Анализ состояния окружающей природной среды территорий лицензионных участков проведен сотрудниками Научно-аналитического центра рационального недропользования Ханты-Мансийского автономного округа на основании годовых отчетов недропользователей, представляемых в соответствии с совместным постановлением главы администрации ХМАО и Комитета по геологии и использованию недр Российской Федерации “Об отчетности по выполнению условий пользования недрами” № 171-142 от 15.07.94. Раздел 4 этого документа “Базовая информация о состоянии окружающей среды” должен содержать информацию о результатах наблюдения за состоянием атмосферного воздуха, поверхностных и грунтовых вод, почв.
Предоставление отчетности недропользователями в течении 1994-1996 гг. отражено в таблице 2.5.
Таблица 2.5
Предоставление отчетности о состоянии окружающей природной среды
Недропользователь
|
Предоставление отчета за
|
Наличие информации о состоянии окружающей среды
|
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
АООТ ”ЛУКойл-Когалымнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ЗАО ”СибИнвестНафт”
|
|
|
+
|
|
|
-
|
ОАО ”Хантымансийскнефтегазгеология”
|
+
|
|
|
-
|
|
|
АНК “Югранефть”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
СП “Соболь”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ДП ”Тюментрансгаз” РАО “Газпром”
|
+
|
|
|
-
|
|
|
ОАО “Славнефть-Мегионнефтегазгеология”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
ОАО ”Нефтяная компания Магма”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО “Кондпетролеум”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
АО “Юганскнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО “ЛУКойл-Урайнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
ОАО “Сургутнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ЗАО “ЛУКойл-АИК”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
СП “Хантымансийскнефтехант”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
ЗАО “Турсунт”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
СП “Черногорское”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО “Тюменнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
ОАО “Черногорнефть”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
-
|
ОАО “РИТЭК”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО ”Варьеганнефть”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО “Ноябрьскнефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
СП “Ваньеганнефть”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
ОАО “Нижневартовскнефтегаз”
|
+
|
-
|
+
|
+
|
-
|
+
|
ОАО Обьнефтегазгеология”
|
+
|
|
|
-
|
|
|
АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
+
|
АООТ “СИНКО”
|
+
|
|
+
|
-
|
|
-
|
СП “Белые ночи”
|
+
|
+
|
|
+
|
+
|
|
ОАО “Тюменнефтегаз”
|
+
|
|
|
+
|
|
|
ОАО ”Хантымансийскнефтегазгеология”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
ГГП “Обьнефтегазгеология”
|
+
|
|
+
|
-
|
|
-
|
АО “Томскнефть”
|
+
|
|
|
+
|
|
|
АООТ “Мегионнефтегаз”
|
+
|
|
|
+
|
|
|
АО “Ноябрьскнефтегаз”
|
+
|
|
|
+
|
|
|
АНК “Югранефть”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
+
|
-
|
АООТ “Негуснефть”
|
+
|
+
|
|
+
|
-
|
|
ГГП “Красноленинскнефтегазгеология”
|
+
|
+
|
+
|
-
|
-
|
-
|
АО НК “Эвихон”
|
+
|
+
|
|
+
|
+
|
|
“Тюментрансгаз”
|
|
+
|
|
|
-
|
|
АОЗТ НАК “Аки-ОТЫР”
|
|
+
|
|
|
-
|
|
СП “САНК”
|
|
+
|
|
|
+
|
|
АООТ Варьеганнефтегаз”
|
|
+
|
|
|
+
|
|
Из таблицы видно, что только 12 недропользователей из 41 предоставили информацию о состоянии окружающей среды с той, или иной, степенью достоверности, в том, или ином объеме. Следует отметить, что в число 12 предприятий входят и те, кто, произведя наблюдения в 1994 году, отчитываются за 1995, 1996 гг., используя эти данные: ОАО “РИТЭК”, СП “Черногорское”, “Тюменьнефтегаз”.
Состояние атмосферного воздуха на территориях лицензионных участков нефтегазовых месторождений
Характерными ингредиентами атмосферного воздуха, образующимися в процессе добычи нефти, являются углеводороды, оксид углерода, оксиды азота и сернистый ангидрид. Значительная масса загрязнений поступает в атмосферу при сжигании нефтяного газа в факелах.
В 1996 году вели наблюдения за состоянием атмосферного воздуха на нефтяных месторождениях в соответствии с лицензионными соглашениями следующие недропользователи: ОАО “Ноябрьскнефтегаз”, ОАО “РИТЭК”, Нефтяная компания “Магма”, СП “Ваньеганнефть”, ОАО “Варьеганнефть”, ОАО “Нижневартовскнефтегаз”, ОАО “Сургутнефтегаз”, АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”, АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”, АО “Юганскнефтегаз”.
СП “Соболь” предоставило информацию о промышленных выбросах в атмосферный воздух, а не о состоянии атмосферного воздуха на месторождении.
Таблица 2.6
Среднегодовые концентрации загрязняющих веществ атмосферного воздуха за 1996 г., мг/м3
Недропользователь
|
СО
|
SO2
|
NO2
|
Углеводороды
|
|
max
|
min
|
ср.
|
max
|
min
|
ср.
|
max
|
min
|
ср.
|
max
|
min
|
ср.
|
АООТ ”ЛУКойл-Когалымнефтегаз”
|
1,5
|
0,3
|
0,86
|
0,75
|
0,1
|
0,25
|
0,2
|
н.об
|
0,068
|
24,4
|
24,4
|
24,4
|
АООТ ”ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”
|
0,96
|
0,50
|
0,88
|
0,2
|
0,01
|
0,04
|
|
|
|
2,94
|
2,06
|
2,37
|
ОАО ”Варьеганнефть”
|
0,7
|
|
0,3
|
|
|
|
0,03
|
|
0,01
|
4,54
|
2,66
|
3,66
|
СП ”Ваньеганнефть”
|
0,18
|
0,18
|
0,18
|
|
|
|
0,02
|
0,02
|
0,02
|
0,55
|
0,55
|
0,55
|
АО ”Ноябрьскнефтегаз”
|
1,5
|
1,5
|
1,5
|
0,01
|
0,01
|
0,01
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
|
|
|
АО ”Юганснефтегаз”
|
5,3
|
0,07
|
2,5
|
|
|
|
|
|
|
56,6
|
18,34
|
38,63
|
ОАО ”Сургутнефтегаз”
|
1,55
|
1,55
|
1,55
|
0,09
|
0,09
|
0,09
|
0,03
|
0,03
|
0,03
|
|
|
|
ОАО ”Нижневартовскнефтегаз”
|
5,0
|
0,13
|
1,34
|
0,5
|
|
0,06
|
0,08
|
0,01
|
0,04
|
54,3
|
0,49
|
13,95
|
ОАО ”РИТЭК”
|
3,07
|
1,86
|
2,46
|
|
|
|
0,07
|
0,06
|
0,068
|
5,4
|
1,91
|
3,65
|
НК “Магма”
|
1,3
|
1,23
|
1,27
|
|
|
|
0,02
|
0,01
|
0,02
|
1,3
|
|
0,65
|
Наиболее неблагополучная обстановка по загрязнению атмосферного воздуха сложилась в ОАО “Нижневартовскнефтегаз” (табл. 2.6); по всем основным показателям максимальные значения равны ПДК или превышают его. Наибольшее загрязнение атмосферного воздуха фиксируется на Самотлорском месторождении: СО - 1 ПДК, NO2 - 1 ПДК, SO2 - 1 ПДК. По суммарным углеводородам превышение ПДК в 10,9 раза зафиксировано на Пермяковском месторождении. Относительно благополучно обстоят дела на Мыхпайском месторождении: CO - 0,03 ПДК, SO2 - отсутствуют, содержание углеводородов - 0,1 ПДК.
На лицензионных участках АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз” отмечаются повышенные концентрации контролируемых показателей на Тевлинско-Русскинском месторождении (NO2 - 2,4 ПДК, углеводороды - 4,9 ПДК), а также, как уже отмечалось выше, на Восточно-Придорожном -1,5 ПДК. Выделяется на их фоне в лучшую сторону Северо-Кочевское месторождение: CO - 0,3 мг/м3, SO2 - 0,1 мг/м3, оксиды азота не обнаружены.
Наблюдения за состоянием атмосферного воздуха на месторождениях АО “Юганскнефтегаз” говорят о превышении допустимых уровней загрязнения по группе Салымских месторождений: СО - 1 ПДК - Лемпинская площадь, Салымское (пласт-ЮС 0), углеводороды - 11,2 ПДК - Северо-Салымское.
Для отслеживания динамики изменения концентраций основных загрязняющих веществ в атмосферном воздухе нефтегазовых месторождений за период с 1994 по 1996 г. сотрудниками НАЦ РН произведена обработка данных АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”, АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”, ОАО “Сургутнефтегаз” и АО “Юганскнефтегаз”, по лицензионным участкам которых представлена наиболее полная информации.
Окись углерода
По содержанию окиси углерода наблюдается устойчивая тенденция роста ее средних концентраций в 1994-1996 гг. по предприятиям: ОАО “Сургутнефтегаз”, АО “Юганскнефтегаз” (рис 1...).
На лицензионных участках ОАО “ЛУКойл-Когалымнефтегаз, после возрастания окиси углерода в 1995 г. до 1,5 мг/м3 по сравнению с 0,98 мг/м3 в 1994 г. (Ватьеганское месторождение с 0,75 мг/м3 до 1,5 мг/м3, Когалымское месторождение с 1,15 мг/м3 до 1,5 мг/м3), наблюдается снижение в 1996 году до 0,86 мг/м3. Но это объясняется не столько уменьшением нагрузки на атмосферный воздух (параметры вышеуказанных месторождений в 1996 году по окиси углерода остались на прежнем уровне, хотя и произошло уменьшение концентрации на Тевлинско-Русскинском месторождении с 0,75 мг/м3 в 1994 г. до 0,3 мг/м3 в 1996 г.), сколько получением информации за указанный год о Восточно-Придорожном и Северо-Кочевском месторождениям с более низкими показателями (0,7 мг/м3 и 0,3 мг/м3 соответственно), что отразилось на среднегодовом показателе по предприятию в сторону его уменьшения в 1996 г. (рис. 1).
На месторождениях нефти разрабатываемых АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” в целом концентрация СО, в рассматриваемый период, уменьшается, за исключением Чумпасского, Нивагальского, Покачевского лицензионных участков, на которых произошло незначительное увеличение показателя. Изменение средней концентрации по предприятию в сторону увеличения в 1996 г. объясняется резким скачком на Ключевом месторождении с 0,36 мг/м3 в 1995 г. до 0,74 мг/м3 в 1996 г. (рис. 2.5).
Сернистый ангидрид
Средние концентрации SO2 остались неизменными на месторождениях АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”, изменились в сторону уменьшения в ОАО “НК “Магма”, ОАО “Ноябрьскнефтегаз” и увеличились в ОАО “Сургутнефтегаз” и АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз” (рис. 2.6), где на Восточно-Придорожном месторождении в 1996 г. зафиксировано превышение ПДК - 0,75 мг/м3 (1,5 ПДК).
Двуокись азота
По содержанию двуокиси азота наблюдается постепенное увеличение средних значений по предприятию АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз” в 1994 (0,023 мг/м3) -1995 г. (0,026 мг/м3) и резкое возрастание в 1996 году (0,068 мг/м3) за счет того, что содержание оксидов азота на Тевлинско-Русскинском месторождении составило 0,2 мг/м3, что превышает ПДК в 2,35 раза.
Тенденция к увеличению этого показателя зафиксирована и у ОАО ”Сургутнефтегаз” (1994 г. - 0,013 мг/м3, 1995 г.- 0,025 мг/м3, 1996 г. - 0,032 мг/м3).
Углеводороды
Средняя концентрация суммарных углеводородов по АО “Юганснефтегаз” в 1994 г. превышала ПДК в 3,8 раза, в 1995 г.- в 6 раз, в 1996 г.- в 7,7 раза (рис. 2.7).
Максимальные значения в 1994 г. отмечены на Приобском месторождении - 46 мг/м3 (9,2 ПДК), в 1995 г. - на Северо-Салымском - 56,6 мг/м3 (11,3 ПДК), в 1996 г. - вновь на Приобском месторождении - 87,8 мг/м3 -17,6 ПДК.
На лицензионных участках АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” в 1995 г. наблюдалось уменьшение концентрации суммарных углеводородов (1994 г. - 3,3 мг/м3, 1995 г. - 1,31 мг/м3) с последующим увеличением в 1996 г. (2,37 мг/м3).
Состояние поверхностных вод на территориях лицензионных участков нефтегазовых месторождений
В 1996 году наблюдения за качеством поверхностных вод вела незначительная часть недропользователей: АО “Юганскнефтегаз”, АООТ “Сургутнефтегаз”, АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” и АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”, СП “Соболь”, АО “Кондпетролеум”, АО НК“Магма”, АООТ “Нижневартовскнефтегаз”, СП “Ваньеганнефть”, ОАО “Ноябрьскнефтегаз”, ОАО “Варьеганнефть”.
Для сравнительного анализа содержания нефтепродуктов в поверхностных водах использовалась предельно допустимая концентрация (ПДК) нормируемых веществ в воде рыбохозяйственных водоемов (нефтепродукты - 0,05 мг/л).
Таблица 2.7
Среднегодовые концентрации нефтепродуктов в поверхностных водоемах на территории производственной деятельности нефтегазодобывающих предприятий, кратность ПДК
Недропользователь
|
Нефтепродукты, кратность ПДК
|
АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”
|
3-6
|
АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”
|
14
|
СП “Соболь”
|
4
|
СП “Черногорское”
|
1
|
АО “Юганскнефтегаз”
|
29
|
ОАО “Сургутнефтегаз”
|
7
|
ОАО “Нижневартовскнефтегаз”
|
2-3
|
ОАО “Варьеганнефть”
|
4
|
СП “Ваньеганнефть”
|
1-3
|
ОАО “Кондпетролеум”
|
1
|
ОАО “Нефтяная компания “Магма”
|
1-1,5
|
ОАО “Ноябрьскнефтегаз”
|
1
|
Динамика содержания нефтепродуктов в поверхностных водах (1994-1996 г.г.) на территории месторождений свидетельствуют об изменениях этого показателя: АООТ “Юганскнефтегаз” - в среднем от 7 до 29 ПДК; АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз” - от 19 до 14 ПДК; АООТ Сургутнефтегаз” - 7 ПДК; АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” - на уровне 4 ПДК (табл. 2.8)
Таблица 2.8
Среднегодовые концентрации нефтепродуктов в поверхностных водах территорий месторождений по нефтегазодобывающим предприятиям, мг/л
Недропользователь
|
1994 год
|
1995 год
|
1996 год
|
АО “Юганскнефтегаз”
|
0,18-0,53
|
0,10
|
1,46
|
АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”
|
0,95
|
0,86
|
0,72
|
АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”
|
0,21
|
0,20
|
0,20
|
АООТ “Сургутнефтегаз”
|
0,13-0,33
|
0,20
|
0,35
|
АО “Ноябрьскнефтегаз”
|
0,03
|
|
0,50
|
АО “Кондпетролеум”
|
0,11
|
|
0,05
|
СП “Белые ночи”
|
0,18
|
0,08
|
|
АООТ “Нижневартовскнефтегаз”
|
0,13-0,17
|
|
1,50
|
АООТ “Черногорнефть”
|
0,09
|
0,11
|
|
АО “КИНЭКС”
|
0,16
|
|
|
АКЗТ “Корпорация Югранефть”
|
|
0,15
|
|
СП “Черногорское”
|
|
0,06
|
0,06
|
СП “Соболь”
|
|
1,50
|
0,20
|
ОАО “Варьеганнефть”
|
|
|
0,20
|
СП “Ваньеганнефть”
|
|
|
0,10
|
ОАО “Нефтяная компания “Магма”
|
|
|
0,05
|
Содержание нефтепродуктов в поверхностных водах месторождений ОАО “Юганскнефтегаз” составило в 1994 году минимум 0,04 мг/л (Правдинское месторождение), что не превышает ПДК, максимум 4 мг/л (там же) - 80 ПДК, средние значения по предприятию 0,248 мг/л - 5 ПДК.
В 1995 году обстановка в целом улучшается и, хотя минимальные значения несколько увеличились, до 0,05 мг/л (Правдинское, Салымское (пласт ЮС-О), Приразломное) - 1 ПДК, зато и максимальные значения уменьшились до 0,144 мг/л - 3 ПДК. В 1995 г. средние концентрации нефтепродуктов в поверхностных водах составили 0,09 мг/л - 1,8 ПДК.
В 1996 г. обстановка изменилась в худшую сторону при минимальном значении равном - 1 ПДК (Приразломное, Салымское (Лемпинская площадь), Салымское (пласт ЮС-О) размах амплитуды концентраций нефтепродуктов достиг 12,0 мг/л или 240 ПДК (Мамонтовское месторождение), а средняя концентрация нефтепродуктов по предприятию АО “Юганскнефтегаз” - 1,68 мг/л (33,6 ПДК) (табл. 2.9).
Таблица 2.9
Содержание нефтепродуктов в поверхностных водах территорий лицензионных участков АО “Юганскнефтегаз”, мг/л
Месторождение
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
Восточно-Сургутское
|
0,062
|
0,062-0,074
|
0,062-0,074
|
Ефремовское
|
0,078
|
0,125
|
5,6-6,0
|
Майское
|
0,08
|
0,11
|
0,11
|
Мало-Балыкское
|
0,1-0,21
|
0,11
|
5,3
|
Мамонтовское
|
0,09
|
0,144
|
11,0-12,0
|
Петелинское
|
0,09
|
0,12
|
5,7
|
Правдинское
|
0,04-4,0
|
0,05
|
0,2-3,2
|
Приразломное
|
|
0,05
|
0,05
|
Салымское (Лемпинская площадь)
|
0,13-1,3
|
|
0,05
|
Салымское (пласт ЮС-О)
|
|
0,05
|
0,05
|
Северо-Салымское
|
0,02-0,16
|
|
|
Солкинское
|
0,061-0,082
|
0,061-0,082
|
0,061-0,082
|
Средне-Балыкское
|
0,072-0,11
|
0,12
|
0,1-3,2
|
Тепловское
|
0,075
|
0,066
|
0,066
|
Угутское
|
0,10
|
0,10
|
|
Усть-Балыкское
|
0,067-0,091
|
0,067-0,091
|
0,067-0,091
|
Южно-Балыкское
|
0,1-0,21
|
0,11
|
5,3
|
Южно-Сургутское
|
|
|
0,21-1,7
|
На месторождениях АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз” содержание нефтепродуктов в 1994 г. колебалось от 3 ПДК на Тевлинско-Русскинском до 11 ПДК на Ватьеганском месторождении и составило в среднем 7,8 ПДК. В 1995 г. происходит увеличение концентрации до 32 ПДК на Повховском месторождении и до 60 ПДК на Ватьеганском.
Таблица 2.10
Содержание нефтепродуктов в поверхностных водах территорий лицензионных участков АООТ “ЛУКойл Когалымнефтегаз”, мг/л
Месторождение
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
Ватьеганское
|
0,55
|
2,99
|
2,99
|
Восточно-Придорожное
|
0,28
|
0,19
|
0,26
|
Когалымское
|
0,38
|
|
|
Кустовое
|
0,55
|
1,1
|
0,39
|
Повховское
|
0,50
|
1,60
|
1,60
|
Тевлинско-Русскинское
|
0,15
|
0,15
|
0,04
|
Южно-Ягунское
|
0,20
|
0,29
|
0,55
|
Такие же показатели были отмечены по этим участкам и в 1995 г., а достигшая в 1996 г. 22 ПДК концентрация нефтепродуктов на месторождении Дружное, уменьшилась в 1996 г. до 7,8 ПДК (табл. 2.10).
Среднегодовая концентрация нефтепродуктов в поверхностных водах АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” на разрабатываемых месторождениях составила в 1994 г. - 4,8 ПДК, в 1995 г. она понизилась до 4,2 ПДК и осталась на том же уровне в 1996 г. Минимальное значение за весь рассматриваемый период - 2,8 ПДК (Покамасовское, 1995 г.), максимальное- 6,4 ПДК (Урьевское, Южно-Покачевское, 1994 г.) (табл. 2.11).
Таблица 2.11
Среднегодовая концентрация нефтепродуктов в поверхностных водах территорий лицензионных участков АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз”, мг/л
Месторождение
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
Ключевое
|
0,31
|
0,28
|
0,31
|
Лас-Еганское
|
0,21
|
0,23
|
0,19
|
Локосовское
|
0,16
|
0,17
|
0,15
|
Нивагальское
|
0,23
|
0,23
|
0,18
|
Нонг-Еганское
|
0,30
|
0,22
|
0,30
|
Покамасовское
|
0,16
|
0,14
|
0,13
|
Покачевское
|
0,24
|
0,23
|
|
Поточное
|
0,32
|
0,19
|
0,23
|
Северо-Поточное
|
0,16
|
0,19
|
0,18
|
Урьевское
|
0,32
|
0,26
|
0,22
|
Чумпасское
|
0,16
|
0,17
|
0,16
|
Южно-Покачевское
|
0,32
|
0,24
|
0,32
|
Среднегодовая концентрация нефтепродуктов в поверхностных водах на территории производственной деятельности ОАО “Сургутнефтегаз” в 1994-1995 годах была зафиксирована на уровне 6 ПДК, в 1996 году произошло ее незначительное уменьшение до 5,2 ПДК. Минимальные значения в 1994 году составили 1 ПДК (Комарьинское), максимальные 29,4 ПДК в этом же году на месторождении Русскинское и Савуйское (табл. 2.12).
Таблица 2.12
Содержание нефтепродуктов в поверхностных водах территорий лицензионных участков ООТ “Сургутнефтегаз”, мг/л
Месторождение
|
1994 г.
|
1995 г.
|
1996 г.
|
Ай-Пимское
|
0,18-0,20
|
|
0,22
|
Алехинское
|
0,14-0,22
|
0,17-0,49
|
|
Быстринское
|
0,10-0,26
|
0,13-0,37
|
0,46
|
Вачимско-Карьяунское
|
0,06-0,26
|
0,06-0,26
|
|
Восточно-Еловое
|
0,15-0,23
|
0,11-0,39
|
0,33
|
Восточно-Сургутское
|
0,19-0,28
|
0,19-0,28
|
0,26
|
Дунаевское
|
0,14-0,23
|
0,16-0,33
|
0,10-0,24
|
Западно-Солкинское
|
0,06-0,12
|
0,12-0,24
|
0,10-0,32
|
Западно-Сургутское
|
0,20-0,25
|
0,16-0,33
|
0,16-0,24
|
Камынское
|
0,11-0,12
|
0,17-0,46
|
0,1-0,32
|
Лянторское
|
0,11-0,09
|
0,17-0,49
|
0,15-0,44
|
Нижне-Сортымское
|
0,08-0,25
|
0,17-0,53
|
0,11-0,88
|
Родниковое
|
0,15-0,68
|
0,15-0,61
|
0,15-0,50
|
Русскинское
|
0,13-1,47
|
0,13-0,38
|
0,16-0,36
|
Савуйское
|
0,13-1,47
|
0,15-0,61
|
|
Солкинское
|
0,10-0,66
|
0,16-0,67
|
0,16-0,21
|
Тянское
|
0,05-0,85
|
0,14-0,28
|
0,1-0,21
|
Федоровское
|
0,2-0,26
|
0,19-0,35
|
0,13-0,16
|
Яун-Лорское
|
0,15-0,20
|
0,13-0,37
|
0,15-0,7
|
Высокий уровень загрязнения нефтепродуктами в 1996 году зафиксирован на следующих месторождениях:
Ватьеганское, р.Айка-Еган ПДК (АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”) - 60;
Повховское, р.Вать-Еган (АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”) -32 ПДК;
Южно-Сургутское месторождение (ОАО “Юганскнефтегаз”) - 34 ПДК;
Правдинское месторождение (ОАО “Юганскнефтегаз”) - 64 ПДК.
Экстремально высокое содержание нефтепродуктов (> 5 мг/л или >100 ПДК) имеют воды Мамонтовского месторождения (220-240 ПДК), Ефремовского месторождения (112-120 ПДК), Петелинского месторождения (114 ПДК) и Балыкского месторождения (106 ПДК) ОАО “Юганскнефтегаз”.
В 1996 году в ОАО “Юганснефтегаз” (по официально представленным в НАЦ РН данным) в результате аварий на рельеф и в водоёмы разлито 4 489,052 тонн нефти, из них 3 526,08 тонн на Мамонтовском месторождении. На рис. 2.8 прослеживается зависимость повышения концентрации нефтепродуктов в поверхностных водах от количества разлитой нефти по ОАО “Юганскнефтегаз”.
Состояние почв и грунтов на территориях лицензионных участков нефтегазовых месторождений
В соответствии с лицензионными обязательствами недропользователи должны вести наблюдения за состоянием почв и грунтов в пределах отведенных лицензионных участков месторождений.
В 1996 году за состоянием почв вели наблюдения следующие недропользователи: АО “Юганскнефтегаз”, АООТ “ЛУКойл-Когалымнефтегаз”, СП “Черногорское”, СП “Соболь”, АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз, ОАО “Варьеганнефть”, ОАО “РИТЭК”, ОАО “Нижневартовскнефтегаз”. СП “Черногорское” представило в Ханты-Мансийскгеолком и администрацию округа информацию прошедшего 1995 года; в НК“Магма” нефтепродукты определяются в весовых отношениях; ОАО “Кондпетролеум” предоставляет информацию о состоянии почвы по “требованию контролирующих органов”; СП “Соболь” ведет наблюдения за загрязнением почв, но точки отбора проб меняются (в 1995 году были отобраны пробы на 23 точках, а в 1996 году на 7 точках), что не позволяет анализировать динамику изменения загрязнения почв.
Из всех недропользователей только АООТ “ЛУКойл-Лангепаснефтегаз” проводит работу по определению качества земель, на которых он работает: в 1994 году среднее содержание нефтепродуктов по предприятию в почве составило 137,3 г/кг, в 1995 году - 155,64 г/кг, в 1996 году - 159,075 г/кг, что свидетельствует о их накоплении.
Ввиду отсутствия нормативов ПДК на нефтепродукты в почве, предприятия должны в соответствии с лицензионными обязательствами провести исследования на определение фоновых значений нефтепродуктов на территориях лицензионных участков.
В результате проведённого анализа экологического состояния территорий лицензионных участков сотрудники НАЦ РН делают следующие выводы:
1. Контроль за состоянием окружающей среды на большинстве предприятий-недропользователей проводится на низком уровне.
2. На лицензионных участках нефтегазовых месторождений происходит постепенное увеличение содержания загрязняющих веществ в атмосферном воздухе.
3. На месторождениях практически нет водных объектов, в которых содержание нефтепродуктов было бы ниже ПДК для рыбохозяйственных водоёмов.
Достарыңызбен бөлісу: |