6	БПК 5	ПНД Ф 14.1:2:3:4.123-97 МВИ биологической потребности в кислороде после n-дней инкубации (БПК полн) в поверхностных пресных, подземных (грунтовых), питьевых, сточных и очищенных сточных водах
7	ХПК	ПНД Ф 14.1:2.100-97 МВИ ХПК в пробах природных и очищенных сточных вод титриметрическим методом.
8	Сухой остаток
9	Взвешенные вещества	ПНД Ф 14.1:2.110-97 Методика выполнения измерений (МВИ) содержаний взвешенных веществ и общего содержания примесей в пробах природных и очищенных сточных вод гравиметрическим методом
10	Нитраты	ПНД Ф 14.1:2.4-95 МВИ массовой концентрации нитрат-ионов в природных и сточных водах фотометрическим методом с салициловой кислотой
11	Аммоний	ПНД Ф 14.1:2.1-95 МВИ массовой концентрации ионов аммония в очищенных сточных водах фотометрическим методом с реактивом Несслера
12	Хлориды	ПНД Ф 14.1:2.96-97 МВИ содержаний хлоридов в пробах природных и очищенных сточных вод аргентометрическим методом
13	Фосфаты	ПНД Ф 14.1:2.112-97 Методика выполнения измерений массовой концентрации фосфат-ионов в пробах природных и очищенных сточных вод фотометрическим методом восстановлением аскорбиновой кислотой.
14	Сульфаты	ПНД Ф 14.1:2.108-97 МВИ содержаний сульфатов в пробах природных и очищенных сточных вод титрованием солью свинца в присутствии дитизона ПНД Ф 14.1:2.159-2000 МВИ массовой концентрации сульфат-иона в пробах природных и сточных водах турбидиметрическим методом
15	Нефтепродукты
16	АПАВ
17	Железо общ	ПНД Ф 14.1:2.50-96 МВИ массовой концентрации общего железа в природных и сточных водах фотометрическим методом с сульфосалициловой кислотой
18	Марганец	ПНД Ф 14.1:2.61-96 МВИ массовой концентрации марганца в природных и сточных водах фотометрическим методом с применением персульфата аммония

1. Подземные воды

На территории месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» для контроля возможных загрязнений подземных вод и в соответствии с ГОСТ 17.1.3.06-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране подземных вод», ГОСТ 17.1.3.12-86 «Охрана природы. Гидросфера. Общие правила охраны вод от загрязнения при бурении и добыче нефти и газа на суше» и СП 2.1.5.1059-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения» организована сеть контрольных скважин.

Мониторинг подземных вод, организуется в целях соблюдения требований санитарно-гигиенических нормативов, а также выявления возможного их загрязнения и истощения в результате эксплуатации объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Наблюдаемые параметры и периодичность контроля

С целью контроля уровня загрязнения почвенно-грунтовых и подземных вод на Семеновском, Чеховском, Олимпийском, Южно-Октябрьском, Западно-Ракитинском, Зайцевском, Дружбинском и Северо-Озерском месторождениях необходимо проводить мониторинг подземных вод. Для этого должна быть установлена сеть гидрогеологических скважин, в которых нужно осуществлять периодические измерения уровня и химического состава воды, главным образом по основным загрязняющим компонентам.

Перечень контролируемых параметров подземных вод и периодичность, устанавливается с учетом требований СП 2.1.5.1059-01 «Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения».
Таблица 3 Пункты контроля, регистрируемые параметры, периодичность контроля подземных вод в период эксплуатации*

Наименование пункта контроля	Место расположения Обозначение пунктов	Контролируемые параметры	Периодичность контроля
Пункт контроля подземных вод	1.Семеновское месторождение Л-1…Л-2 2. Зайцевское месторождение Л-3…Л-4 3. Южно-Октябрьское месторождение Л-5…Л-8 4.Северо-Озерское месторождение Л-9…Л-10 5.Дружбинское месторождение Л-11…Л-12 6.Чеховское месторождение Л-13…Л-14 7. Западно-Ракитинское месторождение Л-15…Л-16 8. Олимпийское месторождение Л-17…Л-18	Температура, С; Глубина отбора проб Обобщенные показатели: водородный показатель (рН); сухой остаток (минерализация); Концентрации веществ (в т.ч., специфические ЗВ): нефтепродукты; АПАВ	2 раза в год (весна и осень)

* Схемы размещений пунктов контроля подземных вод представлены в Приложении 3

Размещение пунктов контроля

По полученным материалам на основе анализа геологического строения , гидрогеологических и геоморфологических условий предварительно были определены места положения и глубина гидрогеологических скважин.

На участках, где глинистые породы имеют мощность в десятки метров необходимо осуществлять контроль загрязнений в гидрогеологических скважинах глубиной до 3 м

На Чеховском и Олимпийском месторождениях для контроля за загрязнениями подземных вод, предлагается оборудование гидрогеологических скважин глубиной 5 м.

Количество и глубина гидрогеологических скважин представлена в таблице1.
Таблица 4 Количество гидрогеологических скважин и их глубина

Наименование месторождения	Количество скважин, шт	№№ скважин	Глубина скважин, м
Семеновское	2	Л-1…2	2,8
Зайцевское	2	Л-3…4	2,8
Южно-Октябрьское	4	Л-5…8	2,8
Северо-Озерское	2	Л-9…10	2,8
Дружбинское	2	Л-11…12	2,8
Чеховское	2	Л-13…14	5
Западно-Ракитинское	2	Л-15…16	2,8
Олимпийское	2	Л-17…18	5

Методика контроля предполагает следующую процедуру:

По окончанию обустройства наблюдательных скважин снимаются экологические характеристики (химический состав подземных вод) который принимается за фоновый. В дальнейшем проводятся контрольные измерения, которые являются показателями влияния объектов месторождения ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» на подземные воды.

Методы отбора проб, полевых и лабораторных исследований

Для проведения химических анализов используются методики, допущенные к применению при выполнении работ в области мониторинга загрязнения окружающей среды, либо внесенные в государственный реестр методик количественного химического анализа.

Отбор, хранение и консервация проб подземных вод проводится в соответствии с требованиями, изложенными в ГОСТ Р 51592-2000 "Вода. Общие требования к отбору проб", а также согласно соответствующим нормативно-техническим документам на методы определения веществ. Приборы, используемые для отбора подземных вод, соответствуют требованиям, изложенным в ГОСТ 17.1.5.04-81 "Охрана природы. Гидросфера. Приборы и устройства для отбора, первичной обработки и хранения проб природных вод".

Химический состав подземных вод водоносного горизонта, осуществляется путем отбора проб с последующим анализом в стационарных условиях. Температура подземных вод, рН измеряются с помощью переносного оборудования в процессе отбора проб.

Для проведения химических анализов используются методики, допущенные к применению при выполнении работ в области мониторинга загрязнения окружающей природной среды, либо внесенные в государственный реестр методик количественного химического анализа.
Таблица 5. Перечень контролируемых показателей и методики выполнения измерений подземных вод

№№	Параметр	Обозначение методики и ее название
1	рН	ПНД Ф 14.1:2.121-97 МВИ рН в водах потенциометрическим методом
2	Температура	приборный
3	Глубина	приборный
4	Сухой остаток	ПНД Ф 14.1:2.114-97 МВИ массовой концентрации сухого остатка в пробах природных и очищенных сточных вод гравиметрическим методом
5	Нефтепродукты	ПНД Ф 14.1:2:4.168-2000 МВИ массовой концентрации нефтепродуктов в пробах питьевых, природных и сточных вод методом ИК-спектрометрии с использованием концентратометра КН-2.
6	АПАВ	ПНД Ф 14.1:2:15-95 МВИ массовой концентрации анионоактивных ПАВ в пробах сточных вод экстракционно-фотометрическим методом.

1. Почвенный покров

Мониторинг почвенного покрова осуществляется с целью контроля степени загрязненности почв в ходе эксплуатации объектов месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН».

Наблюдаемые параметры и периодичность контроля

Перечень регистрируемых параметров определяется согласно требованиям, изложенным в соответствующих нормативных документах (СанПиН 2.1.7.1287-03 «Почва. Очистка населенных мест, бытовые и промышленные отходы, санитарная охрана почвы. Санитарно-эпидемиологические требования к качеству почвы», ГОСТ 17.4.3.04-85 «Охрана природы. Почвы. Общие требования к контролю и охране от загрязнения») на основании данных о местах расположения локальных источников загрязнения почв и технологии их работы, а также с учетом процессов осаждения и биогенной миграции загрязняющих веществ.

Согласно ГОСТ 17.4.4.02-84 «Охрана природы. Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа» контроль почвенного покрова должен проводиться не реже 1 раз в год.

Учитывая климатические особенности региона, а также свойства почв отбор проб почв первоначально проводят:

• 
  после снеготаяния (конец апреля/начало мая);
• 
  в конце периода активной вегетации (конец августа/начало сентября).

По результатам мониторинга возможно уменьшить периодичность до 1 раза в год

Размещение пунктов контроля

При осуществлении мониторинга почвенного покрова лабораторный контроль осуществляется:

• 
  на границе площадки месторождения

Организуются две площадки:

• 
  фоновая (выше по рельефу местности) в противоположном направления возможного распространения загрязнения;
• 
  контрольная (ниже по рельефу местности) по направлению возможного распространения загрязнения.

Таблица 6. Пункты контроля, регистрируемые параметры, периодичность контроля почв в период эксплуатации*

Наименование пункта контроля	Место расположения Обозначение пунктов	Контролируемые параметры	Периодичность контроля
Пункт контроля почв контрольная (фоновая) площадка; контрольная площадка	1.Семеновское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 2. Зайцевское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 3. Южно-Октябрьское месторождение фоновая площадка – М2, М3 контрольная площадка – М1, М4 4.Северо-Озерское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 5.Дружбинское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 6.Чеховское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 7. Западно-Ракитинское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1 8. Олимпийское месторождение фоновая площадка – М2 контрольная площадка – М1	Обобщенные показатели: гранулометрический состав; рН водной вытяжки; Концентрации веществ (в т.ч., специфические ЗВ): нефтепродукты; ванадий; никель	2 раза в год (весна, осень) первоначально 1 раз в год в последующие годы при отсутствии аварийных ситуаций

* Схемы размещения пунктов контроля почв представлены в Приложении 2

Методы отбора проб, полевых и лабораторных исследований

Контроль почвенного покрова осуществляется путем отбора проб и последующего химического анализа в стационарных условиях.

В соответствии с требованиями ГОСТ 17.4.3.01-83 «Почвы. Общие требования к отбору проб» для определения загрязненности почвенного покрова выделяется сегмент контроля, размер которого будет зависеть от степени распространения загрязнения.

Отбор проб осуществляется согласно требованиям, изложенным в ГОСТ 17.4.3.01-83 "Почвы. Общие требования к отбору проб", ГОСТ 17.4.4.02-84 "Почвы. Методы отбора и подготовки проб для химического, бактериологического, гельминтологического анализа".

Химическому анализу подвергаются объединенные пробы, каждая из которых состоит из пяти точечных проб, отобранных с одной пробной площадки.

В каждой точке проводится послойный отбор точечных проб: с глубин 0-5, 5-20 см массой не более 200 г каждая.

Средства отбора, условия консервации, хранения и транспортировки устанавливаются в соответствии с ГОСТ 17.4.4.02-84, а также согласно соответствующим нормативно-техническим документам на методы определения загрязняющих веществ.

Анализ отобранных проб проводится в стационарной лаборатории. Для проведения анализов используются соответствующие методики, допущенные к применению при выполнении работ в области мониторинга загрязнения окружающей природной среды, либо внесенные в государственный реестр методик количественного химического анализа.

Оценка качества почв определяется путем сопоставления полученных результатов анализа с ГН 2.1.7.2042-06. «Почва, очистка населенных мест, отходы производства и потребления, санитарная охраны почвы. Ориентировочно допустимые концентрации (ОДК) химических веществ в почве» и ГН 2.1.7.2041-06. «Почва, очистка населенных мест, отходы производства и потребления, санитарная охрана почвы. Предельно допустимые концентрации (ПДК) химических веществ в почве», а также с региональными показателями.
Таблица 7. Перечень контролируемых показателей и методики выполнения измерений почвы

№№	Параметр	Обозначение методики и ее название
1	рН / рН водной вытяжки	ГОСТ 26423-85 Метод определения удельной электрической проводимости, рН и плотного остатка водной вытяжки
2	Нефтепродукты	ПНД Ф 16.1:2.2.22-98 Методика выполнения измерений массовой доли нефтепродуктов в почвах и донных отложениях методом ИК-спектрометрии
3	Гранулометрический состав	ГОСТ 21536-67 Методы лабораторного определения гранулометрического (зернового) и микроагрегатного состава
4	Никель	ПНД Ф 16.1:2.2:2.3.36-2002 Методика выполнения измерений валового содержания меди, кадмия, цинка, свинца, никеля и марганца в почвах, донных отложениях и осадках сточных вод методом пламенной атомно-абсорбционной спектрометрии

2.3. Организация работ по мониторингу

При проведении производственного экологического мониторинга в период эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» в соответствии с лицензионными требованиями, осуществляется комплекс наблюдений за экологическим состоянием окружающей среды в зоне влияния эксплуатируемых технологических объектов путем сбора измерительных данных, интегрированной их обработки и анализа, распределения результатов мониторинга между пользователями и своевременного доведения мониторинговой информации до должностных лиц для оценки ситуации и принятия управленческих решений.

Производственный экологический мониторинг в период эксплуатации месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-КМН» может осуществляться силами аккредитованной лаборатории ООО «ЛУКОЙЛ-КМН», а также силами привлеченных специализированных аккредитованных организаций, преимущественно Калининградской области, имеющих в своем составе квалифицированный персонал и соответствующие технические средства для проведения измерений и наблюдений на указанных месторождениях в соответствии с утвержденной программой.