Раздел 3. Текущие уровни эмиссий в окружающую среду

Раздел 3 Текущие уровни эмиссий в окружающую среду

Этот раздел справочника НДТ содержит данные о фактических уровнях воздействий технологических блоков предприятий нефтедобывающей промышленности на окружающую среду. Структура Раздела 3 идентична структуре Раздела 2 и описывает те же технологические блоки с добавлением описания экологических воздействий от факельных систем, шламовых амбаров, очистных сооружений и технологий "на конце трубы".

3.1 Экологические воздействия нефтедобывающего предприятия

Предприятия нефтедобывающей промышленности ответственны за 20 % выбросов в атмосферу РФ загрязняющих веществ. При добыче нефти возможны промышленные выбросы газа, паров нефти и конденсата через продувочные свечи, факельные стояки, дыхательные клапаны резервуаров и предохранительные клапаны. Так, в настоящее время в РФ технологические резервуары на большинстве дожимных насосных станций и нефтесборных пунктов работают как отстойники, то есть каждый резервуар работает при одновременном наполнении и откачке, при постоянном отрегулированном открытом состоянии приемных и выкидных задвижек. При этом попутный газ, оставшийся в нефти после сепарации в концевых сепарационных установках, выделяется в резервуарах, накапливается в их газовоздушном пространстве и выбрасывается в атмосферу через дыхательные клапаны.

Основными загрязняющими веществами, входящими в состав выбросов, являются пары углеводородов, а при разработке высокосернистых соединений - также и сероводород. Использование силовых агрегатов на нефтяном месторождении приводит к выбросам оксидов серы, азота и углерода.

Сероводород, содержащийся в добываемой водонефтяной эмульсии, имеет естественное происхождение или образуется в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий при закачке в пласт зараженной ими пресной воды, необходимой для поддержания пластового давления.

В процессе сбора и первичной подготовки нефтегазовой жидкости на промысле основная опасность возникает при сборе нефтегазовой жидкости, сепарации и утилизации попутных газов. Источниками воздействия на окружающую среду могут быть: нефтяные резервуары, трубопроводы, факельные системы. Причинами воздействия являются: потери легких фракций при хранении, коррозия трубопроводов, процессы горения. Основными загрязнителями окружающей среды являются: попутные нефтяные газы, продукты неполного сгорания попутных газов, азотистые и сернистые соединения, поверхностно-активные вещества, одоранты и др.

В условиях интенсивного освоения нефтегазодобывающих районов отмечается значительное техногенное воздействие на пресные подземные воды. Среди наиболее мощных источников загрязнения - нефтяные промыслы и нефтепроводы, а также промысловые и нагнетательные скважины. При этом загрязнение подземных вод происходит нефтью, промысловыми водами и промывочными жидкостями буровых скважин. Причиной загрязнений может явиться, например, утечка нефтегазовой жидкости из трубопроводов и промысловых вод из нагнетательных скважин.

Нарушения целостности обсадных колонн, технологии проходки и крепления скважин являются причинами образования внутренних очагов загрязнения.

Основным путем проникновения загрязняющих веществ в районе промыслов часто является зона повышенной вертикальной проницаемости непосредственно вдоль стволов промысловых скважин.

В ходе эксплуатации месторождений опасность загрязнения водных источников возникает при добыче и транспортировке нефтегазовой жидкости, закачке воды для поддерживания пластового давления, при сборе и первичной подготовке нефтегазовой жидкости и газового конденсата на промыслах, сепарации попутных газов. Источниками загрязнения могут явиться отстойники, нефтесборные коллекторы, кустовые насосные станции, добывающие и нагнетательные скважины, трубопроводы, нефтяные резервуары, продувочные свечи и конденсатосборники на низких участках трасс газопроводов. Причинами воздействия являются агрессивность транспортируемой среды, рост обводненности продукции скважин, коррозия оборудования, плохая герметичность, разрушение трубопроводов. Основными загрязнителями при этом являются: углеводороды при аварийных выбросах и потерях при транспортировке, сточные воды различной степени минерализации, поверхностно-активные соединения, ингибиторы коррозии, газовый конденсат, сероводород, различные соли.

Выбросы "Производство в целом" представлены в таблице 3.1.

Таблица 3.1 - Выбросы "Производство в целом"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
1,3,5-Триметилбензол (мезитилен)	0,18	0,0058	0,0058	0,0058
Азота диоксид	0,14 - 842,85	0,007	63,82	31,91
Азота оксид	0,023 - 299,63	0,002	12,0	6,001
Азотная кислота	0,0000008	0,000001	0,000001	0,000001
Амилены (смесь изомеров)	0,059	0,31	0,31	0,31
Аммиак	0,0053 - 0,23	0,00027	0,056	0,028
Ацетон	0,074 - 0,43	0,033	0,033	0,033
Бензапирен	0,000000007 - 0,38	0,0000000004	0,0003	0,00015
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)	0,108 - 0,52	0,032	0,6	0,316
Бензин сланцевый (в пересчете на углерод)	0,15	0,32	0,32	0,32
Бензол	0,041 - 209,3	0,031	3,86	1,93
Бутилацетат	0,11 - 1,9	0,044	0,044	0,044
Ванадия пяти оксид	0,0000008	0,000015	0,000036	0,000025
Взвешенные вещества	1,955 - 2,35	0,66	0,66	0,66
Диалюминий триоксид (в пересчете на алюминий)	0,009	0,009	0,009	0,009
Дижелезо триоксид (железа оксид)	0,0017 - 1,36	0,21	0,29	0,25
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,027 - 70,34	0,0084	2,19	1,095
Железа трихлорид (в пересчете на железо)	0,017	0,01	0,025	0,017
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)	4,34	0,22	0,22	0,22
Изопропилбензол (кумол)	0,178	0,0058	0,0058	0,0058
Карбонат натрия (динатрий карбонат)	0,195	0,66	0,66	0,66
Керосин	0,173 - 46,72	0,22	4,2	2,21
Кислота уксусная	0,00013	0,0057	0,0057	0,0057
Марганец и его соединения	0,0001 - 0,029	0,0004	0,0074	0,0038
Метан	2,13 - 17818,76	0,022	782,18	391,1
Метилбензол (толуол)	0,054 - 141,32	0,019	3,036	1,52
Минеральное масло	0,013	0,01	0,01	0,01
Моноизобутиловый эфир этиленгликоля (бутилцеллозольв)	0,0057	0,00018	0,00018	0,00018
Натрий гидроксид (Натрия гидроокись, Натр едкий, Сода каустическая)	0,0000006 - 0,005	0,0000008	0,00055	0,00026
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	0,01 - 0,081	0,012	0,069	0,041
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	0,00013 - 5,09	0,0036	5,0	2,501
Серная кислота	0,000023 - 0,008	0,0000096	0,00024	0,00012
Сероводород	0,0035 - 8,8	0,003	0,64	0,32
Серы диоксид	0,18 - 91,25	0,076	127,013	63,5
Сольвент-нафта	0,0114 - 3,02	0,00036	0,14	0,07
Спирт бутиловый	0,155 - 3,71	0,068	0,29	0,15
Спирт изобутиловый	0,001 - 0,14	0,045	0,045	0,045
Спирт изопропиловый	1,66	0,031	0,031	0,031
Спирт метиловый	1,27 - 3,88	0,02	6,105	3,06
Спирт пропиловый	0,0032 - 0,125	0,0042	0,08	0,04
Спирт этиловый	0,183 - 3,25	0,07	0,16	0,115
Триэтаноламин	0,032	0,0011	0,0011	0,0011
Уайт-спирит	7,66 - 7,76	0,78	1,99	1,385
Углеводороды предельные C12-C19	0,008 - 2,66	0,04	1,06	0,55
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	12,64 - 31547,12	5,71	800,14	402,93
Углеводороды предельные C6-C10	6,71 - 13915,14	2,05	295,47	148,76
Углерод (Сажа)	0,106 - 12119,086	0,106	866,62	433,36
Углерод четыреххлористый	0,043	0,0045	0,0045	0,0045
Углерода оксид	6,7 - 101076,03	1,12	7233,54	3617,33
Фенол	0,0009	0,000046	0,000046	0,000046
Формальдегид	0,00004 - 1,93	0,0019	0,136	0,069
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	0,00017 - 0,029	0,001	0,0095	0,00525
Фториды твердые	0,0003 - 0,018	0,004	0,006	0,005
Хлористый водород	0,014 - 0,029	0,0023	0,003	0,0026
Хром (Cr 6+)	0,000033	0,000001	0,000001	0,000001
Этилацетат	0,0225	0,004	0,004	0,004
Этилбензол (стирол)	0,008 - 0,06	0,007	0,1	0,052
Этиленгликоль (1,2-этандиол)	0,003	0,15	0,15	0,15

Состав стоков производства в целом представлен в таблице 3.2.

Таблица 3.2 - Состав стоков производства в целом по данным анкет

Наименование загрязняющего вещества сбросов	Код загрязняющего вещества по 1316 (II - для водных объектов)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный сброс загрязняющего вещества, мг/с	Максимальный сброс загрязняющего вещества выбросов, мг/с	Средний сброс загрязняющего вещества, мг/с
Алюминий	2	0,001	0,02	0,04	0,03
Аммоний-ион	5	0,013	0,03	0,24	0,135
АСПАВ (анионные синтетические поверхностно-активные вещества)	92	0,004	0,01	0,025	0,017
БПК полн.	165	0,11 - 11,62	0,5	2,0	1,25
Взвешенные вещества	166	0,462 - 73,09	1,9	14,2	8,05
Железо	47	0,002	0,05	0,05	0,05
Марганец	62	0,00007	0,01	0,1	0,015
Медь	63	0,000004	0,003	0,006	0,0045
Нефтепродукты (нефть)	74	0,004 - 0,42	0,02	0,057	0,385
Нитрат-анион	76	0,048	0,15	0,43	0,29
Нитрит-анион	77	0,008	0,006	0,02	0,013
Сульфат-анион (сульфаты)	98	0,3 - 20351,8	6,5	2509,0	1257,75
Сухой остаток	167	18,5	72,0	96,5	84,25
Фосфаты (по фосфору)	121	0,005	0,003	0,08	0,042
Хлорид-анион (хлориды)	129	0,83	1,4	10,0	5,7

На территориях среднего нефтепромысла площадь нарушенных земель достигает 20 % - 22 % в границах горного отвода. Из них 2 % - 3 %, а порой до 10 % загрязнены углеводородами и подтоварными пластовыми водами. Содержание углеводородов в почве достигает 4 т/га, составляя в среднем 1,8 т/га.

При хранении нефтешламов в шламонакопителях и пополнении их новыми порциями происходит естественное перемешивание хранившихся и всех вновь поступающих нефтешламов и их отстой. При поступлении очередного количества нефтешлама в результате перемешивания нарушается основное равновесие системы, постепенно система приближается к достижению прежнего равновесия, но степень обводнения осадка увеличивается, и вследствие этого увеличивается и его объем. В тоже время в результате продолжительного хранения и протекающих при этом физико-химических процессов, характерных для коллоидных систем, происходит его концентрирование.

Шламонакопители, представляющие собой открытые земляные емкости, требуют больших территорий для размещения, пожароопасны, являются источником загрязнения окружающей среды вследствие испарения углеводородов и опасности проникновения в грунтовые воды, поэтому обезвреживание и утилизация нефтешламов является острейшей проблемой [56].

Отходы "Производство в целом" приведены в таблице 3.3.

Таблица 3.3 - Отходы "Производство в целом"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования, тонн
Воды сточные буровые при бурении, связанном с добычей сырой нефти, малоопасные	Проведение буровых работ, ликвидация аварий на водопроводах	4	Утилизация отходов, переработка	29113001324	230 - 6452,495
Всплывшие нефтепродукты из нефтеловушек и аналогичных сооружений	Производственная и строительная деятельность	3	Утилизация отходов	40635001313	0,943 - 10,7
Грунт отработанный при лабораторных исследованиях, содержащий остатки химических реагентов (грунт после УЗГ очищенный)	Утилизация нефтезагрязненного грунта	4	Утилизация отходов	94810101394	266,036
Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)	Ликвидация аварий на нефтепроводах	3	Обезвреживание отходов	93110001393	151,64
Грунт, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)	Ликвидация аварий на нефтепроводах	4	Обезвреживание отходов, утилизация отходов	93110003394	8,472 - 29508,6
Лом и отходы стальные несортированные	Обслуживание технологического оборудования	5	Утилизация отходов	46120099205	2881,55
Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные	Замена оборудования, деталей, ремонтные работы, техническое обслуживание и текущий ремонт автотранспорта, обращение с черными металлами и продукцией из них	5	Утилизация отходов	46101001205	27,872 - 1478,2
Лом и отходы, содержащие несортированные цветные металлы, в виде изделий, кусков с преимущественным содержанием алюминия и меди	Техническое обслуживание и текущий ремонт автотранспорта	3	Утилизация отходов	46201111203	0,015
Отходы минеральных масел моторных		3	Утилизация отходов	40611001313	29,01
Отходы минеральных масел трансмиссионных		3	Утилизация отходов	40615001313	2,57
Мусор с защитных решеток при водозаборе	Грубая механическая очистка воды на водозаборных сооружениях при заборе воды из поверхностных источников	5	-	71011001715	0,12
Шламы буровые при бурении, связанном с добычей сырой нефти, природного газа и газового конденсата, с применением бурового раствора на углеводородной основе умеренно опасные		3	Обезвреживание отходов	2912111393	5,75
Осадок механической очистки нефтесодержащих сточных вод, содержащий нефтепродукты в количестве 15 % и более	Производственная и строительная деятельность	3	Утилизация отходов	723102 01393	4,563
Остатки и огарки стальных сварочных электродов	Сварочные работы, производственные объекты, обслуживание технологического оборудования	5	Утилизация отходов	91910001205	0,106 - 0,154
Отходы (осадки) водоподготовки при механической очистке природных вод (шлам фильтров от водоподготовки)	Эксплуатация котельной	5	Утилизация отходов	71011002395	0,12
Отходы базальтового волокна и материалов на его основе	Использование по назначению (теплоизоляция) с утратой потребительских свойств	4	-	45711201204	0,94
Отходы добычи полезных ископаемых	Производственная деятельность	4	Утилизация отходов	20000000000	7085,9 - 24217,087
Отходы изолированных проводов и кабелей	Электроизоляционные работы	5	Утилизация отходов	48230201525	0,03
Отходы материалов лакокрасочных на основе алкидных смол в среде негалогенированных органических растворителей	Строительно-монтажные работы	3	Утилизация отходов	41442011393	0,093
Отходы минеральных масел компрессорных	Производственная и строительная деятельность	3	Утилизация отходов	40616601313	0,065 - 48,73
Отходы минеральных масел индустриальных	Техническое обслуживание оборудования	3	Утилизация отходов	40613001313	0,786 - 38,148
Отходы песка незагрязненные	Строительно-монтажные работы	5	Утилизация отходов	81910001495	0,416
Отходы прочих видов деятельности в области добычи полезных ископаемых, включая геологоразведочные, геофизические и геохимические работы	Строительство скважин	4	-	29000000000	7085,9
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Использование по назначению с утратой потребительских свойств, ремонтные работы, эксплуатация оборудования	4	Обезвреживание отходов, утилизация отходов	45570000714	0,05 - 2,09
Отходы смесей нефтепродуктов при технических испытаниях и измерениях	Испытательная (химико-аналитическая) лаборатория	3	Обезвреживание отходов	94250101313	7
Отходы стекловолокна	Изоляция линейных объектов	5	-	34140001205	0,92
Отходы цемента в кусковой форме	Строительно-монтажные работы	5	Утилизация отходов	82210101215	0,55
Отходы эксплуатации и обслуживания оборудования для транспортирования, хранения и обработки нефти и нефтепродуктов	Производственная деятельность	3	Утилизация отходов	91100000000	90,496
Отходы электрического оборудования, содержащего ртуть	Производственная деятельность	1	Утилизация отходов	47110000000	0,002
Растворы буровые при бурении нефтяных скважин отработанные малоопасные	Проведение буровых работ	4	Утилизация отходов	29111001394	55,5 - 7776,321
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла 15 % и более)	Эксплуатация и обслуживание нефтепромыслового оборудования	3	Утилизация отходов	91920201603	0,056
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла менее 15 %)	Обслуживание машин и оборудования	4	-	91920202604	0,79
Стружка черных металлов несортированная незагрязненная	Производственная и строительная деятельность	5	Утилизация отходов	3612120322 5	4,994
Твердые остатки от сжигания нефтесодержащих отходов	Обезвреживание (сжигание) отходов, установки термического обезвреживания отходов	4	Утилизация отходов	74721101404	0,602 - 1,1
Угольные фильтры отработанные, загрязненные нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 15 %)	Очистные сооружения для очистки сточных вод	4	Обезвреживание отходов	44310102524	0,52
Шлак сварочный	Сварочные работы	4	Утилизация отходов	91910002204	0,06 - 0,23
	Зачистка резервуаров, емкостей и
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	трубопроводов, зачистка и промывка оборудования для хранения, транспортирования и обработки нефти и нефтепродуктов	3	Утилизация отходов, обезвреживание отходов	91120002393	1,591 - 7829,0
Шламы буровые при бурении, связанном с добычей сырой нефти, малоопасные	Бурение скважин, проведение буровых работ	4	Утилизация отходов, обезвреживание отходов	29112001394	10395,327 - 60314,38
Щебень известняковый, доломитовый некондиционный практически неопасный	Строительно-монтажные работы	5	Утилизация отходов	23111204405	0,134

Энергетические ресурсы "Производство в целом" представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4 - Энергетические ресурсы "Производство в целом"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	5,28 - 259058300,00	5,3 - 1263507987,00
Потребление топлива (всего)	т.у.т.	18000,0 - 268357,5	20000,0 - 268357,5
Потребление топлива (жидкого)	т.у.т.	5,55 - 25311	9,24 - 25311
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	11,05 - 20613015,30	33,58 - 20613015,30
Потребление пара	Гкал	6141 - 335765	6141 - 335765
Оборотная вода	т.у.т.	7166,64	7166,64
Свежая вода	куб.м/т	1,6 - 1411,2	1,6 - 1411,2
Теплофикационная вода	т.у.т.	267,48	319,49

Материальные ресурсы "Производство в целом" представлены в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Материальные ресурсы "Производство в целом"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Газ	м3	Материалы	8957887000	8957887000
Масло	тонн	Реагенты	2997,56	2997,56
Деэмульгатор	тонн	Реагенты	140	140
Деэмульгаторы для путевой деэмульсации и подготовки нефти на УПН	тонн	Реагенты	646	646
Дизельное топливо	тонн	Материалы	18000	20000
Диэтиленгликоль	тонн	Реагенты	20	30
Ингибиторы коррозии	тонн	Реагенты	2200	2400
Кислота соляная	тонн	Реагенты	120	120
Метанол	тонн	Реагенты	840	960
Нейтрализаторы сероводорода	тонн	Реагенты	137	137
Растворы глушения	тонн/год	Реагенты	2373	2373
Реагенты	тонн	Реагенты	2,25	2,4
Триэтиленгликоль	тонн	Реагенты	65	92
Трубная продукция	тыс. руб.	Материалы	12770	14120
Фасонные изделия	тыс. руб.	Материалы	2400	2530
Химические реагенты	тонн	Реагенты	326,17 - 10200,00	326,17 - 17000,00
Хозяйственно-бытовые материалы	тыс. руб.	Материалы	2410	2520
Цемент	тонн	Материалы	33,2	5780

Основные воздействия при бурении скважин и эксплуатации объектов нефтедобычи на суше и море сведены в рисунках 3.1 - 3.2.

Рисунок 3.1 - Виды и объекты воздействия нефтедобывающих предприятий на суше

Рисунок 3.2 - Виды и объекты воздействия нефтедобывающих предприятий на море

3.2 Бурение скважин

Основные аспекты воздействия при бурении скважин на суше и на море представлены ниже (таблица 3.6).

Таблица 3.6 - Потенциальные воздействия на окружающую среду, оказываемые объектами нефтяного месторождения на этапе бурения

N	Вид воздействия	Источник воздействия	Объекты воздействия	Временные рамки воздействия	Масштаб воздействия	Степень устойчивости воздействия
Объекты суши
1	Изъятие земель и изменение режима землепользования	Размещение объектов Проекта	Ландшафты, земли, почвы	Долгосрочное	Региональный	Постоянное
2	Открытие доступа в ранее недоступные районы	Строительство трубопровода, ОБТК и инфраструктуры	Растительный и животный мир	Среднесрочное/ долгосрочное	Региональный	Постоянное
3	Удаление растительного покрова и деревьев	Строительные работы	Растительный и животный мир, земли, почвы, микроклимат	Долгосрочное	Региональный	Обратимое
4	Нарушение земель и почв	Все виды земляных работ (включая взрывные)	Растительный и животный мир/ грунтовые воды, земли, почвы	Среднесрочное	Локальный	Постоянное
5	Нарушение русел рек	Строительство трубопровода через русла рек	Русла рек, речная ихтиофауна, особенно лососевые, пресноводный бентос, речная растительность	Кратко- и среднесрочное	Региональный	Обратимое
6	Выбросы в атмосферу	Строительный транспорт и механизмы, хранение ГСМ и материалов, работа завода СПГ на пусковом этапе	Атмосферный воздух	Кратко- и среднесрочное	Локальный	Преходящее
7	Сброс сточных вод	Сточные воды от поселков строителей, мойки оборудования и транспорта, гидравлические испытания трубопроводов, обезвоживание грунта	Водно-болотные угодья (на севере), поверхностные и грунтовые воды, почва	Кратко- и среднесрочное	Региональный	Преходящее
8	Образование твердых отходов	Строительные работы и поселки строителей	Растительность, почвы и подземные ресурсы	Среднесрочное	Региональный	Преходящее
9	Шум	Строительный транспорт и оборудование	Животный мир	Среднесрочное	Локальный	Преходящее
Объекты на море
1	Образование осадков, приводящих к потере среды обитания или ее нарушениям	Дноуглубительные работы при строительстве морских сооружений, прокладке морских трубопроводов, дампинге	Морская флора и фауна, включая бентос, планктон, морских млекопитающих	Долгосрочное	Локальный	Обратимое
2	Факторы беспокойства (шум, столкновения и др.)	Движение морских судов и строительные работы во время строительства трубопровода, платформы и ТШ	Рыбные ресурсы, морские млекопитающие, береговые птицы	Средне- и долгосрочное	Точечный	Преходящее
3	Сброс сточных вод в море	Сброс сточных вод, гидроиспытания	Морская флора и фауна	Кратко- и среднесрочное	Локальный	Обратимое

Выбросы

В период бурения скважин на суше основными источниками выбросов загрязняющих веществ в атмосферу являются:

а) машинное оборудование на стройплощадке;

б) вспомогательные механизмы;

в) транспортные средства;

г) оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).

Морские суда и строительное оборудование (драги, электрогенераторы) и вертолеты, используемые при проведении работ на море, будут являться источниками загрязнения атмосферного воздуха.

Основные загрязняющие вещества, содержащиеся в выбросах при проведении строительных работ на море, такие же, как при бурении на суше: СО, СО₂, NO_x, SО₂, углеводороды и взвешенные вещества.

Следует отметить, что запыление в летний период является основным видом потенциального воздействия на атмосферный воздух на этапе бурения на суше. Это воздействие будет вызвано выемкой грунта и образованием отвалов. Исключением для строительных работ на море является отсутствие пыли.

Выбросы при бурении на суше представлены в Таблице 3.7.

Таблица 3.7 - Выбросы при бурении на суше

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	0,42 - 15,37	0,3	2,02	1,16
Азота оксид	0,07 - 2,5	0,07	0,33	0,2
Бензапирен	0,0000010,00003	0,0000008	0,00001	0,000005
Бензол	0,0002 - 16,38	0,018	0,26	0,14
Взвешенные вещества
Гидроксиметилбензол (крезол, смесь изомеров: орто-, мета-, пара-)	0,000001	0,006	0,006	0,006
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	5,18	0,08	0,08	0,08
Железа трихлорид (в пересчете на железо)	0,0001	0,001	0,001	0,001
Зола твердого топлива	0,34	0,002	0,002	0,002
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)	0,006	0,003	0,003	0,003
Карбонат натрия (динатрий карбонат)	0,0003	0,0002	0,0002	0,0002
Керосин	0,016 - 0,79	0,16	0,57	0,365
Марганец и его соединения	0,000013	0,00009	0,00009	0,00009
Метан	0,04 - 3377,67	3,66	53,06	28,36
Метилбензол (толуол)	0,0001 - 10,32	0,01	0,16	0,085
Минеральное масло	0,00005	0,002	0,002	0,002
Натрий гидроксид (Натрия гидроокись, Натр едкий, Сода каустическая)	0,0007	0,0004	0,0004	0,0004
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	0,047	0,028	0,028	0,028
Сероводород	0,000004 - 2,79	0,00001	0,043	0,0215
Серы диоксид	0,067 - 19,13	0,07	0,44	0,255
Углеводороды предельные C12-C-19	0,001 - 0,053	0,018	0,062	0,04
Углеводороды предельные C6-C10	1263,15	20,06	20,06	20,06
Углерод (Сажа)	0,027 - 4,14	0,036	0,17	0,103
Углерода оксид	0,35 - 18,77	0,25	1,58	0,915
Формальдегид	0,0006 - 0,17	0,005	0,11	0,05
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	0,00003	0,0002	0,0002	0,0002
Фториды твердые	0,00005	0,0003	0,0003	0,0003

Выбросы при бурении на море представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8 - Выбросы при бурении на море

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Компрессорная станция высокого давления, газотурбогенератор с приводом	9,16 - 69,93	0,29	2,22	1,205
Азота оксид	Компрессорная станция высокого давления, газотурбогенератор с приводом	1,49 - 11,36	0,047	0,36	0,2
Метан	-	1,28 - 14,22	0,04	0,45	0,25
Углерода оксид	Компрессорная станция высокого давления, газотурбогенератор с приводом	19,8 - 582,73	0,63	18,47	9,5

Выбросы при поисково-разведочном бурении представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9 - Выбросы при поисково-разведочном бурении

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Дизельгенераторы, котлы	2,59	0,082	0,082	0,082
Азота оксид	Дизельгенераторы, котлы	0,96	0,03	0,03	0,03
Бензапирен	Дизельгенераторы, котлы
Взвешенные вещества	Дизельгенераторы, котлы	0,34	0,011	0,011	0,011
Дижелезо триоксид (железа оксид)	Дизельгенераторы, котлы	0,0002
Керосин	Дизельгенераторы, котлы	1,25	0,04	0,04	0,04
Марганец и его соединения	Дизельгенераторы, котлы	0,00002
Метан	Дизельгенераторы, котлы	0,12	0,004	0,004	0,004
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	Дизельгенераторы, котлы	0,12	0,004	0,004	0,004
Сероводород	Дизельгенераторы, котлы	0,00002
Серы диоксид	Дизельгенераторы, котлы	0,28	0,0088	0,0088	0,0088
Углеводороды предельные C12-C-19	Дизельгенераторы, котлы	0,006	0,00019	0,00019	0,00019
Углерод (Сажа)	Дизельгенераторы, котлы	0,2	0,0002	0,0002	0,0002
Углерода оксид	Дизельгенераторы, котлы	4,79	0,15	0,15	0,15
Формальдегид	Дизельгенераторы, котлы	0,05	0,0016	0,0016	0,0016
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Дизельгенераторы, котлы	0,00004

Земельные ресурсы

К одному из масштабных видов воздействия, которое оказывается при бурении скважин на суше, относится отчуждение земель и изменение режима природопользования. Нарушение земель и почв связано со следующими основными видами земляных работ:

а) очистка поверхности, снятие верхнего слоя почвы;

б) добыча крупно- и среднезернистого сыпучего материала - аллювиальных песков, гравия или щебня для: ингредиентов бетона, дорожных оснований и подготовок, засыпок под трубопроводы и дренажа, замены вынутого мягкого грунта материалом объемной засыпки.

При разработке месторождений на море наибольшее воздействие на физическую среду моря окажут дноуглубительные работы. Процесс строительно-монтажных работ в море предполагает выполнение дноуглубительных и иных работ на море вдоль трасс морских трубопроводов в районах добычи и на терминалах отгрузки.

Сточные воды

Основное воздействие на поверхностные воды суши возникает вследствие пересечения водных объектов и сброса сточных вод в водные объекты. Использование водных объектов для целей сброса сточных, в том числе дренажных, вод осуществляется с соблюдением требований, предусмотренных Водным кодексом РФ от 03.06.2006 N 74-ФЗ.

На этапе бурения образуются разные категории сточных вод из большого количества точечных источников. При условии сведения объемов сточных вод к минимуму и надлежащем контроле над очисткой, сточные воды не будут оказывать существенного воздействия на окружающую среду.

Сточные воды обычно могут содержать примеси, способные загрязнять грунтовые воды и влиять на биологические ресурсы водоемов.

Стоки от гидравлических испытаний представляют наиболее серьезную проблему с точки зрения риска и организации сбора, очистки и удаления по следующим причинам:

а) стоки поступают на станции очистки и/или утилизации большими объемами и, как правило, под большим давлением;

б) стоки по своим химическим свойствам требуют специальной очистки;

в) при гидроиспытаниях может быть использована морская вода, которая потом будет сброшена в пресные водные объекты (маловероятно, но возможно).

Основными потенциальными последствиями, связанными со сбросами сточных вод на этапе бурения объектов, является загрязнение почв, поверхностных и подземных вод.

Источником образования сточных вод при разработке месторождения на море является морской транспорт, использующийся на этапе бурения. Сточные воды состоят из компонентов, типичных для всех морских судов (вода систем охлаждения, бытовые сточные воды).

Считается, что сбросы сточных вод от любых судов, использующихся на этапе бурения, не будут иметь значительных последствий для морской среды.

Отходы

Предполагается, что большая часть твердых отходов за весь период жизни скважины образуется на этапе бурения (более 60 %). При этом на сооружения, расположенные на суше, приходится более 95 % строительных отходов, тогда как образование отходов на морских сооружениях относительно невелико. Таким образом, говоря о сборе и удалении отходов, прежде всего, рассматривается этап бурения скважин на суше.

При бурении скважин также образуются отходы металлов в виде изношенных буровых труб, огарки электродов и пластмассовые заглушки от труб.

Шум

Во время строительства объектов основными источниками шума будут:

а) Машинное оборудование на стройплощадках.

б) Вспомогательные механизмы.

в) Транспортные средства.

г) Оборудование для земляных работ (бульдозеры, экскаваторы и т.д.).

При бурении скважин на море основными источниками шума будут: вертолеты, морские суда, драги и строительное оборудование.

Воздействие от данных источников будет носить локальный характер, но отличаться по продолжительности. Соответственно, вопрос шумового воздействия важен в экологически чувствительных районах.

Энергетические ресурсы

Энергетические ресурсы, расходуемые при бурении скважин, представлены ниже (таблица 3.10).

Таблица 3.10 - Энергетические ресурсы "Бурение скважин"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	118,79 - 22564845,45	118,79 - 22635125,68
Потребление топлива (всего)	т.у.т.	76,6 - 9575,0	76,6 - 9575,0

3.3 Системы сбора продукции скважин

3.3.1 Скважина (куст скважин)

При эксплуатации скважинного оборудования основным видом воздействия являются выбросы в атмосферу и энергопотребление.

Выбросы

Основными источниками выбросов работающей скважины являются дренажные емкости и неплотности элементов оборудования скважин.

Состав выбросов в атмосферу от эксплуатационной скважины представлен в таблице 3.11.

Таблица 3.11 - Состав выбросов в атмосферу от эксплуатационной скважины

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	0,0007 - 0,4	0,00002	0,013	0,006
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,0002 - 0,13	0,000007	0,004	0,002
Изопропилбензол (кумол)	0,11	0,0035	0,0035	0,0035
Метан	0,018 - 3,41	0,0017	0,11	0,0056
Метилбензол (толуол)	0,0005 - 0,24	0,000015	0,008	0,004
Сероводород	0,029 - 1,85	0,0009	0,059	0,03
Спирт метиловый	0,11 - 0,13	0,0035	0,004	0,00375
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	0,15 - 458,35	0,0048	14,53	7,26
Углеводороды предельные C6-C10	0,04 - 47,56	0,0013	1,51	0,72

Состав выбросов в атмосферу от нагнетательной и поглощающей скважин представлен в таблице 3.12.

Таблица 3.12 - Состав выбросов в атмосферу от нагнетательной и поглощающей скважин

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	0,051 - 4,66	0,11	0,25	0,18

Состав выбросов в атмосферу от куста скважин представлен в таблице 3.13.

Таблица 3.13 - Состав выбросов в атмосферу от куста скважин

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Промплощадка	0,045 - 2,43	0,045	0,11	0,077
Азота оксид	Промплощадка	0,007 - 0,081	0,0003	0,005	0,0025
Бензапирен	-
Бензол	Устья добывающих скважин	0,000002 - 11,45	0,0000001	0,4	0,2
Ванадия пяти оксид	Промплощадка
Дижелезо триоксид (железа оксид)	Промплощадка	1,44	0,055	0,055	0,055
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	-	0,000006 - 3,6	0,0000002	0,13	0,065
Зола твердого топлива	-	0,14	0,0044	0,0044	0,0044
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)	-	0,0019	0,00006	0,00006	0,00006
Изобутилен (Изобутен)	-	2,52	0,079	0,079	0,079
Летучие органические соединения	-	7,99	0,26	0,26	0,26
Марганец и его соединения	-	0,043	0,0016	0,0016	0,0016
Метан	-	0,0001 - 767,01	0,000003	41,41	21,21
Метилбензол (толуол)	Устья добывающих скважин	0,000003 - 7,2	0,0000001	0,24	0,12
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	-	4,63	0,15	0,15	0,15
Сероводород	-	0,0001 - 8,48	0,003	0,27	0,14
Серы диоксид	Промплощадка	0,58	0,019	0,019	0,019
Спирт изопропиловый	-	0,007	0,0002	0,0002	0,0002
Углеводороды предельные C12-C-19	-	0,04	0,001	0,001	0,001
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	-	0,000024 - 2370,83	0,0000007	82,11	41,05
Углеводороды предельные C6-C10	Устья добывающих скважин, неплотности оборудования	0,0006 - 876,88	0,00002	30,37	15,18
Углерод (Сажа)	Промплощадка	0,058	0,0018	0,0018	0,0018
Углерода оксид	Промплощадка	0,048 - 1,12	0,002	0,058	0,018
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Промплощадка
Фториды твердые	Промплощадка	0,0002
Хлористый водород	Промплощадка	0,00017

Энергопотребление

Наибольшие объемы потребления энергии происходят в результате работы силовых агрегатов скважины. В таблицах представлены данные по расходу энергоносителей при эксплуатации скважин насосным способом.

Объемы потребления энергетических ресурсов эксплуатационной скважиной представлены в таблице 3.14.

Таблица 3.14 - Энергетические ресурсы "Эксплуатационная скважина"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	5 - 733138480	12,8 - 733138480

Объемы потребления энергетических ресурсов нагнетательной и поглощающей скважинами представлены в таблице 3.15.

Таблица 3.15 - Энергетические ресурсы "Нагнетательная или поглощающая скважины"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	4,90 - 5,47	6,66 - 292187396,00

Объемы потребления энергетических ресурсов куста скважин представлены в таблице 3.16.

Таблица 3.16 - Энергетические ресурсы "Куст скважин"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	4,83 - 972601080,50	12,05 - 1037063286,00
Потребление топлива (жидкого)	т.у.т.	0,47	24,95

Отходы

В качестве отходов эксплуатации скважин образуются отработанные масла в результате замены масел в оборудовании, сальниковые и паронитовые набивки и прокладки. Объемы образующихся при эксплуатации скважины отходов представлены в таблицах ниже.

Таблица 3.17 - Объемы образования отходов эксплуатации нефтяной скважины

N	Наименование отхода	Масса отходов, т	Источник образования	Обращение с отходами
1	Масла индустриальные отработанные	8,6	Замена масел в оборудовании	Утилизация отходов
2	Сальниковая набивка асбестографитовая, промасленная (содержание масла 15 % и более)	0,015	Замена сальниковых прокладок	Утилизация отходов
3	Резиново-асбестовые отходы	0,24	Замена паронитовых прокладок	Утилизация отходов
4	Отходы добычи сырой нефти и нефтяного (попутного газа) (водонефтяная эмульсия при КРС)	137	КРС и ТКРС	Утилизация отходов

Таблица 3.18 - Отходы "Нагнетательная или поглощающая скважины"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования, тонн
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла менее 15 %)	Скважина	4	Утилизация отходов	91920202604	0,01

Таблица 3.19 - Отходы "Куст скважин"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Скважина, канализационные емкости	3	Обезвреживание отходов, утилизация отходов	29122001293	8,8 - 2037,45
Ленты конвейерные, приводные ремни, утратившие потребительские свойства	Скважина, техническое обслуживание технологического оборудования	5	Утилизация отходов	43112001515	4,205 - 5,0
Шламы буровые при бурении, связанном с добычей сырой нефти, природного газа и газового конденсата, с применением бурового раствора на углеводородной основе умеренно опасные	Скважина	3	Утилизация отходов	29112111393	211,5
Шламы буровые от капитального ремонта скважин при добыче сырой нефти, природного газа и газового конденсата в смеси, содержащие нефтепродукты в количестве менее 2 %	Скважина	4	Утилизация отходов	29126178394	408,22
Отходы добычи сырой нефти и нефтяного (попутного газа) (водонефтяная эмульсия при КРС)	КРС и ТКРС	3	Утилизация отходов	21210000000	137,0
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)	Скважина	3	Утилизация отходов	9192010 1393	468,473
Растворы буровые при бурении нефтяных скважин отработанные, малоопасные	Бурение скважины	4	Утилизация отходов	29111001394	1440,09 - 16881,052
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла 15 % и более)	Уплотнение соединений, ЗРА, запорная арматура, задвижки	3	Обезвреживание отходов, утилизация отходов	91920201603	0,172 - 0,384
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла менее 15 %)	Уплотнение соединений	4	Утилизация отходов	91920202604	1,017
Силикагель отработанный, загрязненный нефтью и нефтепрод. (содержание масла менее 15 %)	Скважина	4	Утилизация отходов	4425031229 4	1834,5
Твердые остатки от сжигания нефтесодержащих отходов	Организованный источник выбросов КТО-50, Форсаж-1	3	-	7472110140 4	13,652
Шламы буровые при бурении, связ. с добычей сырой нефти, малоопасные	Бурение скважины, производственная и строительная деятельность	4	Утилизация отходов	29112001394	1469,19 - 21719,531

Значительная часть твердых отходов образуется в случаях аварийных ситуаций (разливы углеводородов) или проведения ремонтных работ, что не рассматривается в рамках справочника НДТ.

3.3.2 Трубопроводы системы сбора продукции скважины

При нормальной работе скважин трубопроводные системы не являются значительными источниками воздействия на объекты окружающей среды. На данном этапе воздействия будут происходить при неплотностях крепления трубопроводов.

Выбросы

Источники выбросов и их количественная характеристика приведены в таблице 3.20.

Таблица 3.20 - Выбросы "Трубопроводы сбора и транспорта скважинной продукции"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Система промысловых трубопроводов с ДНС	1,61 - 20,27	0,046	0,84	0,443
Азота оксид	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,26 - 2,99	0,0075	0,095	0,05
Бензапирен	Система промысловых трубопроводов с ДНС
Бензол	Система промысловых трубопроводов с ДНС, нефтегазопровод, фланцевые соединения	0,00015 - 10,93	0,0000005	0,39	0,2
Взвешенные вещества	Система промысловых трубопроводов с ДНС	2,52	1,039	1,039	1,039
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Нефтегазопровод, фланцевые соединения	0,00005 - 4,29	0,00000015	0,48	0,24
Железа трихлорид (в пересчете на железо)	Система промысловых трубопроводов с ДНС	1,38	0,19	0,19	0,19
Марганец и его соединения	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,02	0,0029	0,0029	0,0029
Метан	Нефтегазопровод, фланцевые соединения	0,03 - 806,49	0,017	25,59	12,6
Метилбензол (толуол)	Нефтегазопровод, фланцевые соединения	0,00009 - 6,87	0,000003	0,24	0,12
Сероводород	Нефтегазопровод	0,00025 - 1,71	0,0000008	0,06	0,03
Спирт метиловый	Система промысловых трубопроводов с ДНС	2,38	0,53	0,53	0,53
Уайт-спирит	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,86	0,35	0,35	0,35
Углеводороды предельные C12-C-19	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,0006 - 0,006	0,000014	0,26	0,13
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Система промысловых трубопроводов с ДНС, фланцевые соединения	0,023 - 2271,79	0,00007	80,72	40,36
Углеводороды предельные C6-C10	Нефтегазопровод, фланцевые соединения	0,011 - 836,5	0,0004	29,74	14,9
Углерод (Сажа)	Система промысловых трубопроводов с ДНС	345,44	10,96	10,96	10,96
Углерода оксид	Система промысловых трубопроводов с ДНС	2,21 - 2881,03	0,063	91,66	45,8
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,012	0,0034	0,0034	0,0034
Фториды твердые	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,006	0,0014	0,0014	0,0014
Хром (Cr 6+)	Система промысловых трубопроводов с ДНС	0,00014	0,00005	0,00005	0,00005

Таблица 3.21 - Выбросы "Нефтеперекачивающая станция"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	-	1,45 - 214,96	0,046	6,82	3,43
Азота оксид	-	0,026 - 34,99	0,008	1,101	0,55
Бензапирен	-	- 0,0039
Бензол	-	0,001 - 1,6	0,00003	0,21	0,155
Дижелезо триоксид (железа оксид)	-	0,000075 - 0,0004
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	-	0,0003 - 0,97	0,00001	0,13	0,06
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)		0,003 - 0,05	0,0001	0,002	0,001
Керосин	-	0,051 - 0,36	0,0016	0,011	0,005
Марганец и его соединения	-
Метан	Неплотности оборудования	0,02 - 8,58	0,00065	0,49	0,25
Метилбензол (толуол)	-	0,00063 - 0,54	0,00002	0,066	0,033
Минеральное масло	-	3,67	0,12	0,12	0,12
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	-	0,00017
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	-	2,32 - 6,95	0,073	0,22	0,15
Серная кислота	-	0,000008 - 1,11	0,00000025	0,035	0,0175
Сероводород	-	0,0026 - 0,26	0,00008	0,036	0,018
Серы диоксид	-	0,38 - 27,45	0,012	0,84	0,42
Спирт метиловый	-	0,2	0,0064	0,0064	0,0064
Углеводороды предельные C12-C-19	-	0,0095 - 1,08	0,0003	0,034	0,017
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Неплотности оборудования	0,21 - 318,05	0,0066	42,55	21,26
Углеводороды предельные C6-C10	Неплотности оборудования	0,077 - 114,28	0,0024	15,57	7,79
Углерод (Сажа)	-	0,05 - 0,226	0,0016	0,007	0,0042
Углерода оксид	-	1,75 - 249,45	0,055	7,91	3,99
Формальдегид	-	0,001 - 0,014	0,000032	0,00045	0,000225
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	-

Таблица 3.22 - Выбросы "Напорный нефтепровод"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	-	11,62	0,345	0,345	0,345
Азота оксид	-	1,889	0,056	0,056	0,056
Бензапирен	-	0,000019
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)	-	0,007	0,005	0,005	0,005
Бензол	Нефтегазопровод	0,000015 - 0,23		0,0068	0,0034
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Нефтегазопровод	0,00005 - 0,072		0,0021	0,00105
Керосин		5,07	0,15	0,15	0,15
Метан	Нефтегазопровод	0,003 - 47,73		1,4	0,7
Метилбензол (толуол)	Нефтегазопровод	0,000009 - 0,145		0,004	0,002
Сероводород	Нефтегазопровод	0,000003 - 0,2		0,0012	0,0006
Серы диоксид	-	1,52	0,046	0,046	0,046
Углеводороды предельные C12-C-19	-	0,004 - 0,023	0,005	0,11	0,055
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	-	0,27 - 5,61	0,008	0,18	0,09
Углеводороды предельные C6-C10	Нефтегазопровод	0,0011 - 17,65	0,000035	0,52	0,26
Углерод (Сажа)	-	1,01	0,03	0,03	0,03
Углерода оксид	-	10,14	0,3	0,3	0,3
Формальдегид	-	0,2	0,006	0,006	0,006

Таблица 3.23 - Выбросы "Напорный газопровод"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,01	0,004	0,004	0,004
Метан	20,78 - 29,83	1,14 - 2,525	1,14 - 2,525	1,83
Спирт метиловый	0,003	0,0017	0,0017	0,0017

Воздействие на поверхностные воды

Воздействие на поверхностные воды может произойти в результате:

а) мероприятий по техническому обслуживанию трубопроводов вблизи водотоков или непосредственно в них.

б) в случае недостаточного укрепления засыпанной траншеи восстановления нарушенных берегов при прокладывании трубопровода через водотоки может произойти размыв русла реки.

Промышленные отходы

На стадии промыслового сбора нефтегазовой жидкости твердые отходы производства могут образовываться только в случае аварийных разрывов трубопроводов или ремонтных работ. В таблице 27 приведены данные по объемам образования отходов производства.

Таблица 3.24 - Отходы "Трубопроводы сбора и транспорта скважинной продукции"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)	Зачистка территории	3	Обезвреживание отходов	91920101393	5,422
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Трубопровод	3	Утилизация отходов	91120002393	0,753-85,511

Таблица 3.25 - Отходы "Напорный нефтепровод"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Нефтепровод, сосуд	3	Утилизация отходов	29122001293	38,5 - 99,8
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)	Зачистка территории	3	Обезвреживание отходов	91920101393	0,04

Таблица 3.26 - Энергетические ресурсы "Трубопроводы сбора и транспорта скважинной продукции"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,32 - 8305043,00	2,32 - 9615982,89

Таблица 3.27 - Энергетические ресурсы "Нефтеперекачивающая станция"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,893 - 4,22	1,186 - 19610080,00
Потребление топлива (жидкого)	т.у.т.	68,64	122,98
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	14959100 - 22139800	36441600 - 64473600
Потребление пара	Гкал	10421,485	10421,485

Таблица 3.28 - Энергетические ресурсы "Напорный нефтепровод"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	7,807 - 55962	7,825 - 85522
Оборотная вода	т.у.т.	0,83	0,97

Таблица 3.29 - Энергетические ресурсы "Напорный газопровод"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,001 - 50717	0,001 - 211391
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	10600	11500

Таблица 3.30 - Материальные ресурсы "Трубопроводы сбора и транспорта скважинной продукции"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Ингибитор	т	Реагенты	15,375	15,375
Присадка	т	Реагенты	4	4
ХПГ-010	т/год	Реагенты	4,676	4,676
ХПП-004	т/год	Реагенты	103,02	103,02
ХПП-004(150)	т/год	Реагенты	118	118
ХПП-004(ОКМР)	т/год	Реагенты	35,52	35,52
ХПП-004К	т/год	Реагенты	5,632	5,632
ХПП-007(38)	т/год	Реагенты	65,86	65,86
ХПП-007(Т)	т/год	Реагенты	9,968	9,968
ХПП-007(ТЭ)ТК	т/год	Реагенты	37,57	37,57

Таблица 3.31 - Материальные ресурсы "Напорный нефтепровод"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	тонн	Реагенты	1,161	7,926
Кормастер	тонн	Реагенты	4,7	4,7
Противотурбулентная присадка	тонн	Реагенты	35,34	35,34
Реагент для нефтяной промышленности	тонн	Реагенты	0,41	1,014

Таблица 3.32 - Материальные ресурсы "Напорный газопровод"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Метанол	тонн	Реагенты	180	180

3.3.3 Установка ввода реагента в трубопровод

При эксплуатации установки ввода реагентов в трубопровод не оказывается существенных экологических воздействий. Выбросы в атмосферу могут происходить из-за отсутствия герметичности оборудования и будут зависеть от природы реагента, дозируемого в трубопровод. Другим значимым источником воздействия является энергопотребление, что зависит от конструкции дозатора.

Таблица 3.33 - Выбросы "Установка ввода реагента в трубопровод"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Блок дозирования реагента	0,0075
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Блок дозирования реагента	0,0024
Метан	Блок дозирования реагента	1,84	0,059	0,059	0,059
Метилбензол (толуол)	Блок дозирования реагента	0,00002 - 0,0047	0,00015	0,001	0,0006
Спирт метиловый		0,0001 - 1,79	0,007	0,007	0,007
Углеводороды предельные C6-C10	Блок дозирования реагента	0,099	0,003	0,003	0,003

Таблица 3.34 - Энергетические ресурсы "Установка ввода реагента в трубопровод"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,3 - 178520	4,6 - 21900

Таблица 3.35 - Материальные ресурсы "Установка ввода реагента в трубопровод"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	т/год	Реагенты	17	17
Ингибитор коррозии	тонн	Реагенты	14	21840
Ингибитор солеотложений	тонн	Реагенты	37	43
Противотурбулентная присадка	тонн	Реагенты	150,66	249

3.3.4 Установка путевого подогрева нефтегазовой жидкости

Подогрев нефти может производиться как в печах, так и, например, при помощи нагревательных элементов, устанавливаемых непосредственно на трубах. В случае использования печей они являются крупным источником выбросов загрязняющих веществ в атмосферный воздух. Источником выбросов являются процессы горения топлива. Объемы и составы выбросов этих установок будут зависеть от конструкций печей и типа используемого топлива.

Таблица 3.36 - Выбросы "Установка путевого подогрева нефти (печь)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Путевой подогреватель	0,045 - 190,02	0,0014	5,08	2,041
Азота оксид	Путевой подогреватель	0,058 - 18,86	0,00019	0,65	0,22
Бензапирен	Путевой подогреватель
Метан	Путевой подогреватель	0,037 - 767,01	0,0012	1,6	0,97
Серы диоксид	Путевой подогреватель	6,94	0,22	0,22	0,22
Углерода оксид	Путевой подогреватель	0,37 - 7314,17	0,12	16,57	8,345

Таблица 3.37 - Энергетические ресурсы "Установка путевого подогрева нефти (печь)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,033 - 0,865	0,067 - 1,235
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	48314	72472

3.3.5 Установка для приготовления растворов для ремонта скважин

Источники и загрязняющие вещества в составе выбросов и сбросов установки будут зависеть от типа используемых реагентов.

Таблица 3.38 - Энергетические ресурсы "Установка для приготовления растворов для ремонта скважин"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	116452 - 2005300	116452 - 2005300
Свежая вода	м3	24649 - 135212	24649 - 135212

Таблица 3.39 - Материальные ресурсы "Установка для приготовления растворов для ремонта скважин"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Соли технические	тонн	Материалы	3575,6	37296,0
Химические реагенты	тонн	Реагенты	30,2	171,9

3.3.6 Дожимная насосная станция

Выбросы

Дожимные насосные станции являются крупными источниками выбросов на нефтяном промысле. В результате потребления топлива генераторами энергии установки образуются выбросы диоксидов азота, серы и углерода.

Таблица 3.40 - Выбросы "ДНС с предварительным сбросом пластовой воды"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата	0,11 - 225,9	0,31	43,52	21,98
Азота оксид	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата	0,018 - 36,46	0,04	7,03	3,5
Аммиак		0,00019 - 0,23	0,000006	0,025	0,013
Ацетон		0,34	0,114	0,114	0,114
Ацетофенон (метилфенилкетон)		0,43	0,014	0,014	0,014
Бензапирен	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата
Бензин сланцевый (в пересчете на углерод)		0,00009	0,0018	0,0018	0,0018
Бензол	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная	0,0008 - 15,88	0,00017	2,19	1,1
Взвешенные вещества	Оборудование ДНС	0,12 - 1,95	0,013	325,35	162,68
Дижелезо триоксид (железа оксид)	Оборудование ДНС	0,019 - 0,19	0,007	0,29	0,15
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная	0,00026 - 30,08	0,00009	2,09	1,05
Железа трихлорид (в пересчете на железо)		0,034	0,045	0,045	0,045
Изопропилбензол (кумол)		18,23	0,58	0,58	0,58
Керосин		0,0054
Летучие органические соединения	Технологическое оборудование, факел сжигания ПНГ	13,01 - 54,05	0,41	1,71	1,06
Марганец и его соединения	Оборудование ДНС	0,00036 - 0,03	0,00012	0,0074	0,0037
Метан	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная, неплотности оборудования	0,16 - 9426,6	0,04	1277,4	638,7
Метилбензол (толуол)	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная	0,0005 - 2,255	0,0001	2,83	1,265
Метилмеркаптан, этилмеркаптан
Минеральное масло		0,00005 - 7,28	0,000001	0,01	0,005
Натрий гидроксид (Натрия гидроокись, Натр едкий, Сода каустическая)		1,36	0,043	0,043	0,043
Натрий хлорид (Поваренная соль)		1676,19	53,12	53,12	53,12
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	Оборудование ДНС	0,0289	0,0066	0,0066	0,0066
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	Оборудование ДНС	0,00003 - 0,036	0,000016	0,005	0,0026
Растворитель мебельный (AMP-3) (контроль по толуолу)		22,15	0,7	0,7	0,7
Сероводород	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная, неплотности оборудования	0,00014 - 5,045	0,000085	0,38	0,19
Серы диоксид		3,12 - 18,81	0,23	4,95	2,48
Скипидар		0,013	0,0004	0,0004	0,0004
Сольвент-нафта		4,42	0,14	0,14	0,14
Спирт бутиловый		9,28	0,294	0,294	0,294
Спирт изобутиловый		2,01	0,064	0,064	0,064
Спирт изопропиловый		1,58	0,05	0,05	0,05
Спирт метиловый	Оборудование ДНС, технологическое оборудование, факел сжигания ПНГ	0,0004 - 11,99	0,0001	6,1	3,05
Спирт пропиловый		3,88	0,08	0,08	0,08
Спирт этиловый		0,003	0,16	0,16	0,16
Сурьма и ее соединения		7,66	0,24	0,24	0,24
Уайт-спирит	Оборудование ДНС	0,039 - 3,02	0,0046	0,87	0,44
Углеводороды предельные C12-C-19	Оборудование ДНС	0,013 - 7,78	0,01	0,26	0,135
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Оборудование ДНС, неплотности оборудования	0,019 - 746,86	0,0045	27,34	13,68
Углеводороды предельные C6-C10	Оборудование ДНС, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата, емкость дренажная канализационная, неплотности оборудования	0,062 - 274,73		10,06	5,03
Углерод (Сажа)	Оборудование ДНС, технологическое оборудование, факел сжигания ПНГ	0,01 - 680,08	2,16	432,19	217,175
Углерода оксид	Оборудование ДНС, технологическое оборудование, факел сжигания ПНГ, подогреватель нефти, емкость для сбора конденсата	6,46 - 15009,81	0,205	3601,58	1701,8
Фенол		0,04	0,0014	0,0014	0,0014
Формальдегид		0,79	0,025	0,025	0,025
Фосген		14766,37	467,93	467,93	467,93
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Оборудование ДНС	0,0002 - 0,005	0,000075	0,0095	0,0046
Фториды газообразные в пересчете на HF		0,0005	0,0003	0,0003	0,0003
Фториды твердые	Оборудование ДНС	0,00006 - 0,029	0,00003	0,005	0,0025
Фтористый водород, растворимые фториды		0,013	0,0004	0,0004	0,0004
Хром (Cr 6+)	Оборудование ДНС
Циклогексан		0,0084	0,0003	0,0003	0,0003
Циклогексанол		0,61	0,019	0,019	0,019

Таблица 3.41 - Выбросы "Сепарация газа и транспорт жидкости"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	0,031	0,001	0,001	0,001
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,006	0,00019	0,00019	0,00019
Метан	0,018 - 8,53	0,001	0,27	0,135
Метилбензол (толуол)	0,011 - 0,013	0,0003	0,0004	0,00035
Сероводород	0,005 - 0,135	0,001	0,004	0,0025
Спирт метиловый	0,001 - 0,01	0,00003	0,0003	0,00015
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	3,765 - 37,53	0,12	1,19	0,56
Углеводороды предельные C6-C10	0,66 - 3,12	0,013	0,099	0,045

Таблица 3.42 - Выбросы "Мультифазная насосная станция"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Многофазная насосная станция, насосный блок	0,00067 - 0,027	0,00005	0,017	0,0095
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Многофазная насосная станция, насосный блок	0,002 - 0,0087	0,000089	0,0055	0,0026
Метан	Многофазная насосная станция	0,61 - 2,19	0,0048	0,069	0,035
Метилбензол (толуол)	Многофазная насосная станция, насосный блок	0,0056 - 0,017	0,00018	0,11	0,055
Сероводород		0,000016 - 0,13	0,0006	0,004	0,002
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Насосный блок	1,47 - 6,7	0,047	0,36	0,2
Углеводороды предельные C6-C10	Многофазная насосная станция, насосный блок	0,017 - 2,1	0,00054	0,13	0,065

Промышленные отходы

Твердые отходы образуются в результате чистки оборудования и зависят от конструкции насосных установок и периода сервисных работ.

Таблица 3.43 - Отходы "Дожимная насосная станция"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Сосуды, канализационные емкости	3	Утилизация отходов	29122001293	65,5 - 145,9
Отходы минеральных масел индустриальных	Замена отработанных масел	3	Утилизация отходов	40613001313	2,0 - 56,46
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Зачистка емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов, зачистка резервуарного парка	3	Утилизация отходов, обезвреживание отходов	91120002393	240,0 - 4036,496

Таблица 3.44 - Отходы "Мультифазная насосная станция"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Отходы минеральных масел трансмиссионных	Редуктор	3	Утилизация отходов	40615001313	0,026 - 0,03

Сточные воды

Дожимные насосные станции являются крупным источником образования технологических сточных вод. Сточные воды дожимных насосных станций схожи по составу с пластовыми водами и характеризуются такими основными показателями, как высокое содержание углеводородов и солей.

Энергетические ресурсы

Таблица 3.45 - Энергетические ресурсы "ДНС с предварительным сбросом пластовой воды"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,96 - 72812205,36	12,5 - 80685682

Таблица 3.46 - Энергетические ресурсы "Мультифазная насосная станция"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,38 - 62685586,84	3,0 - 72066359

Таблица 3.47 - Материальные ресурсы "Мультифазная насосная станция"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Консистентная смазка Литол	тонн	Материалы	0,001	0,001
Масло	тонн	Материалы	0,026 - 0,03	0,03

Таблица 3.48 - Материальные ресурсы "ДНС с предварительным сбросом пластовой воды"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	тонн	Реагенты	6,187	63,853
ХПД-001 (5)	тн	Реагенты	23	23
ХПД-005	г/тн	Реагенты	61,5	99
ХПД-006 (40 %)	тн	Реагенты	63	63
ХПД-051(2)	тн	Реагенты	13	13

3.3.7 Узлы учета

Узлы учета не являются источниками сильного воздействия на объекты окружающей среды. Выбросы этих блоков происходят только в результате нарушения герметичности запорно-регулирующей арматуры в аварийных ситуациях. При нормальном режиме эксплуатации оборудования достигается 100 % герметизация за счет внедрения методов НДТ (см. пункт 5.11).

Таблица 3.49 - Выбросы "Узлы учета газа"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	0,024 - 438,33	0,0008	14,08	7,04
Спирт метиловый	0,65	0,023	0,023	0,023
Углеводороды предельные C12-C-19	4,71	0,265	0,265	0,265
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	0,069 - 7,64	0,0018	0,79	0,4
Углеводороды предельные C6-C10	0,0008 - 11,21	0,00002	0,86	0,43

Таблица 3.50 - Выбросы "Узлы учета нефти"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Обвязка скв и измерительная установка	0,0004 - 0,003
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Обвязка скв и измерительная установка	0,0001 - 0,00095
Метан	Обвязка скв и измерительная установка	0,013 - 0,78	0,0004	0,025	0,0126
Метилбензол (толуол)	Обвязка скв и измерительная установка	0,0003 - 0,0019		0,00006	0,00003
Сероводород	-	0,00006 - 0,43		0,014	0,007
Углеводороды предельные C12-C-19	-	0,21 - 4,7	0,0067	0,022	0,011
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	-	0,042 - 0,078	0,0014	0,0024	0,0019
Углеводороды предельные C6-C10	Обвязка скв и измерительная установка	0,015 - 7,05	0,0005	0,22	0,11

Таблица 3.51 - Выбросы "Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азотная кислота
Ацетон		0,0003 - 0,004	0,00004	0,00008	0,0006
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)		0,0026	0,00008	0,00008	0,00008
Бензол		0,0015 - 0,9	0,000047	0,03	0,015
Взвешенные вещества		0,11	0,028	0,028	0,028
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)		0,00046 - 0,43	0,000015	0,037	0,019
Диэтиловый эфир
Метан	Неплотности оборудования	0,068-3,69	0,002	0,12	0,06
Метилбензол (толуол)		0,0009 - 0,024	0,00003	0,59	0,3
Метилмеркаптан, этилмеркаптан		0,00057
Сероводород	Неплотности оборудования	0,0008 - 0,41	0,000027	0,013	0,0065
Спирт бутиловый		0,009	0,0017	0,0017	0,0017
Спирт изопропиловый
Спирт метиловый		0,02	0,00046	0,00046	0,00046
Спирт этиловый		0,000005 - 0,006		0,0017	0,0085
Уайт-спирит		0,0003 - 0,015	0,000009	0,028	0,014
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Неплотности оборудования	0,09 - 184,99	0,003	6,03	1,66
Углеводороды предельные C6-C10	Неплотности оборудования	0,0086 - 68,42	0,048	0,0019	1,14

Таблица 3.52 - Выбросы "Газо-измерительная станция (ГИС)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	Неплотности оборудования	0,4	0,013	0,013	0,013
Сероводород	Неплотности оборудования	0,015	0,00047	0,00047	0,00047
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Неплотности оборудования	3,12	0,099	0,099	0,099
Углеводороды предельные C6-C10	Неплотности оборудования	0,11	0,00345	0,00345	0,00345

Таблица 3.53 - Отходы "Приемо-сдаточный пункт (ПСП)"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Сосуд	3	Утилизация отходов	29122001293	12,1
Отходы минеральных масел компрессорных	Ремонт и эксплуатация технологического оборудования	3	Утилизация отходов	40616601313	0,55
Отходы минеральных масел моторных	Ремонт и эксплуатация технологического оборудования	3	Утилизация отходов	40611001313	0,028
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Проведение текущего ремонта нефтепромыслового оборудования, использование по назначению с утратой потребительских свойств, техническое обслуживание технологического оборудования	4	Утилизация отходов	45570000714	0,05 - 0,08
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)	Ликвидация проливов нефти и нефтепродуктов		Утилизация отходов	91920102394	20
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти и нефтепродуктов 15 % и более)	Зачистка территории	3	Обезвреживание отходов	91920101393	0,001
Отходы резиноасбестовых изделий, загрязненные нефтепродуктами (содержание нефтепродуктов менее 2 %)	Техническое обслуживание технологического оборудования	4	Утилизация отходов	45571112524	0,024
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Зачистка и промывка оборудования, технологических емкостей, резервуаров	3	Утилизация отходов	91120002393	41,43 - 300,0

Таблица 3.54 - Энергетические ресурсы "Узлы учета нефти"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,074	0,146

Таблица 3.55 - Энергетические ресурсы "Узлы учета газа"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,017 - 0,47	0,038 - 0,64

Таблица 3.56 - Энергетические ресурсы "Приемо-сдаточный пункт (ПСП)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,05 - 1710185	0,08 - 1710185
Потребление топлива (всего)	т.у.т.	163,828	195,361
Потребление топлива (жидкого)	т.у.т.	163,828	195,361
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	4432,68 - 5037,0	4432,68 - 14691,25
Потребление пара	Гкал	4248,5	4295,6
Свежая вода	куб.м/т	1,573	1,573
Теплофикационная вода	т.у.т.	267,48	319,49

Таблица 3.57 - Энергетические ресурсы "Система измерения количества и показателей качества нефти (СИКН)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,01 - 223	0,01 - 291

3.3.8 Пункты налива нефтегазоводяной жидкости в авто-, железнодорожные цистерны и танкеры

Пункты налива нефти в авто- и железнодорожные цистерны являются источниками крупных выбросов углеводородов, происходящих во время операций слива-налива. А большое количество сточных вод и отходов образуется в процессе пропарки и очистки цистерн.

Таблица 3.58 - Выбросы "Системы слива и налива нефти"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	0,0015	0,0001	0,0001	0,0001
Бензол	0,0075	0,00024	0,00024	0,00024
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,0024	0,000075	0,000075	0,000075
Керосин	0,0004	0,000033	0,000033	0,000033
Метан	0,1 - 2,03	0,0033	0,0033	0,0033
Метилбензол (толуол)	0,0047	0,00015	0,00015	0,00015
Сероводород	0,08	0,0026	0,0026	0,0026
Серы диоксид	0,000215
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	0,53	0,017	0,017	0,017
Углеводороды предельные C6-C10	0,0028	0,00009	0,00009	0,00009
Углерод (Сажа)	0,000124	0,00001	0,00001	0,00001
Углерода оксид	0,0024	0,0002	0,0002	0,0002

Таблица 3.59 - Выбросы "Приемо-сдаточный пункт (ПСП)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
2-этилгексанол		0,00085	0,00008	0,00008	0,00008
Азота диоксид	ПСП, производственная площадка	0,012 - 75,88	0,018	2,41	1,22
Азота оксид	ПСП, производственная площадка	0,002 - 12,33	0,0029	0,39	0,2
Азотная кислота	Производственная площадка	0,00099 - 0,023	0,00003	0,003	0,0015
Аммиак		0,00076 - 0,01	0,000047	0,0003	0,00015
Ацетон	Производственная площадка	0,0006 - 0,17	0,00004	0,011	0,0056
Бензапирен	ПСП, производственная площадка
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)	Производственная площадка	0,01 - 0,15	0,00004	0,043	0,0215
Бензин сланцевый (в пересчете на углерод)		0,037	0,06	0,06	0,06
Бензол	ПСП, производственная площадка, неплотности оборудования	0,006 - 8,02	0,0002	0,98	0,49
Взвешенные вещества	Производственная площадка	0,003 - 0,22	0,0008	0,315	0,16
Дижелезо триоксид (железа оксид)		0,00083
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	ПСП, производственная площадка, неплотности оборудования	0,002 - 2,52	0,00006	0,31	0,16
Железа трихлорид (в пересчете на железо)		0,0087	0,022	0,022	0,022
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)		0,045 - 0,52	0,00096	0,0175	0,009
Изопропилбензол (кумол)		0,12	0,0028	0,0028	0,0028
Керосин	ПСП	0,00035 - 9,535	0,0069	0,81	0,17
Кислота уксусная		0,0088	0,00115	0,00115	0,00115
Летучие органические соединения	Производственная площадка	4,32 - 4,77	0,137	0,35	0,24
Марганец и его соединения		0,000027 - 0,00021	0,0004	0,0004	0,0004
Метан	Производственная площадка, неплотности оборудования	0,0084 - 217,03	0,00095	97,76	48,88
Метилбензол (толуол)	Производственная площадка, неплотности оборудования, ПСП	0,004 - 166,89	0,000125	97,76	48,88
Метил меркаптан, этилмеркаптан
Натрий гидроксид (Натрия гидроокись, Натр едкий, Сода каустическая)		0,000025 - 0,0012	0,00005	0,00016	0,00008
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов		0,000011 - 0,00009
Серная кислота	Производственная площадка	0,000064 - 0,0076	0,000002	- 0,0002	0,0001
Сероводород	Производственная площадка, неплотности оборудования, ПСП	- 1,92		0,56	0,29
Серы диоксид	Производственная площадка, ПСП	0,026 - 31,7	0,005	1,81	0,93
Спирт бутиловый		0,009 - 0,815	0,0017	0,0126	0,007
Спирт изопропиловый		0,0017	0,0017	0,0017	0,0017
Спирт метиловый	Производственная площадка	0,02 - 0,24	0,0006	0,029	0,015
Спирт этиловый	Производственная площадка	0,0025 - 0,45	0,0001	0,028	0,014
Уайт-спирит	Производственная площадка	0,056 - 0,015	0,011	0,028	0,014
Углеводороды предельные C12-C-19	ПСП	0,0018 - 28,88	0,0033	0,95	0,48
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Производственная площадка, неплотности оборудования, ПСП	0,91 - 879,82	0,03	111,05	55,53
Углеводороды предельные C6-C10	Производственная площадка, неплотности оборудования	0,048 - 613,81	0,0015	76,1	38,05
Углерод (Сажа)	ПСП	0,22 - 1,4	0,035	0,235	0,135
Углерод четыреххлористый		0,022 - 0,35	0,003	0,011	0,0056
Углерода оксид	Производственная площадка, ПСП	0,000032 - 26,81	0,000046	1,87	0,935
Формальдегид	ПСП	0,000014 - 0,0125	0,006	0,033	0,02
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)		0,00009 - 0,0023	0,00007	0,004	0,002
Фториды газообразные в пересчете на HF
Фтористый водород, растворимые фториды
Хлористый водород	Производственная площадка	0,00026 - 0,019	0,00005	0,0032	0,0016
Хром (Cr 6+)		0,000033
Этиленгликоль (1,2-этандиол)		- 0,002		0,15	0,075

Таблица 3.60 - Материальные ресурсы "Приемо-сдаточный пункт (ПСП)"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	г/тн	Реагенты	5	15
Нейтрализатор	т	Реагенты	25	35

3.3.9 Компрессорная станция газлифтной эксплуатации скважин

Основными воздействиями компрессорной станции являются выбросы в атмосферу.

Таблица 3.61 - Выбросы компрессорной станции газлифтной эксплуатации скважин

N	Источник	Загрязняющее вещество	Валовый выброс загрязняющих веществ, т/год
1	Компрессор	Углеводороды	10-15
2	Запорно-регулирующая арматура*	Метан	0,21-0,512
3	Дренажная емкость	Масло минеральное нефтяное	1,66-2,82
* значения выбросов устанавливаются расчетным методом на этапе проектирования; на этапе эксплуатации должна достигаться 100 % герметизация за счет внедрения методов НДТ (см. пункт 5.10)

3.4 Подготовка нефти, попутного нефтяного газа и воды

3.4.1 Установка подготовки нефти

Установки подготовки нефти (УКПН, УПН и УСН) являются крупным источником выбросов, сбросов и образования отходов на нефтяном промысле.

Выбросы

Таблица 3.62 - Выбросы "Комплексной подготовки нефти (УКПН)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Центральный пункт сбора (ЦПС), производственная площадка	11,29 - 55,22	0,28	5,02	2,65
Азота оксид	Центральный пункт сбора (ЦПС), производственная площадка	5,02 - 8,97	0,065	0,82	0,44
Ацетон	Производственная площадка	0,0093	0,00057	0,00057	0,00057
Бензапирен	Центральный пункт сбора (ЦПС), Производственная площадка
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)		0,048	0,0015	0,0015	0,0015
Бензол	Центральный пункт сбора (ЦПС), Колонна сероотдувки	0,0004 - 104,65	0,00005	0,018	0,009
Бутилацетат	Производственная площадка	0,02 - 0,95	0,0013	0,0013	0,0013
Взвешенные вещества	Производственная площадка	0,014	0,02	0,02	0,02
Дижелезо триоксид (железа оксид)	Производственная площадка	0,034	0,014	0,014	0,014
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Центральный пункт сбора (ЦПС), Колонна сероотдувки, Производственная площадка	0,00013 - 35,17	0,00002	0,11	0,055
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)	Производственная площадка	0,00099	0,00045	0,00045	0,00045
Изобутилен (Изобутен)	Центральный пункт сбора (ЦПС)	1,35	30,45	30,45	30,45
Керосин	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,065 - 1,06	1,34	1,34	1,34
Летучие органические соединения	Центральный пункт сбора (ЦПС)	25,78 - 864,93	25,68	127,67	76,68
Магний хлорид гексагидрат	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,024	0,0009	0,0009	0,0009
Марганец и его соединения	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,00069	0,0002	0,0002	0,0002
Метан	Центральный пункт сбора (ЦПС), Колонна сероотдувки, Производственная площадка	0,057 - 3068,04	0,0018 - 1000	0,0018 - 1020,75	510,38
Метилбензол (толуол)	Центральный пункт сбора (ЦПС), Колонна сероотдувки, Производственная площадка	0,00098 - 70,66	0,00003 - 0,0057	0,00003 - 0,0057	0,0029
Минеральное масло	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,16	0,005	0,005	0,005
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,0069	0,0028	0,0028	0,0028
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,0007	0,000125	0,000125	0,000125
Сероводород	Центральный пункт сбора (ЦПС), колонна сероотдувки, производственная площадка	0,00005 - 1,38	0,00007 - 0,0013	0,00007 - 0,13	0,065
Серы диоксид	Центральный пункт сбора (ЦПС), производственная площадка	0,45 - 90,01	0,049 - 0,78	0,049 - 3,01	1,75
Сольвент-нафта	Производственная площадка	0,006	0,00038	0,00038	0,00038
Спирт бутиловый	Производственная площадка	0,0035 - 1,85	0,00021	0,00021	0,00021
Спирт метиловый	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,11 - 1,79	0,013 - 0,16	0,013 - 0,16	0,0865
Спирт этиловый	Производственная площадка	0,0008 - 1,62	0,00005	0,00005	0,00005
Уайт-спирит	Производственная площадка	0,0064	0,00039	0,00039	0,00039
Углеводороды предельные C12-C-19	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,08 - 1,47	0,0032 - 0,43	0,0032 - 0,43	0,0025
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Колонна сероотдувки	0,078 - 14020,94	0,025 - 0,046	0,025 - 0,046	0,0355
Углеводороды предельные C6-C10	Центральный пункт сбора (ЦПС), Колонна сероотдувки	0,016 - 6258,21	0,0005 - 0,0032	0,0005 - 0,0032	0,00185
Углерод (Сажа)	Центральный пункт сбора (ЦПС), Производственная площадка	0,16 - 825,5	0,2	0,2 - 7,28	3,74
Углерода диоксид	Центральный пункт сбора (ЦПС)	59,47	4,16	4,16	4,16
Углерода оксид	Производственная площадка	119,28 - 6910,26	24,3 - 26,15	24,3 - 26,15	25,225
Формальдегид	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,042	0,056	0,056	0,056
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,00094	0,00017	0,00017	0,00017
Фториды твердые	Центральный пункт сбора (ЦПС)	0,0016	0,00029	0,00029	0,00029

Таблица 3.63 - Выбросы "Установка подготовки нефти (УПН)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
1,3,5-Триметилбензол (мезитилен)		0,000016 - 0,00009	0,000003	0,000043	0,000023
Азота диоксид	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,0501 - 2023,4	0,002	44,47	22,236
Азота оксид	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,008 - 1227,66	0,0004	142,7	71,35
Азотная кислота	Установка подготовки нефти	0,005 - 0,12	0,00016	0,004	0,0021
Амилены (смесь изомеров)		0,00014 - 0,047	0,000013	0,000013	0,000013
Аммиак	Установка подготовки нефти	0,01 - 1,7	0,0003	0,0004	0,00035
Ацетон		0,005 - 1,01	0,0043	0,32	0,162
Бензапирен	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	- 0,002		0,0005	0,00025
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)	Печи подогрева нефти, центральный пункт сбора нефти	0,011 - 0,43	0,004	0,65	0,335
Бензин сланцевый (в пересчете на углерод)		0,00009	0,0017	0,0017	0,0017
Бензол	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,1 - 26,31	0,0001	3,1	1,55
Бутилацетат	Установка подготовки нефти	0,14	0,013	0,013	0,013
Ванадия пяти оксид	Инженерные сети, насосная откачки нефти, дренажная емкость, факельная установка, сепараторы	0,000001 - 0,002
Взвешенные вещества	Инженерные сети, насосная откачки нефти, дренажная емкость, факельная установка, сепараторы	0,08 - 6,95	0,03	0,05	0,04
Диалюминий триоксид (в пересчете на алюминий)		0,017	0,0005	0,0005	0,0005
Дижелезо триоксид (железа оксид)	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,0002 - 0,54	0,0011	0,096	0,048
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,006 - 9,12	0,0006	1,29	0,645
Диметилсульфид	Центральный пункт сбора нефти	0,175	0,045	0,045	0,045
Железа трихлорид (в пересчете на железо)	Печи подогрева нефти	0,0028 - 0,086	0,002	0,05	0,025
Зола ТЭС мазутная (в пересчете на ванадий)		0,002
Изопропилбензол (кумол)		0,00002 - 0,00009	0,000003	0,00006	0,000031
Карбонат натрия (динатрий карбонат)		0,002	0,00006	0,00006	0,00006
Керосин	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,005 - 380,83	0,024	3,42	1,72
Летучие органические соединения	Факельные установки, путевые подогреватели, производственная площадка	4,8 - 273,22	0,17	5,99	3,08
Марганец и его соединения	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,000019 - 0,0037	0,00009	0,002	0,0015
Медь, оксид меди, сульфат меди, хлорид меди (в пересчете на медь)		0,002 - 0,003
Метан	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	- 6713,65		2013,16	1006,6
Метилбензол (толуол)	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,012 - 16,6	0,0001	1,9	0,95
Минеральное масло	Площадка УПН, центральный пункт сбора нефти	0,000015 - 2,41	0,0003	0,066	0,033
Натрий гидроксид (Натрия гидроокись, Натр едкий, Сода каустическая)	Установка подготовки нефти	0,0065	0,0002	0,0002	0,0002
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	Центральный пункт сбора нефти	0,006 - 0,07	0,011	0,011	0,011
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	Инженерные сети, насосная откачки нефти, дренажная емкость, факельная установка, сепараторы	0,00003 - 0,37	0,000035	0,45	0,225
Свинец и его соединения, кроме тетраэтилсвинца, в пересчете на свинец		0,001 - 0,002	0,00003	0,00006	0,000045
Серная кислота	Установка подготовки нефти, печи подогрева нефти	0,000004 - 0,0075	0,000003	0,00024	0,00012
Сероводород	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,000003 - 24,47	0,000024	0,64	0,32
Серы диоксид	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,001 - 716,67	0,00012	5,29	2,65
Сольвент-нафта		0,37	0,074	0,074	0,074
Спирт бутиловый	Установка подготовки нефти	0,11 - 0,95	0,01	0,05	0,03
Спирт изопропиловый		0,0016 - 1,3	0,0024	0,0024	0,0024
Спирт метиловый	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,000003 - 1,18	0,000036	0,31	0,155
Спирт этиловый	Установка подготовки нефти	0,135 - 2,63	0,004	0,08	0,042
Тетрахлорметан		0,46	0,015	0,015	0,015
Уайт-спирит		0,11 - 1,67	0,013	0,1	0,057
Углеводороды предельные C12-C-19	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,004 - 1119,18	0,0033	1,41	0,71
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	5,36 - 5798,345	0,28	57,8	29,04
Углеводороды предельные C6-C10	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,0042 - 3440,85	0,0013	111,6	55,8
Углерод (Сажа)	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,003 - 4095,2	0,014	833,74	416,88
Углерод четыреххлористый	Установка подготовки нефти	0,00075 - 0,35	0,0001	0,011	0,0051
Углерода диоксид	Факельные установки, площадка УПН	2054,82 - 49135,21	1000	2050,74	1525,37
Углерода оксид	Аппаратный двор УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,0012 - 29434,73	0,009	2992,51	1496,26
Формальдегид	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,19 - 15,01	0,04	0,056	0,052
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,00004 - 0,56	0,00009	0,002	0,001
Фториды газообразные в пересчете на HF		0,0026	0,00068	0,00068	0,00068
Фториды твердые	УПН, Печи подогрева нефти, факельная установка, путевые подогреватели, сепараторы, производственная площадка	0,00016 - 0,004	0,00004	0,0055	0,0028
Хлористый водород	Инженерные сети, насосная откачки нефти, дренажная емкость, факельная установка, сепараторы	0,0009 - 0,26	0,0003	0,00056	0,00043
Цинк и его соединения		0,004	0,00013	0,00013	0,00013
Этилбензол (стирол)	Печи подогрева нефти	0,0000035 - 0,3	0,0000003	0,085	0,0425
Этилена окись	Площадка УПН	0,0002
Этиленгликоль (1,2-этандиол)	Центральный пункт сбора нефти	0,062 - 0,8	0,002	0,05	0,02

Таблица 3.64 - Выбросы "Установка стабилизации нефти"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)	0,001	0,03	0,03	0,03
Бензол	0,06	0,007	0,007	0,007
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,017	0,002	0,002	0,002
Метан	7,81	0,25	0,25	0,25
Метилбензол (толуол)	0,26	0,05	0,05	0,05
Сероводород	0,014	0,0013	0,0013	0,0013
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	40,58	5,63	5,63	5,63
Углеводороды предельные C6-C10	10,38	1,35	1,35	1,35

Промышленные отходы

В процессе обессоливания нефтегазоводяной жидкости образуются значительные объемы нефтешлама. Объемы образующегося отхода зависят от свойств нефтегазоводяной жидкости (таких, как содержание механических примесей и т.д.) и варьируются в пределах 60 - 1500 т/год. Состав шлама варьируется в зависимости от характеристик разрабатываемого месторождения и может содержать ионы железа и других металлов, глину, песок, воду (5 % - 10 %) и нефтяную эмульсию (20 % - 50 % вес./вес.).

Таблица 3.65 - Отходы "Комплексной подготовки нефти (УКПН)"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные	Демонтаж трубопроводов, емкостей, замена деталей	5	Утилизация отходов	46101001205	130
Лом изделий из стекла	Бой стеклянного оборудования	5	Утилизация отходов	45110100205	0,35
Отходы минеральных масел компрессорных	Техническое обслуживание технологического оборудования		Утилизация отходов	40616601313	1,715
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Техническое обслуживание технологического оборудования	4	Утилизация отходов	45570000714	0,45 - 0,996
Отходы стекловолокна	Замена изоляции трубопроводов, теплотрасс	5	Утилизация отходов	34140001205	2,875
Отходы стеклолакоткани	Замена изоляции трубопроводов, теплотрасс	4	Утилизация отходов	45144101294	0,125
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Резервуары	3	Переработка	91120002393	3791,35

Таблица 3.66 - Отходы "Установка подготовки нефти (УПН)"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Сосуды, канализационные емкости	3	Утилизация отходов	29122001293	44,5 - 305,6
Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные	Демонтаж трубопроводов, емкостей, замена деталей, обращение с черными металлами и продукцией из них, износ оборудования	5	Утилизация отходов	46101001205	0,3 - 23,059
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Зачистка и промывка оборудования и емкостей, резервуаров для хранения, транспортирования и обработки от нефти и нефтепродуктов, УПН	3	Обезвреживание отходов	91120002393	0,02 - 10500,0
Остатки и огарки стальных сварочных электродов	Проведение сварочных работ	5	Утилизация отходов	91910001205	1,729
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Использование по назначению с утратой потребительских свойств	4	Утилизация отходов	45570000714	0,16 - 0,216
Отходы смесей нефтепродуктов при технических испытаниях и измерениях	Технические испытания	3	Утилизация отходов	94250101313	12,635
Отходы упаковочного картона незагрязненные	Распаковка материалов	5	Утилизация отходов	40518301605	3,101
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктам и (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)	Ликвидация аварий	3	Утилизация отходов	91920101393	0,133 - 83
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктам и (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)	Ликвидация проливов нефти и нефтепродуктов	4	Утилизация отходов	91920102394	4,0 - 20,0
Сальниковая набивка асбестографитовая промасленная (содержание масла 15 % и более)	Эксплуатация насосных агрегатов	3	Обезвреживание отходов	91920201603	0,01

Сточные воды

Установка обессоливания потребляет большие объемы технической и пресной воды (30 - 100 л/т опресненного сырья). В процессе обессоливания образуются сточные воды с высоким содержанием солей, которые подают на очистные сооружения. В Таблице 3.67 приведены данные по составу образующихся сточных вод.

Таблица 3.67 - Состав сточных вод "Установка подготовки нефти (УПН)"

Наименование загрязняющего вещества сбросов	Код загрязняющего вещества по 1316 (II - для водных объектов)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный сброс загрязняющего вещества, мг/с	Максимальный сброс загрязняющего вещества выбросов, мг/с	Средняя концентрация загрязняющего вещества
Акрилонитрил (нитрил акриловой кислоты)	1	148,5	4,7	4,7	4,7
Алюминий	2	24,24	0,77	0,77	0,77
Ксилол (о-ксилол, м-ксилол, п-ксилол)	57	0,005 - 0,12	0,00016	0,0038	0,0019
Лигнинсульфоновые кислоты	58	1119,18	35,46	35,46	35,46
Метилацетат	67	14,55	0,46	0,46	0,46
Метол (1-гидрокси-4-(метиламино)бензол)	68	4,57	0,14	0,14	0,14
Моноэтаноламин	70	9,15	0,29	0,29	0,29
Пропиленгликоль (1,2-пропандиол)	доп. 171	2054,82	65,11	65,11	65,11

Энергетические ресурсы

Таблица 3.68 - Энергетические ресурсы "Установка комплексной подготовки нефти (УКПН)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,89 - 5055,23	4,52 - 5158,62
Потребление топлива (газового)	тыс.м3/сутки	51	62
Потребление пара	Гкал	6905,75 - 7304	7516 - 7632,67

Таблица 3.69 - Энергетические ресурсы "Установка подготовки нефти"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,46 - 7705329	0,84 - 25172391
Потребление топлива (всего)	т.у.т	119033,874	153915,346
Потребление топлива (газового)	т.у.т	354 - 42065478	454,2 - 109595265
Потребление топлива (жидкого)	т.у.т	5597,683	539 - 5639,503
Потребление пара	Гкал	5192,87 - 553740	5192,87 - 553740
Свежая вода	куб.м/т	0,002 - 13,567	0,002 - 13,567

Таблица 3.70 - Материальные ресурсы "Установка подготовки нефти"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	г/тн	Реагенты	65	120

Таблица 3.71 - Материальные ресурсы "Установка подготовки нефти"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	г/т	Реагенты	0,276	1300
Ингибитор	т	Реагенты	22 - 54	24 - 60
Ингибитор коррозии	тн	Реагенты	143,61	700
Ингибитор солеотложений	тн	Реагенты	22,919	101,756
Нейтрализатор	т	Реагенты	130	200
Пеногаситель DFO 082306	тн	Реагенты	8,75	10
Противотурбулентная присадка	г/т	Реагенты	7	13,8
Растворитель гидратообразований	тн	Реагенты	4,801	6
Топливный газ на печи нагрева нефти - природный	млн. м. куб	Материалы	7,3	8,7

3.4.2 Установка предварительного сброса пластовой воды (УПС)

Выбросы

Таблица 3.72 - Выбросы "Установка предварительного сброса пластовой воды"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, производственная площадка	0,00007 - 237,33	0,004	14,71	7,35
Азота оксид	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, производственная площадка	0,000012 - 38,51	0,001	2,5	1,126
Бензапирен	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, производственная площадка			0,84	0,42
Бензин (нефтяной, малосернистый в пересчете на углерод)		0,00003 - 94,07		2,98	1,5
Бензол	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,00003 - 104,65	0,0002	0,27	0,13
Бутилацетат		0,95	0,03	0,03	0,03
Взвешенные вещества	Оборудование УПСВ	0,05 - 1,8	0,013	3,03	1,54
Дижелезо триоксид (железа оксид)	Оборудование УПСВ	0,019 - 0,138	0,00735	0,08	0,044
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,00001 - 35,17	0,00006	0,32	0,16
Дихлорид железа		509,31	16,14	16,14	16,14
Изопропилбензол (кумол)		0,263	0,008	0,008	0,008
Керосин		0,000002 - 1,16		0,037	0,0185
Летучие органические соединения	Технологическое оборудование, факел сжигания ПНГ	1,25 - 61,0	0,04	0,04	0,04
Марганец и его соединения	Оборудование УПСВ	0,00036 - 0,0045	0,00012	0,0012	0,00066
Метан	Оборудование УПСВ, производственная площадка, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,01 - 3987,06	0,00032	576,19	289,6
Метилбензол (толуол)	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,00002 - 70,66	0,000012	0,17	0,085
Пыль абразивная (Корунд белый, Монокорунд)	Оборудование УПСВ	0,029	0,0066	0,0066	0,0066
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	Оборудование УПСВ	0,00003 - 0,0017	0,000016	0,00022	0,00011
Сероводород	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель, факел сжигания ПНГ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,000005 - 32,17	0,000003	0,04	0,02
Серы диоксид	Оборудование УПСВ, путевой подогреватель	0,000002 - 1703,57	0,046	30,66	15,33
Спирт бутиловый		1,85	0,06	0,06	0,06
Спирт метиловый	Оборудование УПСВ, факел сжигания ПНГ, производственная площадка	0,00006 - 2,39	0,00012	0,58	0,29
Спирт этиловый		1,62	0,05	0,05	0,05
Уайт-спирит	Оборудование УПСВ	0,04 - 0,56	0,0046	0,23	0,116
Углеводороды предельные C12-C-19	Оборудование УПСВ, резервуары вертикальные, нефтегазосепаратор	0,018 - 433,35	0,1	2,35	1,18
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Оборудование УПСВ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,0066 - 1496,04	0,004	56,68	28,34
Углеводороды предельные C6-C10	Оборудование УПСВ, факел сжигания ПНГ, емкость ЕП, нефтегазосепаратор	0,002 - 6258,21	0,00025	20,79	10,4
Углерод (Сажа)	Оборудование УПСВ, факел сжигания ПНГ, производственная площадка, нефтегазосепаратор	0,0000006 - 1998,49	0,11	288,37	144,19
Углерода диоксид		0,0017 - 2792,84	0,00005	88,5	44,25
Углерода оксид	Оборудование УПСВ, факел сжигания ПНГ, производственная площадка, путевой подогреватель	0,4 - 16654,07	0,013	2298,16	1145,09
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	Оборудование УПСВ	0,0002 - 0,004	0,000075	0,044	0,022
Фториды твердые	Оборудование УПСВ	0,00006 - 0,0015	0,000032	0,0007	0,00036

Таблица 3.73 - Отходы "Установка предварительного сброса пластовой воды"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслов ого оборудования	Сосуды, канализационные емкости	3	Утилизация отходов	29122001293	2,2 - 57,7
Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные	Демонтаж трубопроводов, емкостей, замена деталей	5	Утилизация отходов	46101001205	6,961
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Использование по назначению с утратой потребительских свойств	4	Утилизация отходов	45570000714	0,005 - 0,2
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)	Ликвидация аварий	3	Утилизация отходов	91920101393	0,075
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)	Ликвидация проливов нефти и нефтепродуктов	4	Утилизация отходов	91920102394	10 - 10,225
Пыль (порошок) абразивные от шлифования черных металлов с содержанием металла менее 50 %	Шлифование черных металлов	4	Утилизация отходов	36122102424	0,024
Сальниковая набивка асбестографитовая, промасленная (содержание масла 15 % и более)	ЗРА, запорная арматура, задвижки	3	Утилизация отходов	91920201603	0,1
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Чистка резервуаров вертикальных стальных (РВС) по договору подряда	3	Утилизация отходов	91120002393	39,37 - 2000

Таблица 3.74 - Сбросы "Установка предварительного сброса пластовой воды"

Наименование загрязняющего вещества сбросов	Код загрязняющего вещества по 1316 (II - для водных объектов)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный сброс загрязняющего вещества, мг/с	Максимальный сброс загрязняющего вещества выбросов, мг/с	Средняя концентрация загрязняющего вещества
о-Диметилфталат (диметилбензол-1,2-дикарбонат)	40	0,00004 - 0,2	0,0000013	0,006	0,003
Акрилонитрил (нитрил акриловой кислоты)	1	0,00007 - 18,08	0,000002	0,57	0,288
Алюминий	2	0,00001 - 3,05	0,0000032	0,097	0,048
Анилин (аминобензол, фениламин)	7
Взвешенные вещества	166	7,161	8,0	102,0	25,0
Ксилол (о-ксилол, м-ксилол, п-ксилол)	57	0,05 - 795,04	0,0016	25,19	12,6
Лигнинсульфоновые кислоты	58	0,02 - 433,35	0,0063	13,73	6,83
Метилацетат	67	0,0002 - 1,16	0,000063	1,17	0,56
Метол (1-гидрокси-4-(метиламино) бензол)	68	0,0002 - 0,36	0,000063	0,01	0,005
Моноэтаноламин	70	0,01 - 3,55	0,0032	3,55	0,11
Нефтепродукты (нефть)	74	12,19	12,0	213,0	112,5
п-Крезол (4-метилфенол)	56	583,6	18,5	18,5	18,5
Полихлорированные бифенилы (ПХБ 28, ПХБ 52, ПХБ 74, ПХБ 99, ПХБ 101, ПХБ 105, ПХБ 110, ПХБ 153, ПХБ 170)	154	0,00003 - 94,07		2,98	1,49
Пропиленгликоль (1,2-пропандиол)	доп. 171	0,002 - 2792,84	0,00006	88,5	44,25
Транс-1,3-дихлорпропен	43	0,000004 - 0,000019
ТХАН (трихлорацетат натрия, ТЦА)	156	0,000002 - 1,16		0,036	0,018

Таблица 3.75 - Энергетические ресурсы "Установка предварительного сброса пластовой воды"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,91 - 28024629	0,003 - 28024629

Таблица 3.76 - Материальные ресурсы "Установка предварительного сброса пластовой воды"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Деэмульгатор	т	Реагенты	0,705	140
Ингибитор	т	Реагенты	63 - 72	72 - 78
Нейтрализатор	т	Реагенты	130	150

3.4.3 Газокомпрессорная станция (КС)

Выбросы газокомпрессорных станций приведены в таблице 3.77.

Таблица 3.77 - Выбросы "Газокомпрессорная станция (КС)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид		1,715 - 108,44	0,069	3,64	1,85
Азота оксид		0,28 - 17,62	0,011	0,59	0,3
Бензапирен		- 0,000005
Бензол	Технологическое оборудование	0,000022 - 0,02		0,00006	0,000031
Бутилацетат		0,35	0,054	0,054	0,054
Взвешенные вещества	КС	0,073 - 0,57	0,0078	0,0885	0,048
Дижелезо триоксид (железа оксид)		0,0037 - 0,098	0,00028	0,00995	0,005
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Технологическое оборудование	0,000007 - 0,048		0,012	0,006
Летучие органические соединения	Технологическое оборудование, компрессорная	0,4 - 979,74	0,02	10,41	5,2
Марганец и его соединения		0,000545 - 0,0006	0,0000375	0,00011	0,00005
Метан	КС, компрессорная компрессоры газовые	0,037 - 1082,09	0,0012	58,88	29,44
Метилбензол (толуол)	Технологическое оборудование	0,000014 - 0,35	0,0000009	0,054	0,027
Минеральное масло	КС	0,00006 - 0,93	0,00009	0,14	0,07
Сероводород	Технологическое оборудование, КС, компрессорная	0,00004 - 14,52	0,00001	0,46	0,23
Серы диоксид		775,9	24,62	24,62	24,62
Спирт бутиловый	КС	0,058 - 0,14	0,0027	0,022	0,012
Спирт метиловый	Технологическое оборудование	0,03 - 909350,0	0,009	3,2	1,6
Спирт этиловый		0,21	0,032	0,032	0,032
Уайт-спирит		0,048	0,0112	0,0112	0,0112
Углеводороды предельные C12-C-19	Технологическое оборудование	0,0067 - 1,36	0,0008	0,044	0,022
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	КС	0,373 - 62,065	0,012	2,08	1,05
Углеводороды предельные C6-C10	Технологическое оборудование	0,027 - 51,88	0,0009	1,65	1,36
Углерод (Сажа)		24,59 - 730,17	0,78	23,82	11,91
Углерода оксид		205,71 - 16944,21	6,56	537,73	272,145
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)		0,00023 - 0,000255	0,0000355	0,00004	0,00002
Фториды твердые		0,0004	0,00008	0,00008	0,00008
Этилацетат		0,35	0,054	0,054	0,054
Этиленгликоль (1,2-этандиол)		2,9	0,165	0,165	0,165

Таблица 3.78 - Отходы "Газокомпрессорная станция (КС)"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Отходы минеральных масел компрессорных	Компрессор	3	Утилизация отходов	40616601313	1,248 - 29,333
Отходы минеральных масел индустриальные	Замена масла насосов	3	Утилизация отходов	40613001313	2,314
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Техническое обслуживание технологического оборудования	4	Утилизация отходов	45570000714	0,18
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктам и (содержание нефти или нефтепродуктов 15 % и более)	Техническое обслуживание технологического оборудования	3	Утилизация отходов	91920101393	0,07
Отходы резиноасбестовых изделий, загрязненные нефтепродуктам и (содержание нефтепродуктов менее 2 %)	Техническое обслуживание технологического оборудования	4	Утилизация отходов	45571112524	0,12
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Зачистка технологических емкостей, резервуаров	3	Утилизация отходов	91120002393	2179,796

Таблица 3.79 - Энергетические ресурсы "Газокомпрессорная станция (КС)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,001 - 169102	0,001 - 171505523
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	73 - 13000	80,3 - 98800

Таблица 3.80 - Материальные ресурсы "Газокомпрессорная станция (КС)"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Масло МС-20	литр	Материалы	2161,5	5069,5
Масло Тп-30	т	Материалы	1,2	1,5

3.4.4 Установка подготовки нефтяного газа

Сжигание ПНГ на факелах является источником больших выбросов в атмосферу. Для снижения этого вида воздействия на предприятиях используются установки подготовки ПНГ для его дальнейшего рационального использования, тем самым уменьшается загрязнение воздуха.

К настоящему времени в мировой практике наибольшее распространение получили следующие способы утилизации нефтяного газа:

1. Утилизация на месте добычи без переработки: закачка в пласт с целью поддержания пластового давления; водогазовое воздействие; закачка в подземные хранилища газа для извлечения в будущем. Технологии сравнительно просты и практически не зависят от состава газа, однако они достаточно энергоемки, и их применение ограничено геологическими особенностями залежей.

2. Транспортировка газа или газожидкостной смеси мультифазным транспортом к месту переработки (на ГПЗ). Качество предварительной подготовки газа зависит от технических условий эксплуатации трубопровода.

3. Закачка в газотранспортную сеть (ГТС). Требуется подготовка до требований нормативов.

4. Использование в качестве топливного газа (Gas to Power-GTP) на газопоршневых (ГПЭС) и газотурбинных (ГТЭС) электростанциях для приводов компрессорного оборудования. В зависимости от конкретной ситуации возможна выработка электроэнергии как для собственных нужд, так и для энергообеспечения других промышленных и гражданских объектов, а также поставки в электросети (рисунок 3.3). Помимо перечисленных, разработан ряд других методов утилизации, не получивших пока значительного распространения: синтез моторных топлив либо других продуктов (например, метанола) на месте (Gas to Liquid - GTL); переработка мини-ГПЗ на месторождении; сжижение нефтяного газа; транспортировка в виде газовых гидратов и др.

Рисунок 3.3 - Пути утилизации попутного нефтяного газа

Отсутствие практического применения этих методов обусловлено нерешенностью специфических технологических и инфраструктурных проблем, что не мешает рассматривать данные методы как перспективные. На практике в большинстве случаев способы утилизации совмещают. Так, для обеспечения закачки в пласт или сжатия для транспортировки часть газа отправляют на питание приводящего компрессора, с целью генерации электроэнергии на месте предварительно подготавливают топливный газ, а из образующегося при компримировании конденсата получают стабильный конденсат, закачиваемый в сырую нефть.

Применение всех рассмотренных методов утилизации имеет определенные экономические и технологические ограничения, которые в первую очередь определяются составом нефтяного газа [57].

Существуют технологии подготовки ПНГ методом низкотемпературной сепарации и методом адсорбционной осушки.

Рисунок 3.4 - Схема установки подготовки ПНГ методом низкотемпературной сепарации

Сырой газ под давлением поступает в газовый сепаратор ВС-1, где происходит отделение капельной жидкости, образовавшегося конденсата и механических примесей, которые направляются в дренажную емкость.

Газ, освобожденный от капельной жидкости, поступает в теплообменник "газ-газ" Т-1 для предварительного охлаждения газом, обратным потоком, поступающим с низкотемпературной сепарации.

Для предупреждения образования гидратов перед теплообменником в ПНГ подается ингибитор гидратообразования (метанол, диэтиленгликоль). Далее ПНГ клапаном РД-1 дросселируется, охлаждаясь при этом за счет эффекта Джоуля-Томсона. Охлажденный ПНГ поступает на вторую ступень сепарации в газовый сепаратор с НС-1, где конденсат с насыщенным водой раствором ингибитора отделяется и направляется в разделитель Р-100. Осушенный газ подогревается в теплообменнике Т-1 сырым газом, поступающим на осушку, до заданной температуры и направляется на коммерческий узел учета.

Смесь нестабильного конденсата с насыщенным водой раствором ингибитора поступает в разделитель Р-1, где конденсат отделяется и направляется на подготовку. Насыщенный водой раствор ингибитора подогревается в кожухотрубчатом теплообменнике Т-2 обратным током регенерированного ингибитора и поступает на установку регенерации БР-1. Установка регенерации состоит из ректификационной колонны, установленной непосредственно на кубе, в котором жидкость подогревается путем сжигания газа в жаровой трубе. Испаряемая вода конденсируется в аппарате воздушного охлаждения, отделяется в сборнике и сбрасывается в дренажную емкость.

Регенерированный ингибитор через теплообменник Т-2, где он охлаждается потоком насыщенного ингибитора, и через аппарат воздушного охлаждения AВO-1 направляется в расходную емкость блока подачи реагента БП-1. Затем насосами-дозаторами блока подачи реагента возвращается на установку осушки.

Преимущества низкотемпературной сепарации газа:

а) низкие капитальные расходы и эксплуатационные затраты, особенно в начальный период эксплуатации при наличии свободного перепада давления;

б) помимо извлечения жидких углеводородов, одновременно осуществляется и осушка ПНГ до требуемых отраслевым стандартом кондиций;

в) установки НТС достаточно просты в эксплуатации и техническом обслуживании, тем самым возможно использование технического персонала средней квалификации (это обстоятельство и позволяет осуществлять процесс в промысловых условиях);

г) легкость регулирования технологического процесса и его автоматизации в условиях нефтяного промысла;

д) возможности постепенного дополнения и развития технологии при снижении пластового давления и, соответственно, уменьшении свободного перепада давления, так что уже на момент проектирования установки могут быть предусмотрены различные перспективные варианты продления срока ее эффективной эксплуатации (в частности, за счет использования внешних источников холода, а также подключения дожимных компрессорных станций).

Недостатки:

а) несовершенство термодинамического процесса однократной конденсации, при этом степень извлечения из ПНГ целевых компонентов при заданных температуре и давлении в концевом низкотемпературном сепараторе зависит только от состава исходной смеси;

б) термодинамическое несовершенство дроссельного расширения ПНГ как холодопроизводящего процесса по сравнению с турбодетандерным.

Рисунок 3.5 - Схема установки подготовки ПНГ методом адсорбционной осушки (УППГ)

Перед поступлением в адсорберы из сырьевого газа в сепараторе С-1 отделяются механические примеси и капельная жидкость. После сепаратора газ сверху вниз проходит через один из адсорберов. Осушенный газ отводится в коллектор сухого газа. Второй адсорбер в это время находится на стадии регенерации (нагрев, охлаждение или ожидание).

Газ регенерации отбирается из потока осушенного газа и компрессором ДК подается в печь подогрева П-1 и с температурой + 180 °С - 200 °С подается снизу вверх через адсорбер, в котором производится десорбция воды и тяжелых углеводородов. Отработанный газ регенерации охлаждается в воздушном холодильнике АВО и поступает в сепаратор С-2, где из газа отделяются сконденсировавшиеся углеводороды и вода. После С-2 газ возвращается во входной сепаратор С-1, и повторно происходит весь цикл.

Преимущества адсорбционной осушки ПНГ:

а) достигается низкая температура точки росы осушенного газа в широком диапазоне технологических параметров;

б) компактность и низкие капитальные затраты для установок небольшой производительности;

в) изменение давления и температуры не оказывает существенного влияния на качество осушки.

Недостатки:

а) высокие капитальные вложения при строительстве установок большой производительности;

б) возможность загрязнения адсорбента и связанная с этим необходимость его замены;

в) большие потери давления в слое адсорбента;

г) большой расход тепла [58].

Таблица 3.81 - Выбросы "Установка комплексной подготовки газа (УКПГ)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Код загрязняющего вещества по 1316 (I - для атм. воздуха)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Аппаратный двор УПГ	0,0037	0,00011	0,00011	0,00011
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Аппаратный двор УПГ	0,0012	0,000038	0,000038	0,000038
Метан	Аппаратный двор УПГ	16,6	0,52	0,52	0,52
Метилбензол (толуол)	Аппаратный двор УПГ	0,0024	0,00007	0,00007	0,00007
Сероводород	Аппаратный двор УПГ	0,083	0,0026	0,0026	0,0026
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Аппаратный двор УПГ	1,66	0,052	0,052	0,052
Углеводороды предельные C6-C10	Аппаратный двор УПГ	0,29	0,009	0,009	0,009
Углерода оксид	Аппаратный двор УПГ	0,0035	0,00011	0,00011	0,00011

Таблица 3.82 - Отходы "Установка подготовки нефтяного газа"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Отработанные фильтры	Использование по назначению с утратой потребительских свойств	4	Утилизация отходов	44300000000	0,044
Отходы резиноасбестовых изделий незагрязненные	Использование по назначению с утратой потребительских свойств	4	Утилизация отходов	45570000714	0,05
Песок, загрязненный нефтью или нефтепродуктами (содержание нефти или нефтепродуктов менее 15 %)	Ликвидация проливов нефти и нефтепродуктов	4	Утилизация отходов	91920102394	0,12

Таблица 3.83 - Энергетические ресурсы "Установка подготовки нефтяного газа"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,02	2,74
Потребление топлива (газового)	т.у.т	2 - 1700	3 - 1800

Таблица 3.84 - Энергетические ресурсы "Установка комплексной подготовки газа (УКПГ)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	232,92	1,85 - 232,92
Потребление топлива (газового)	т.у.т	760	800

Таблица 3.85 - Энергетические ресурсы "Установка низкотемпературной сепарации (УНТС)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление топлива (газового)	т.у.т	3550	3900

Таблица 3.86 - Энергетические ресурсы "Сепарация газа и транспорт жидкости"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	5469223,4 - 28524742	5469223,4 - 28524742

Таблица 3.87 - Материальные ресурсы "Установка подготовки нефтяного газа"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Масло ДВС	м3	Реагенты	50	70
Метанол	тн.	Реагенты	50	70

Таблица 3.88 - Материальные ресурсы "Установка комплексной подготовки газа (УКПГ)"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Нитрит натрия	тонна	Реагенты	3,71	4,12
Смачиватель СВ-102 ТУ 6-14-935-80	тонна	Реагенты	0,33	0,37
Сода кальцин. техн. Б с.в. ГОСТ 5100-85	тонна	Реагенты	2,38	2,64
Трилон Б техн. ТУ 113-04-260-87	тонна	Реагенты	4,98	5,53
Тринатрийфосфат ГОСТ 201-76	тонна	Реагенты	1,22	1,35

Таблица 3.89 - Материальные ресурсы "Установка низкотемпературной сепарации (УНТС)"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Диэтиленгликоль	т/год	Реагенты	31,5	42,5
Масло ДВС	м3	Реагенты	50	70
Метанол	тн.	Реагенты	50	70
Одорант	т/год	Реагенты	30	36
Пропан марки "А"	т/год	Реагенты	3	5

3.4.5 Установка для улавливания нефтяных газов, выбрасываемых из технологического оборудования

Основными выбросами в атмосферу нефтяных промыслов являются CO₂, SO_х, NO_х, летучие органические соединения и твердые частицы (пыль, сажа и присоединенные тяжелые металлы (главным образом V и Ni)). Однако нужно учитывать шум, запах, H₂S, NH₃, CO, CS₂, бензин, толуол, диоксины, HF и HCl, которые также загрязняют воздух. Перечисленные загрязнители обычно попадают в атмосферу из таких источников, как дымовые трубы технологических печей и котлов, отдельных устройств, таких, как клапаны и уплотнения насоса и, в меньшей степени, от факелов и дымовых труб установок сжигания отходов и некондиционных жидкостей.

Выбросы диоксида углерода

Главными источниками выбросов CO₂ являются технологические печи, котлы, газовые турбины, факельные системы и установки сжигания. Выбросы CO₂ от каждого из нефтяного промысла зависят от сложности производства и варьируются от 0,2 до 5,5 млн.т в год.

Выбросы оксидов азота

Термин NOX, по определению, относится только к NO (оксид азота) и NO₂ (диоксид азота). В большинстве процессов горения NO вносит вклад более 90 % от общего NO_х. Однако, так как он быстро окисляется в атмосфере до NO₂, выбросы NO обычно пересчитывают в суммарном количестве как NO₂.

Главными источниками загрязнения NO_х являются процессы горения, т.е. технологические печи и котлы и газовые турбины, и, в меньшей степени, установки дожига отходящих газов и факельные системы.

Выбросы NO_х нефтяного промысла зависят от типа топлива, содержания азота или водорода, дизайна оборудования сжигания и условий эксплуатации.

Выбросы твердых частиц

Основными источниками выбросов твердых частиц являются технологические печи/котлы, установки сжигания отходов и продувка печей и факела. Опасность твердых частиц в выбросах обусловлена содержанием в них тяжелых металлов и адсорбированных полиароматических соединений. Основными тяжелыми металлами в твердых частичках выбросов являются мышьяк, ртуть, никель и ванадий.

Выбросы оксидов серы

Нефтегазоводяная жидкость содержит серные соединения, поэтому выбросы оксидов серы в атмосферу уже давно являются проблемой. При сжигании не- или частично десульфурированного заводского топлива SO₂ и SO₃ будут присутствовать в выбросах. Существует прямое соотношение между содержанием серы в топливе и количеством выброшенного SO₂ и SO₃ (например, топливо с 1 % серы генерирует дымового газа около 1700 мг/Нм³).

Распределение выбросов оксидов серы может зависеть от эксплуатационных режимов печей и котла.

Основными источниками выбросов SO₂ являются технологические печи/котлы, установки производства серы, факельная система, системы очистки сточных вод и установки сжигания отходящих газов. Основная доля выбросов оксидов серы приходится на печи и котлы.

Выбросы летучих органических соединений

Летучие органические соединения (ЛОС) - общий термин, применяющийся ко всем соединениям, содержащим органический углерод, который испаряется при температуре окружающей среды и вносит вклад в формирование неприятного запаха, "фотохимического смога" и, при достаточной солнечной радиации, тропосферного озона. Потери ЛОС могут быть посчитаны различными способами, основанными на коэффициентах выбросов или быть измеренными непосредственно.

Основными источниками ЛОС являются неорганизованные выбросы из систем запорной арматуры трубопроводов, систем очистки сточных вод, резервуаров (дыхание резервуара), систем слива-налива обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти, других хранилищ, систем подачи и продувки. Источники неорганизованных выбросов ЛОС, такие, как уплотнения от насосов, компрессоров, клапанов и фланцев, и утечки из оборудования могут внести значительный вклад в общие выбросы ЛОС.

Самые высокие удельные выбросы ЛОС на уровне нефтяного промысла в основном обусловлены неорганизованными выбросами (утечки из установок и труб) и выбросами при хранении обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефти.

Другие выбросы в воздух

Другими загрязняющими веществами являются моноокись углерода (технологические печи/котлы, газовые турбины, регенераторы каталитического крекинга, факельная система, установки сжигания, холодные вытяжные трубы), метан (хранение и техническое обслуживание (загрузка), холодные вентиляционные трубы и утечки) и газы из противопожарного оборудования. H₂S, NH₃, CS₂, диоксины также вносят вклад в выбросы в атмосферу.

Запахи на нефтяном промысле в основном создаются соединениями серы, такими, как H₂S, меркаптанами, но также некоторыми углеводородами (например, ароматическими веществами).

Таблица 3.90 - Выбросы "Установка для улавливания нефтяных газов, выбрасываемых из технологического оборудования"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Неплотности оборудования	0,00095 - 1,7	0,00003	0,42	0,21
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Неплотности оборудования	0,0003 - 0,53	0,0000095	0,13	0,065
Метан	Неплотности оборудования, конденсатосборник, насос, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения	0,07 - 0,9	0,002	0,029	0,16
Метилбензол (толуол)	Неплотности оборудования	0,0006 - 1,07	0,0000189	0,265	0,03
Сероводород	Неплотности оборудования, конденсатосборник, насос, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения	0,00002 - 0,29	0,000001	0,07	0,035
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Неплотности оборудования, конденсатосборник, насос, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения	0,69 - 351,09	0,02	87,34	43,68
Углеводороды предельные C6-C10	Неплотности оборудования, конденсатосборник, насос, запорно-регулирующая арматура и фланцевые соединения	0,005 - 129,85	0,00016	32,3	13,15

3.4.6 Факельная система

Факелы используются для обеспечения безопасности и контроля за выбросами нежелательных или излишних горючих веществ, при сбросе газа в аварийных ситуациях, сбоях, незапланированных ситуациях или неожиданных поломках оборудования. Сжигание на факеле является одновременно источником выбросов в атмосферу и ведет к сжиганию потенциально ценных продуктов. Вследствие этого, по экологическим причинам и причинам энергоэффективности, его использование должно быть ограничено, и количество газа, сжигаемого на факеле, должно быть максимально сокращено. Для плановой вентиляции и остановов должны использоваться системы утилизации факельного газа.

Обычно конструкция факельных систем предполагает две основные секции: систему сбора с факельным сепаратором и сам факельный ствол. На крупных нефтедобывающих комплексах в различных технологических зонах с "блокирующими" объектами могут быть установлены отдельные отбойные емкости для сбора жидких продуктов во время останова.

Рисунок 3.6 - Схема факельной установки

На сегодняшний день доступно множество факельных систем для различных целей. Выбор факельной системы в основном зависит от:

а) потока, давления, температуры и состава газа, который направляется на факел;

б) требований к эффективности сжигания, радиации, выбросам сажи и шуму;

в) доступности и доступа к пару, воздуху и газу.

Тип факела: высотный или наземный (высотные чаще используют и имеют большую производительность).

Факельная система: факелы без вспомогательной подачи (низкого или высокого давления) или с подачей (пара, воздуха, газа или воды).

Зона, в которой происходит реакция окисления, включает следующие категории: факелы открытого типа или закрытого (с камерой сжигания) (муфельный факел и факел с защитными экранами).

По сравнению с высотными факелами, наземные факелы приводят к более низкому рассеянию выбросов из-за расположения ствола рядом с землей, отсюда могут возникнуть экологические угрозы и угрозы здоровью (в зависимости от типа конечного продукта).

Таблица 3.91 дает общее представление об основных типах факельного хозяйства. В ней также приводится краткое описание каждой факельной системы, области применения, преимущества и недостатки в отношении экологических и эксплуатационных последствий.

Таблица 3.91 - Описание основных факельных систем

Факельные системы	Описание	Применение	Характеристики	Факелы без подачи
Факел	Низкого давления	Факелы низкого давления - простейший тип факела. Оголовки факелов низкого давления сконструированы для продолжительной эксплуатации. Они способны сжигать широкий диапазон потоков сбросного газа и в основном используются для бездымных газов.	Факелы низкого давления могут использоваться, когда бездымное сжигание может быть достигнуто без внешней подачи. Факелы низкого давления используются для поддержания и снижения расхода газа.	Экономически эффективные. Низкие затраты на содержание. Стабильное, надежное сжигание.
	Факел высокого давления	Факелы высокого давления используют энергию сжатого газа для создания турбулентного перемешивания и подсасывания избыточного воздуха для более полного сжигания.	Факелы высокого давления используются на земле и в открытом море для достижения бездымного сжигания при высоком расходе. Справляются с большим количеством факельного газа при высоком давлении и имеют большую производительность.	Экономически эффективные. Чистое, эффективное и бездымное сжигание. Низкое тепловое излучение.
Факелы с подачей	Факел с подачей пара	Факелы с подачей пара сконструированы для утилизации более тяжелых сбросных газов, которые могут создавать дым. Пар вводится в поток сбросного газа как внешняя движущая сила для эффективного перемешивания воздуха и сбросных газов и создания турбулентности. Это обеспечивает бездымное сжигание тяжелых углеводородов.	Факелы с подачей пара применяются там, где требуется низкое давление для достижения бездымного сжигания и где на месте доступен пар высокого давления.	Бездымное сжигание. Низкий шум. Максимальная энергетическая эффективность.
	Факел с подачей воздуха	Подача воздуха используется как внешняя движущая сила для эффективного перемешивания воздуха и сбросных газов и создания турбулентности. Это обеспечивает бездымное сжигание тяжелых углеводородных сбросных газов.	Факелы с подачей воздуха могут применяться там, где требуются бездымные факелы низкого давления, в зонах, где пар не доступен для подавления образования дыма.	Сокращение дыма, сниженное тепловое излучение, сниженное образование шума.
	Факел с подачей газа	Введение газа используется как внешняя движущая сила для эффективного перемешивания воздуха и сбросных газов и создания турбулентности. Это обеспечивает бездымное сжигание тяжелых углеводородных сбросных газов. Вода подается на факел для снижения теплового излучения и шума.	Факелы с подачей газа могут применяться там, где требуются бездымные факелы низкого давления, в зонах, где для подачи доступен газ высокого давления.	Максимальное сжигание. Бездымная работа.
	Факел высокого давления с подачей воды		Для применения с высоким давлением там, где требуется низкий уровень шума и теплового излучения и где доступна вода.	Значительно снижает тепловое излучение и шумы. Низкие затраты на эксплуатацию и обслуживание.

Технологии снижения выбросов, применимые на факелах, могут быть следующими:

- Использование пилотных горелок, которые дают более надежный розжиг отходящих газов, так как они не зависят от ветра.

- Подача пара на факельный ствол, что может сократить выбросы твердых частиц. Должны быть обеспечены сепараторы для отвода жидкости с должными затворами и системами отвода для предотвращения поступления жидкости в зону горения. Потоки жидкости из гидрозатвора должны быть направлены в систему кислой воды.

Для снижения образования сажи на новых установках применяется измерение расхода и измерение свечения факела с автоматическим контролем пара, дистанционное визуальное наблюдение с использованием цветных ТВ-мониторов в помещении контроля, дающее возможность вручную контролировать пар и постоянное наличие пилотного пламени. Подача пара служит нескольким целям. Во-первых, это улучшает перемешивание топлива с воздухом созданием турбулентности, тем самым обеспечивая эффективность сжигания. Во-вторых, это защищает оголовок факела, не допуская касание металла пламенем. В-третьих, пар сокращает выбросы сажи, так как реагирует с частицами сажи для образования СО, который затем окисляется до СО₂. Наконец, подача пара также может сократить термическое образование NO_x. Когда водород или очень "легкие" углеводороды сжигаются, пар обычно не вводится, так как смешение воздуха и топлива проходит хорошо и образование сажи маловероятно.

Эффективность сжигания, свечение, сажа и шум зависят от факельной системы. Хорошо функционирующие факелы обычно достигают превращения 98 % углеводородов в CO₂, 1,5 % - частично сожженные продукты (почти все СО) и 0,5 % - не превращенные. Закрытые наземные факелы имеют сниженный уровень шума и дыма по сравнению с высотными факелами. Однако первоначальная стоимость часто делает их неподходящими для больших выбросов по сравнению с высотными системами.

Таблица 3.92 - Выбросы "Вертикальной факельной установки"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,00001 - 1145,49	0,01843	36,32	18,17
Азота оксид	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,000002 - 649,21	0,0006	38,21	19,11
Бензапирен	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	- 0,38		0,71	0,35
Бензол		54,83	1,0	2,5	1,75
Керосин		0,0004	0,000033	0,000033	0,000033
Метан	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,0000034 - 20302,0	0,0023	1000	50,001
Мышьяк и его соединения, кроме водорода мышьяковистого	Попутно добываемый нефтяной газ	0,0012	0,000038	0,000038	0,000038
Озон	Попутно добываемый нефтяной газ	0,0002	0,000006	0,000006	0,000006
Сероводород	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,0000001 - 34,83	0,00003	1,1	0,55
Серы диоксид	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,0000006 - 2054,36	0,026	65,14	32,58
Углеводороды предельные C12-C-19		0,001048	0,018	0,018	0,018
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,0000026 - 4682,6	0,001	45,76	22,89
Углеводороды предельные C6-C10	Труба, факельная установка	0,006 - 111,41	0,0026	3,4	2,49
Углерод (Сажа)	Попутно добываемый нефтяной газ, факельная установка	0,0053 - 12171,9	0,069	716,46	358,24
Углерода оксид	Труба, факельная установка, попутно добываемый нефтяной газ	0,007 - 101462,46	0,49	1989,42	994,955

Таблица 3.93 - Выбросы "Горизонтальной факельной установки"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	61,6	1,95	1,95	1,95

Таблица 3.94 - Выбросы "Совмещенных факельных установок"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Углеводороды предельные C12-C-19	0,001	0,018	0,018	0,018

Таблица 3.95 - Энергетические ресурсы "Вертикальные факельные установки"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	147586	184482

3.5 Поддержание пластового давления

3.5.1 Система заводнения продуктивных пластов

Системы заводнения не оказывают значительного негативного воздействия на окружающую среду. Загрязнение пластовых вод может происходить при нарушении герметичности процесса, однако это происходит только в аварийных ситуациях, что не рассматривается в рамках этого справочника НДТ.

Основным экологическим воздействием процесса заводнения продуктивных пластов является ресурсопотребление - водопотребление и энергопотребление.

Таблица 3.96 - Отходы "Система заводнения продуктивных пластов"

Наименование отхода	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Лом и отходы, содержащие незагрязненные черные металлы в виде изделий, кусков, несортированные	5	Утилизация отходов	46101001205	2,01
Отходы минеральных масел трансмиссионных	3	Утилизация отходов	40615001313	0,047

Таблица 3.97 - Отходы "Межскважинная перекачка для закачки пластовой воды из скважин-доноров в пласты, вскрытые скважинами-акцепторами"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Шлам очистки емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	Зачистка емкостей и трубопроводов от нефти и нефтепродуктов	3	Передача на утилизацию другой организации	91120002393	340,0

Таблица 3.98 - Энергетические ресурсы "Система заводнения продуктивных пластов"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	4,386 - 259058300	6,266 - 399523140

3.5.2 Кустовая насосная станция для закачки воды в пласт

Основными воздействиями кустовой станции для закачки пресной воды в пласт являются выбросы насосов и энергопотребление.

Таблица 3.99 - Выбросы при закачке пресной воды в пласт

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Спирт метиловый		0,012	0,00038	0,00038	0,00038

Таблица 3.100 - Выбросы при закачке сточной воды в пласт

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид		0,00047	0,0018	0,0018	0,0018
Азота оксид		0,000076	0,0003	0,0003	0,0003
Бензол	Насосное оборудование, технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,00004 - 2,39	0,023	0,088	0,055
Дижелезо триоксид (железа оксид)		0,00084	0,003	0,003	0,003
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Насосное оборудование, технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,000013 - 0,07	0,0004	0,00099	0,0007
Летучие органические соединения	Технологическое оборудование, свеча рассеивания	2,33 - 18,16	0,07	0,57	0,32
Марганец и его соединения		0,000072	0,00028	0,00028	0,00028
Метан	Технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,008 - 1848286,91	0,00027	439,69	219,85
Метилбензол (толуол)	Насосное оборудование, технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,000026 - 0,26	0,00185	0,008	0,0045
Минеральное масло		15,0	0,57	0,57	0,57
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов		0,0001	0,00004	0,00004	0,00004
Сероводород	Технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,000007 - 0,015	0,0000855	0,09	0,045
Спирт метиловый	-	2,44	0,9	0,9	0,9
Уайт-спирит	-	0,567	0,026	0,026	0,026
Углеводороды предельные C12-C-19	Технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,007 - 81,67	2,59	2,59	2,59
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Насосное оборудование	0,008 - 224,43	0,000265	7,13	3,565
Углеводороды предельные C6-C10	Насосное оборудование, технологическое оборудование, свеча рассеивания	0,0005 - 72,48	0,000016	2,3	0,9
Углерода оксид	-	0,005	0,02	0,02	0,02
Фосфорный ангидрид (дифосфор пентаоксид)	-	0,0003	0,0012	0,0012	0,0012
Фториды газообразные (гидрофторид, кремний тетрафторид) (в пересчете на фтор)	-	0,0005	0,002	0,002	0,002

Таблица 3.101 - Выбросы при закачке подтоварной воды в пласт

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	14,88	0,47	0,47	0,47

Таблица 3.102 - Выбросы при закачке пластовой воды в пласт

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	767,01	24,3	24,3	24,3
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	1752,62	55,53	55,53	55,53
Углеводороды предельные C6-C10	9,02	0,29	0,29	0,29

Таблица 3.103 - Отходы "Закачка пресной воды в пласт"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Отходы минеральных масел турбинных	БКНС	3	Передача на утилизацию другой организации	40617001313	0,255 - 1,266

Таблица 3.104 - Отходы "Закачка сточной воды в пласт"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	Сосуды	3	Передача на утилизацию другой организации	29122001293	2,2
Отходы минеральных масел индустриальные	Замена масла насосов	3	Передача на утилизацию другой организации	40613001313	6,931

Таблица 3.105 - Энергетические ресурсы "Закачка пресной воды в пласт"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,6	288189435

Таблица 3.106 - Энергетические ресурсы "Закачка сточной воды в пласт"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,5	469781936,6

Таблица 3.107 - Энергетические ресурсы "Индивидуальная установка для закачки воды в пласт"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,2	8

Таблица 3.108 - Энергетические ресурсы "Межскважинная перекачка для закачки пластовой воды из скважин-доноров в пласты, вскрытые скважинами-акцепторами"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	1,25	152520000

Таблица 3.109 - Энергетические ресурсы "Горизонтальная насосная станция на кустовой площадке для закачки воды в пласт"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	4290500	4630000

Таблица 3.110 - Энергетические ресурсы "Шурфы для закачки воды в пласт"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	11350000	11920000

3.5.3 Водораспределительная станция

Водораспределительная станция не является источником сильных воздействий на объекты окружающей среды.

Таблица 3.111 - Выбросы "Блок гребенки и водораспределительный пункт"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	0,0037	0,00012	0,00012	0,00012
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	0,0012	0,000037	0,000037	0,000037
Метан	1,38	0,04	0,04	0,04
Метилбензол (толуол)	0,002	0,000074	0,000074	0,000074
Сероводород	0,0006	0,00002	0,00002	0,00002

3.5.4 Установки для приготовления и дозирования реагентов

Источники и загрязняющие вещества в составе выбросов и сбросов установки будут зависеть от типа используемых реагентов.

Установка приготовления и дозирования реагентов также является потребителем энергоресурсов.

Основные источники и объемы выбросов установок для приготовления реагентов и дозирования реагентов скважин представлены в таблице 3.112.

Таблица 3.112 - Выбросы "Установки для приготовления и дозирования ингибиторов"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Пропилен	Неплотности оборудования	0,2	0,18	0,18	0,18
Спирт метиловый	Неплотности оборудования	0,099	0,23	0,23	0,23

Таблица 3.113 - Материальные ресурсы "Установки для приготовления и дозирования реагентов ингибиторов"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Реагенты	тонн	Реагенты	1242	1242

Таблица 3.114 - Материальные ресурсы "Установки для приготовления и дозирования растворов полимеров"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Полимеры	тонн	Реагенты	13,6	13,6

3.5.5 Система закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и углеводородных растворителей

Системы закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и углеводородных растворителей не оказывают значительного негативного воздействия на окружающую среду. Загрязнение пластовых вод может происходить при нарушении герметичности процесса, однако это происходит только в аварийных ситуациях, что не рассматривается в рамках этого справочника НДТ.

Основными экологическими воздействиями процесса закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и углеводородных растворителей является ресурсопотребление растворителей и газа, а так же энергопотребление.

Таблица 3.115 - Выбросы "Система закачки в продуктивный пласт газа высокого давления и углеводородных растворителей"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Метан	0,64	0,02	0,02	0,02
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	0,07	0,023	0,023	0,023
Углеводороды предельные C6-C10	0,006	0,0002	0,0002	0,0002

3.6 Методы воздействия на пласт

3.6.1 Система закачки в пласт пара или горячей воды высокого давления

Системы закачки в пласт пара или горячей воды высокого давления не оказывают значительного негативного воздействия на окружающую среду. Загрязнение пластовых вод может происходить при нарушении герметичности процесса, однако это происходит только в аварийных ситуациях, что не рассматривается в рамках этого справочника НДТ.

Основным экологическим воздействием процесса закачки в продуктивный пласт пара или горячей воды газа является ресурсопотребление: воды и энергопотребление.

Таблица 3.116 - Выбросы "Парогенераторная станция"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	21,25	0,67	0,67	0,67
Азота оксид	3,45	0,11	0,11	0,11
Углерода диоксид	36,47	1,16	1,16	1,16
Углерода оксид	36,47	1,16	1,16	1,16

Таблица 3.117 - Энергетические ресурсы "Парогенераторная станция"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	6,21 - 11959	6,21 - 11959
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	17001, 6 - 27665273,76	17001, 6 - 27665273,76
Потребление пара	Гкал	10421,44 - 194142,272	10421,44 - 194142,272
Свежая вода	куб.м/т	1,6	1,6

Таблица 3.118 - Материальные ресурсы "Парогенераторная станция"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Катионит	кг	Реагенты	1000	1000

3.6.2 Установка внутрипластового горения

При нормальном режиме работы установка внутрипластового горения не оказывает воздействия на объекты окружающей среды. Однако воздействие оказывает автотранспорт, на котором ее размещают. Это в основном выбросы от сжигания топлива в двигателе, состав которых зависит от состава топлива.

3.7 Вспомогательные процессы

3.7.1 Энергоснабжение

Потребление энергии

Энергетические системы являются важнейшим технологическим блоком нефтедобывающего предприятия. В результате работы энергогенерирующих установок происходят крупные выбросы загрязняющих веществ в атмосферу. В этом разделе рассматриваются экологические воздействия агрегатов, генерирующих энергию (печи, котлы и др.), представляются данные по удельному потреблению энергетических ресурсов в целом по нефтедобывающим предприятиям и производится анализ данных по объемам топлива и типам, используемым в энергетических системах нефтедобывающих предприятий (печах, котельных).

Генерация энергии

На нефтяных месторождениях применяют оборудование для получения энергии. Газотурбинные электростанции предназначены для производства и обеспечения электроэнергией промышленных и бытовых потребителей. Выработка электрической энергии переменного тока производится с помощью синхронного трехфазного турбогенератора, приводимого газотурбинной установкой [59, 60].

Таблица 3.119 - Выбросы "Теплоснабжение (котельная)"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выбросов (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	Котел	0,03 - 33,6	0,15	0,15	0,15
Азота оксид	Котел	0,026 - 0,86	0,045	0,045	0,045
Бензапирен	-
Метан	-	0,016	0,0008	0,0008	0,0008
Серы диоксид	-	0,008	0,0004	0,0004	0,0004
Углерода диоксид	Котел	0,284	0,009	0,009	0,009
Углерода оксид	Котел	0,029 - 1,21	0,44	0,44	0,44

Энергетические системы являются источниками крупных выбросов в результате сжигания разных видов топлива. Главными загрязняющими веществами процессов горения являются дымовые газы, содержащие оксиды серы, оксиды азота, оксиды углерода (моноокись углерода и диоксид углерода), кокс, твердые частицы разного размера и металлы (например, V, Ni). При нормальной работе и при сжигании более чистых видов топлива, таких, как природный газ или топливо с низким содержанием серы, эти выбросы являются относительно низкими. Однако при неполном сгорании топлива выбросы могут быть значительно выше.

Сточные воды

Сточная вода образуется в энергетических системах в основном за счет сточной воды, поступающей с котлов. Главными источниками образования стоков являются процессы продувки котлов. Состав сточных вод котельной можно охарактеризовать следующими показателями: ХПК = 100 мг/л; Азот N-Кьельдаль = 0 - 30 мг/л, фосфаты = 0 - 10 мг/л.

Промышленные отходы

Твердые отходы образуются в результате чистки оборудования энергетических систем. Объемы отходов зависят от конструкции печей и котлов.

Энергетические ресурсы

Таблица 3.120 - Энергетические ресурсы "Теплоснабжение (котельная)"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	0,023 - 586390	0,048 - 612280
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	0,364 - 845895	4,94 - 859950

Таблица 3.121 - Энергетические ресурсы "Топливоснабжение"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	261531	302888

Таблица 3.122 - Материальные ресурсы "Теплоснабжение (котельная)"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	22 217,25 - 2896017,864	22 217,25 - 2896017,864
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	5,619 - 342,349	5,619 - 342,349
Свежая вода	куб.м/т	0,644 - 15,586	0,644 - 15,586

Таблица 3.123 - Материальные ресурсы "Топливоснабжение"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Жидкость охлаждающая низкозамерзающая Тосол А-65	литр	Материалы	3000	32000
Масло авиационное МС-8п	тн	Материалы	24,852	72,156
Масло редукторное Mobil Glygoyle 11	тн	Материалы	3,6	4,8
Масло турбинное Тп-22С марки 1	тн	Материалы	4,9	8,9
Отходы потребления текстильные хлопчатобумажные сортированные /ветошь/	кг	Материалы	500	700
Фильтр Mann Hummel HD 863	шт	Материалы	30	60

3.7.2 Системы охлаждения

Полная информация по системам охлаждения описана в горизонтальном справочнике НДТ ИТС 20-2016 "Промышленные системы охлаждения". Поэтому настоящий справочника НДТ должен содержать краткие данные по используемым системам охлаждения на нефтедобывающих предприятиях.

Потребление энергоресурсов

Потребление энергии системами охлаждения обусловлено в основном работой насосов в системе водного охлаждения и вентиляторами в системе воздушного охлаждения. В системе водного охлаждения используют воду, предварительно подготовленную химическими веществами, такими, как ингибиторы роста коррозии и бактерий. Поэтому необходимо предоставить данные по количеству и типам используемых химических веществ. Необходимо также указать тип системы водного охлаждения (рециркуляции и/или прямоточная). По каждой из систем предоставляются данные по объему потребляемой свежей воды. Основными загрязняющими веществами, составляющими выбросы установок охлаждения, являются углеводороды. В таблицах представлены примерные данные по основным воздействиям охлаждающих систем.

Таблица 3.124 - Воздействие на окружающую среду систем охлаждения

Воздействия	Прямоточные	Прямоточные (замкнутая система)	Воздушные охладители	Воздушные охладители (замкнутая система)
Вода
Температурный нагрев (МВт)	300	300	-	-
Углеводороды (кг/час)	2,6 - 26	-	-	-
Химическое кондиционирование (кг/час)	2,6	2,6	-	-
Спуск продувочной воды (м3/час)	26000	26000	-	-
Воздух
Потребление энергии (кВт)	3500	5500	2000	8700
Потребление свежей воды (м3/час)	-	В замкнутом цикле	-	-
Другие вредные воздействия
Шум	+	+	+	+

3.7.3 Водоснабжение

Начиная с разведочного бурения и заканчивая промышленной эксплуатацией нефтяных скважин, вода является основным элементом для ряда основных производственных процессов, для обеспечения противопожарных нужд и удовлетворения хозяйственно-бытовых потребностей рабочих и служащих, занятых на промысле. В стадии развития промысла вода приобретает первостепенное значение, участвуя почти в каждом производственном процессе. Приготовление глинистого раствора, промывка скважин в период их освоения и ремонтных работ, цементировка, торпедирование скважин и др. требуют воду, причем в отдельных процессах в весьма значительных количествах. В то же время специфичность промысловых производственных процессов, связанных с добычей нефти придает противопожарным устройствам особую значимость. В связи с этим обеспечение указанных устройств водой требуется в количествах, во много раз превышающих противопожарные потребности других производств.

Еще большую роль приобрела вода на промыслах в связи с внедрением методов заводнения нефтяных пластов.

За последние годы было установлено, что современные способы эксплуатации скважин не обеспечивают полного использования нефтяных залежей. Поэтому возникли так называемые вторичные методы добычи нефтегазоводяной жидкости и среди них методы заводнения. Методы заводнения сводятся к процессу нагнетания воды в нефтяной пласт для повышения пластового давления и увеличения нефтедобычи. Важнейшей задачей при применении методов заводнения является обеспечение процесса весьма значительным количеством воды высокого качества. Все это в совокупности с достаточной очевидностью показывает ту важную роль, которую призвана играть вода в производственной жизни нефтяного промысла.

Основными промысловыми объектами, потребляющими воду, следует считать: скважины в бурении и скважины в эксплуатации; установки по деэмульсации нефти, по сбору нефтегазоводяной жидкости; энергетические установки; компрессорные установки; нагнетательные (инжекционные) скважины для заводнения нефтяных пластов. Наряду с этими основными объектами, являющимися главными потребителями воды в процессе бурения и добычи нефти, на нефтепромысле имеются еще подсобные предприятия нефтепромыслового хозяйства. Потребление воды этими предприятиями не столь велико, но все же оно имеет значение в общем балансе водопотребления нефтепромысла. Средний по добыче промысел потребляет воды от 10000 до 20000 м³/сут. При групповом водоснабжении мощность водопроводных сооружений может достигнуть 1000-15000 м³/час и более.

Основным негативным экологическим воздействием системы водоснабжения нефтедобывающего предприятия является забор большого количества природных вод из подземных водных источников, что может привести к изменению гидрологических характеристик региона добычи.

Таблица 3.125 - Энергетические ресурсы "Установка подготовки воды из водозабора"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	7325700	8330100

3.7.4 Канализация и очистные сооружения

На нефтепромыслах приходится иметь дело с производственными, бытовыми и атмосферными сточными водами.

Производственные сточные воды могут быть подразделены на следующие виды:

а) Пластовая вода, поступающая из недр земли вместе с нефтью и отделяемая от нее на обезвоживающих установках промысла.

б) Вода от промывки эксплуатационных скважин.

в) Отработавшая вода от компрессорных станций.

г) Вода от котельных, гаражей и промышленных предприятий, расположенных в границах нефтепромысловой территории.

Производственные сточные воды первых двух видов содержат нефть в результате непосредственного соприкосновения с ней. Сточные воды третьего и четвертого видов, как правило, не содержат нефти, но вследствие того, что на нефтепромысловой территории устраивается общесплавная система канализации, эти сточные воды, попадая в общие каналы, также загрязняются нефтью. Сточные воды последних трех видов составляют незначительный объем - всего только от 0,5 до 1,5 м³ воды на 1 т нефти.

Основную массу производственных сточных вод на нефтепромыслах составляют пластовые воды. Состав пластовых вод может быть самым различным и определяется анализом.

Ввиду того, что на нефтеносных площадях скважинами вскрывается весь разрез продуктивной толщи, имеется много скважин, из которых вместе с нефтью поступает вода из различных горизонтов.

Преобладание тех или других вод обусловливает характер сточных вод, поступающих с отдельных промысловых площадей.

Вместе с пластовыми водами в канализацию поступает значительное количество отработавшей производственной воды, состав которой зависит от состава воды в источнике водоснабжения.

В солевом составе пластовых вод отдельных нефтяных месторождений обнаружено наличие весьма малых количеств ряда соединений и элементов. В то же время эти микрокомпоненты вод придают им специфический характер. К числу их принадлежат иод, бром, бор, нафтеновые кислоты и др.

Распространение в водах нефтяных месторождений нафтеновых кислот мало изучено, хотя они и представляют собой характерный компонент этих вод. Систематические исследования показали, что нафтеновые кислоты имеются лишь в водах ограниченного числа месторождений.

Среди многих других микроэлементов и соединений, специфических для вод нефтяных месторождений, могут быть отмечены барий, стронций и фтор. Закономерности распространения этих элементов в водах недостаточно выяснены.

Сточные воды нефтепромыслов всегда в большей или меньшей степени жесткие. Реакция их всегда щелочная. На приморских промыслах они иногда сильно засолены вследствие разбавления, пластовых вод морской водой, расходуемой для технических нужд.

Атмосферные воды образуются при выпадении на нефтепромысловую территорию атмосферных осадков. Возможным загрязнением этих вод является нефть, смываемая с поверхности земли вблизи эксплуатационных скважин. Загрязненные атмосферные воды отводятся вместе с производственными сточными водами. Кроме того, эти воды должны быть отведены с обвалованных площадок резервуарных парков.

Пример принципиальной схема установки подготовки и утилизации сточных вод Муханского месторождения представлен на рисунке 3.7.

Рисунок 3.7 - Схема установки подготовки и утилизации сточных вод N 4/1

В нефтепромысловых условиях, за отдельными исключениями, преимущество сохраняется за общесплавной системой канализации. Буровые и производственные стоки лишены санитарно-опасных загрязнений и несут лишь примеси нефтяных продуктов, от которых, как показывает практика, не свободны также стоки атмосферных осадков. Ливневые каналы, трассируемые по тальвегам промысловых территорий, могут быть удобно и эффективно использованы для попутного приема сбросных вод от бурящихся и эксплуатационных скважин, сборных пунктов, резервуарных парков, компрессорных станций и других объектов.

Общесплавная система не исключает целесообразности: частичного отвода атмосферных вод по не связанным с промысловой сетью каналам: в виде нагорных канав и самостоятельных водостоков, особенно для внепромысловых площадей. Но исключена также необходимость отвода буровых вод по специальной изолированной сети, например, для сбора щелочных пластовых вод, используемых после их очистки для заводнения нефтяных площадей при вторичных методах эксплуатации. Этот отвод может быть осуществлен также и по системе закрытых трубопроводов.

Раздельная система канализации более приемлема на промысловых территориях, расположенных в пересеченной местности с развитой овражной сетью. В таких условиях канализация промысловых объектов, расположенных на склонах возвышенностей, была бы решена системой каналов без приема дождевых стоков и последние отводились бы по естественным тальвегам и оврагам.

Отвод нефтепромысловых стоков может осуществляться открытой системой каналов или системой подземных трубопроводов. Практика эксплуатации нефтепромысловых канализационных сооружений заставляет отдавать предпочтение в основном наземной открытой системе.

Закрытая сеть подземных трубопроводов приобретает преимущество и может быть рекомендована при осуществлении канализации для сбора пластовых вод со сборных пунктов и для отвода этих вод к водоподготовительным установкам при их использовании для закачки в пласт.

На рисунке 3.8 приведена примерная схема нефтепромысловой канализационной системы.

Сточные воды верхней холмистой части промысла, по преимуществу дождевые, направляются в регулирующую емкость и из последней постепенно отводятся в главный отводной канал через регулирующую камеру. Промысел защищен нагорной канавой от затопления атмосферными стоками со склонов восточной возвышенности. Тальвеги, несущие чистые атмосферные стоки или незначительное количество промысловых вод, подвергаются только регулированию и укреплению для предотвращения эрозионных процессов.

В устьях каналов у водоема и регулирующих емкостей предусматривается размещение узлов нефтеулавливания с ливнеспусками для сброса во время дождя избытка воды сверх двукратного объема стока в сухую погоду. Местные нефтеловушки у сборных пунктов и резервуарных парков на схеме не показаны. Канализационная система охватывает всю территорию промысла сетью мелких приточных каналов, причем степень насыщенности промысла последними определяется характером разбуривания территории и ее рельефом. Промыслы с густой сеткой скважин и с плоским рельефом требуют более развитой сети приточных каналов.

Рисунок 3.8 - Схема нефтепромысловой канализации:
I - линяя водораздела; II - границы промысловой территории; III - магистральный канал для отвода сточных вод; IV - основные проточные каналы; V - урегулированные естественные русла; VI - нагорная канава. 1 - ливнесброс; 2 - узел нефтеулавливания; 3 - резервуарный парк; 4 - сборный пункт; 5 - компрессорная станция; 6 - плотина; 7 - регулирующая емкость

Выбросы

Выбросы в атмосферу установок очистки сточных вод происходят за счет улетучивания веществ в процессе отстаивания в сепараторах, прудах-отстойниках, флотационных установках или из канализации. Выбросы содержат в основном углеводороды и сероводород. Системы канализации и очистки сточных вод могут быть источниками неприятного запаха.

Таблица 3.126 - Выбросы "Очистные сооружения"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выброса (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
1,3,5-Триметилбензол (мезитилен)		0,00188 - 0,00193	0,0001	0,0002	0,00015
Бензол	Резервуары вертикальные стальные	0,0009 - 0,69	0,00005	0,26	0,13
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Резервуары вертикальные стальные	0,0003 - 0,22	0,000016	0,08	0,04
Изопропилбензол (кумол)	-	0,0019	0,00029	0,00029	0,00029
Метан	Насосы, нефтегазосепаратор	0,085 - 38,17	0,003	3,9	1,95
Метилбензол (толуол)	Резервуары вертикальные стальные	0,0006 - 0,43	0,00003	0,16	0,08
Сероводород	Резервуары вертикальные стальные, насосы, нефтегазосепаратор	0,00006 - 0,12	0,000002	0,044	0,022
Спирт метиловый		0,034 - 0,043	0,03	0,08	0,055
Углеводороды предельные C12-C-19	Нефтегазосепаратор	0,0008 - 17,67	0,000024	1,8	0,9
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Резервуары вертикальные стальные, насосы	0,193 - 143,06	0,0063	53,07	26,535
Углеводороды предельные C6-C10	Резервуары вертикальные стальные, насосы, нефтегазосепаратор	0,0011 - 72,64	0,000035	19,63	9,82
Азота диоксид	Котел	0,7	0,022	0,022	0,022
Азота оксид	Котел	0,114	0,0036	0,0036	0,0036
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Котел	4,29	0,136	0,136	0,136
Углеводороды предельные C6-C10	Котел	1,59	0,05	0,05	0,05
Углерода оксид	Котел	2,36	0,075	0,075	0,075

Сбросы

Потенциальное загрязнение водных объектов происходит при сбросе очищенных сточных вод, содержащих определенный набор веществ. В зависимости от эффективности очистки сточных вод они могут содержать соединения углерода (нерастворимый и растворимый), соединения азота (органические и неорганические), соединения серы и металлы и их соединения.

Таблица 3.127 - Сбросы "Технологии очистки сточных вод"

Наименование загрязняющего вещества сбросов	Код загрязняющего вещества по 1316 (II - для водных объектов)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный сброс загрязняющего вещества, мг/с	Максимальный сброс загрязняющего вещества выбросов, мг/с	Средняя концентрация загрязняющего вещества
Нефтепродукты (нефть)	74	0,32 - 631,13	0,001	20,0	0,3

Промышленные отходы

В процессе очистки сточных вод образуются значительные объемы шламов, загрязненных нефтью (таблица 3.128). В процессе очистке ливневых и промышленных сточных вод образуются большие объемы нефтешлама, состоящего из песка, глины, минеральных солей (не менее 38 %); оксидов железа (не более 5 %), сульфидов железа (не более 10 %), асфальтенов, смол (не более 28 %), нефти (не более 10 %) и воды (не более 9 %).

Таблица 3.128 - Отходы "Технологии очистки сточных вод"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Всплывшие нефтепродукты из нефтеловушек и аналогичных сооружений	Эксплуатация объекта	3	Утилизация отходов	40635001313	225,93
Отходы при очистке нефтесодержащих сточных вод	Эксплуатация объекта	4	Утилизация отходов	72300000000	65

Таблица 3.129 - Энергетические ресурсы "Технологии очистки сточных вод"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2729,7	2729,7
Потребление топлива (всего)	т.у.т.	275,4	275,4
Потребление топлива (газового)	т.у.т.	275,4	275,4
Свежая вода	куб.м/т	18250	18250

Таблица 3.130 - Энергетические ресурсы "Канализационные насосные"

Наименование энергетических ресурсов	Единицы измерения	Минимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год	Максимальный расход энергетических (сырьевых) ресурсов в год
Потребление электроэнергии	кВт*ч/т	2,78	4,11

Таблица 3.131 - Материальные ресурсы "Технологии очистки сточных вод"

Наименование материальных ресурсов	Единицы измерения	Тип материальных ресурсов	Минимальный расход материальных ресурсов	Максимальный расход материальных ресурсов
Коагулянт	тн	Реагенты	1051	1051
Коагулянт "Аква Аурат-30"	кг	Реагенты	30	30
Флокулянт	тн	Реагенты	4	4
Щелочи	тн	Реагенты	447	447

3.7.5 Образование отходов

В главе предоставляется информация об объемах накопленных отходов и воздействиях отходов производства на окружающую среду (например, рассматриваются выбросы шламовых амбаров).

При бурении будут образовываться следующие виды отходов:

а) Шлам, выбуренный при использовании растворов на водной основе (бентонит/полимерные растворы на основе пресной воды), при бурении верхних интервалов скважин.

б) Шлам, выбуренный при использовании растворов на нефтяной основе, который образуется при бурении нижних интервалов скважин.

в) Отработанные буровые растворы на водной и нефтяной основе и промывочные растворы.

г) Пластовая вода.

д) Металлоотходы в виде изношенных буровых труб, а также пластиковые заглушки труб.

Выбуренный шлам и отработанный буровой раствор чаще всего закачиваются в подземные пласты через нагнетательные скважины.

3.7.6 Утилизация отходов

Накопители отходов

Скапливание жидких отходов на производственных территориях может привести к интенсивному загрязнению почвы, воздуха и грунтовых вод. Примером рационального обращения с отходами при разработке и эксплуатации месторождения может являться организация сбора на нефтяной платформе (рисунок 3.9).

Кроме того, в целях снижения образования и рационального размещения отходов бурения, возможно:

а) повторное использование отработанного бурового раствора для бурения последующих интервалов или других скважин;

б) использование отходов бурения после соответствующей обработки и обезвреживания для целей:

1) связанных с основным технологическим процессом (использование в качестве добавок к тампонажным материалам, использование отработанного бурового раствора в качестве основного тампонажного материала);

2) не связанных с основным технологическим процессом (использование в качестве вторичных инертных материалов для строительных нужд - для сооружения насыпных оснований, в качестве добавок к удобряющим компостам и мелиорантам, предназначенным для рекультивации накопителей отходов бурения (шламовых амбаров), и др.).

Рисунок 3.9 - Схема платформы с объектами управления отходами

Загрязнение воздуха происходит в результате испарения углеводородов, почва загрязняется за счет слива из амбаров избытка минерализованной воды с большой концентрацией хлоридов и сульфатов, что небезопасно для верхних пресноводных горизонтов. Из веществ, входящих в состав шламов, наибольшую опасность для почвогрунтов представляют минеральные соли и нефть.

Известно, что при нефтяном загрязнении тесно взаимодействуют три группы экологических факторов:

а) сложность состава нефти, находящегося в процессе постоянного изменения;

б) сложность, гетерогенность состава и структуры любой экосистемы, находящейся в процессе постоянного развития и изменения;

в) многообразие и изменчивость внешних факторов, влияющих на экосистему (температуры, влажности, давления и т.д.).

Попадая в почву, нефть опускается вертикально вниз под влиянием гравитационных сил и распространяется вширь под действием поверхностных и капиллярных сил.

Основную часть легкой фракции составляют метановые углеводороды (алканы) с числом углеродных атомов С₅-С₁₁. Нормальные алканы, особенно с короткой углеродной цепью, оказывают наркотическое и токсикологическое действие на живые организмы.

С содержанием легкой фракции коррелируют другие характеристики нефти: углеводородный состав, количество смол и асфальтенов. С уменьшением содержания легкой фракции ее токсичность снижается, но возрастает токсичность ароматических соединений, относительное содержание которых растет. Основная часть легкой фракции разлагается и улетучивается еще на поверхности почвы или смывается водными потоками.

Длительность всего процесса трансформации нефти в разных почвенно-климатических зонах различна: от нескольких месяцев до нескольких десятков лет.

Анализ материалов исследований по оценке воздействия нефтешламовых отходов на объекты природной среды подтверждает необходимость применения эффективной техники и технологии их очистки, утилизации и нейтрализации вредного воздействия на компоненты окружающей среды.

Переработка нефтяных шламов

Выбор метода обезвреживания в основном зависит от количества содержащихся в шламе углеводородов. Все методы переработки шламов можно разделить на недеструктивные и деструктивные.

Недеструктивные методы:

а) контролируемая открытая выгрузка;

б) захоронение, требующее тщательного обезвоживания;

в) применение маслянистых шламов в сельском хозяйстве на заброшенных землях, причем время от времени необходимы затраты на аэробную обработку;

г) внесение шлама в качестве органического удобрения, допустимого при выращивании некоторых культур (обусловливает, как и в некоторых из упомянутых выше способов, ограничение концентрации тяжелых металлов и даже полиароматических углеводородов).

Деструктивные методы включают:

а) сжигание на месте или вместе с бытовыми отходами, что требует обезвоживания;

б) включение в цемент при его производстве влажным путем;

в) аэробная обработка, применяемая только в отношении излишков биологического ила в больших количествах.

В настоящее время известно о применении следующих методов (и их комбинаций) обезвреживания и переработки нефтяных шламов:

а) сжигание нефтяных шламов в виде водных эмульсий и утилизация выделяющегося тепла и газов;

б) обезвоживание или сушка нефтяных шламов с возвратом углеводородов в производство, а сточных вод - в оборотную циркуляцию с последующим захоронением твердых остатков;

в) отверждение нефтяных шламов специальными консолидирующими составами с последующим использованием их в других отраслях народного хозяйства либо захоронением на специальных полигонах;

г) переработка нефтяных шламов на газ и парогаз;

д) использование нефтяных шламов как сырья (компоненты других отраслей народного хозяйства);

е) физико-химическое разделение нефтяного шлама (растворители, деэмульгаторы, ПAB и др.) на составляющие фазы с их последующим использованием.

Нефтешламы замазученных грунтов и буровые шламы подвергаются термической деструкции (содержание углеводородов не более 15 % в перерабатываемом материале). В результате данного процесса получается обезвреженный сухой минеральный остаток IV (V) класса опасности.

Таблица 3.132 - Выбросы "Установка сжигания отходов"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выбросов (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Азота диоксид	УЗГ	0,054 - 63,34	0,012	0,03	0,021
Азота оксид	УЗГ	0,0088 - 6,29	0,002	0,005	0,0035
Взвешенные вещества	УЗГ	1,71	0,054	0,054	0,054
Серы диоксид		0,0043 - 9,01	0,0024	0,019	0,51
Углеводороды предельные C12-C-19		0,022	0,012	0,012	0,012
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	УЗГ	14,65 - 1752,62	0,46	55,54	28
Углерод (Сажа)		0,21	0,115	0,115	0,115
Углерода оксид	УЗГ	0,0028 - 2438,06	0,0006	0,045	0,023

Таблица 3.133 - Выбросы "Установка переработки отходов"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Взвешенные вещества	0,18	0,0057	0,0057	0,0057
Пыль неорганическая с содержанием кремния менее 20, 20 - 70, а также более 70 процентов	0,003 - 2,07	0,000095	0,066	0,033
Ртуть и ее соединения, кроме диэтилртути	0,056	0,0018	0,0018	0,0018

Таблица 3.134 - Отходы "Установка сжигания отходов"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Золы и шлаки от инсинераторов и установок термической обработки отходов	Процесс обезвреживания	5	Утилизация отходов	74798199204	160,0

3.7.7 Резервуарный парк

Основные потери углеводородов на предприятиях, связанных с добычей нефти, складываются из потерь от испарения в резервуарах. Потери от испарения составляют значительную часть количественных потерь. А так как при испарении в атмосферу выходят наиболее легкие углеводороды, то происходят и качественные изменения состава углеводородов. Основными видами потерь от испарения в резервуарах являются "большие" и "малые" дыхания.

"Большие дыхания" происходят при заполнении резервуара обезвоженной, обессоленной и стабилизированной нефтью или нефтегазоводяной жидкостью, в результате чего из газового пространства вытесняется в атмосферу паровоздушная смесь. В процессе больших дыханий объем паровоздушной смеси приблизительно равен объему закаченной в резервуар смеси.

"Малые дыхания" возникают за счет ежесуточных колебаний температуры и барометрического давления наружного воздуха, а, следовательно, и колебания давления в газовом пространстве резервуара. Уменьшение потерь от малых дыханий достигается сокращением суточных колебаний температур в газовом пространстве путем применения предохранительной окраски резервуаров в светлые тона.

Методы сокращения потерь углеводородов можно разделить на пять групп:

а) сокращение объема газового пространства. Это достигается в резервуарах с плавающими крышами (рисунок 1) и понтонами (рисунок 2). Понтон представляет собой полый диск. В таких резервуарах потери от испарения сокращаются до 90 %. В резервуарах с плавающей крышей почти полностью отсутствует газовое пространство и, таким образом, предотвращаются потери от больших и малых дыханий.

б) хранение под избыточным давлением в резервуарах, рассчитанных на это;

в) уменьшение амплитуды колебаний температуры газового пространства резервуара (тепловая изоляция, охлаждение водой в летнее время и подземное хранение);

г) улавливание паров, уходящих из резервуара. Наибольшее распространение получила газоуравнительная система (рисунок 3.10), представляющая сеть газопроводов, соединяющих через огневые предохранители газовые пространства резервуаров между собой.

Рисунок 3.10 - Газоуравнительная система

Выбросы в атмосферу

Резервуарные парки являются крупными источниками выбросов углеводородов в атмосферный воздух. Выбросы при хранении углеводородного сырья происходят из-за испарения легких фракций. Даже при использовании резервуаров с плавающей крышей будут наблюдаться значительные концентрации углеводородов в атмосферном воздухе. Выбросы углеводородов резервуарного парка составляют примерно 40 % от общего объема выбросов углеводородов в целом по месторождению.

Таблица 3.135 - Выбросы "Резервуары хранения нефти"

Наименование загрязняющего вещества выбросов	Источник выбросов (обобщенно)	Годовая масса выбросов загрязняющего вещества, тонн	Минимальный выброс загрязняющего вещества, г/с	Максимальный выброс загрязняющего вещества выбросов, г/с	Средний выброс загрязняющего вещества, г/с
Бензол	Неплотности оборудования	0,48 - 103,64	0,0033	0,024	0,014
Диметилбензол (ксилол) (смесь мета-, орто- и параизомеров)	Неплотности оборудования	0,15 - 32,57	0,001	0,008	0,0045
Метан	Неплотности оборудования	0,12 - 41480,035	0,0038	439,38	219,7
Метилбензол (толуол)	Неплотности оборудования	0,3 - 65,13	0,002	0,016	0,009
Сероводород	Неплотности оборудования	0,1 - 15,16	0,00048	0,13	0,065
Углеводороды предельные C12-C-19		269,32	200,34	200,34	200,34
Углеводороды предельные C1-C-5 (исключая метан)	Неплотности оборудования	3,32 - 18072,04	0,18	74,28	37,23
Углеводороды предельные C6-C10	Неплотности оборудования	36,77 - 7936,18	0,25	823,42	411,835

Потребление энергии

Процесс не требует больших объемов энергетических ресурсов. Тем не менее, некоторые резервуары должны подогреваться для сохранения товарных характеристик углеводородного сырья.

Сточные воды

Протекающие фланцы и клапаны резервуаров могут стать источниками загрязнения ливневых стоков. Состав этих стоков зависит от типа продукции, которое хранилось в резервуаре. Уровень загрязнения таких стоков углеводородами доходит до 5 г/л.

Отходы

Таблица 3.136 - Отходы "Резервуарный парк"

Наименование отхода	Источник образования отходов	Класс опасности	Наименование способа утилизации	Код по ФККО	Масса образования
Асфальтосмолопарафиновые отложения при зачистке нефтепромыслового оборудования	РВС	3	Утилизация отходов	29122001293	1217,9