РД 52.24.354—94

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Организация и функционирование системы специальных наблюдений за состоянием поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата

Федеральная служба России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды Москва 1995

РД 52.24.354—94

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

Организация и функционирование системы специальных наблюдений за состоянием поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата

Федеральная служба России по гидрометеорологии и мониторингу окружающей среды Москва 1995

РД 52.24.364—94

2 НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ

В настоящих указаниях использованы ссылки на ГОСТ 17.1.5.01-80. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к отбору проб донных отложений водных объектов для анализа на загрязненность.

2

3 СОКРАЩЕНИЯ

ГСН — Государственная служба наблюдений за состоянием природной среды

ТИИ — Тюменский индустриальный институт

БСВ — буровые сточные воды

НПС — нефтеперекачивающая станция

ГКО — газокомпрессорная станция

УКПН — установка комплексной подготовки нефти

УКПГ — установка комплексной подготовки газа

СПАВ — синтетические поверхностно-активные вещества

ГСМ — горюче-смазочные материалы

ПДК — предельно допустимая концентрация

ПФЛХ — пенофенольный лесохимический реагент

КМЦ — карбоксиметилцеллюлоза

КССБ — конденсированная сульфатсниртовая барда

УЩР — углещелочной реагент ПАА — полиакриламид

ГКЖ — гидролизованная кремнийоргаяическая жидкость

ДИС — дннатриевая соль

ОЭДФ — оксиэтилиденфосфоновая кислота

ХПК — химическое потребление кислорода

ВПК — биохимическое потребление кислорода

ДЭГ — диэтиленгликоль

ГПЗ — газоперерабатывающий завод

АГКМ — Астраханское газоконденсатное месторождение

РД 52.24.364—94

4 ОСНОВНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЗАГРЯЗНЕНИЯ И ОСОБЕННОСТИ ИХ ВЛИЯНИЯ НА КАЧЕСТВО ПОВЕРХНОСТНЫХ ВОД В РАЙОНАХ РАЗРАБОТКИ НЕФТЕ-, ГАЗО- И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

4.1 Общие предпосылки

Нефтедобывающий, равно как и газодобывающий комплекс, представляет собой сложную систему производственных сооружений, разобщенных территориально и взаимосвязанных сетью трубопроводов, инженерных коммуникаций и организацией производства. Каждый отдельно взятый нефте- или газодобывающий комплекс может занимать площадь в несколько десятков квадратных километров, что создает угрозу загрязнения природной среды на значительной территории. Определенное сходство в структуре производства, а также в составе добываемого сырья создает некоторое сходство и в механизме влияния отходов этих видов производства на природную среду, И в том, и в другом случае негативное влияние на природные воды возможно на всех этапах производства: бурение скважин, добыча, подготовка к транспортировке и транспортировка добываемого сырья. Особенно значительное негативное воздействие на природную среду оказывают аварийные ситуации, нередко возникающие в различных звеньях технологической цепи рассматриваемых видов производства. Общей особенностью является и то, что загрязняющие вещества от основных источников загрязнения поступают в ближайшие водные объекты не столько со сточными водами производственных объектов, сколько с распределенным стоком — поверхностными склоновыми и подземными водами, поступающими с загрязненной территории разрабатываемого месторождения. И в том, и в другом случае наиболее характерными компонентами, отрицательно влияющими на природные воды, являются нефтепродукты, высокоминерализованные пластовые воды, буровые растворы и применяемые в них химические реагенты.

В то же время каждый из названных видов производства имеет и свою специфику воздействия на природную среду, что определяется имеющимися различиями в составе добываемого сырья, технологии его добычи и подготовки к транспортировке, в способах утилизации сопутствующих составляющих добываемого сырья, в системах водоснабжения и канализации и др. Этим продиктована целесообразность раздельного изложения особенностей влияния нефте- и газодобывающих комплексов на качество поверхностных вод.

РД 52.24.354—94

4.2 Особенности воздействия объектов разработки месторождений нефти на качество поверхностных вод

4.2,1 Основные источники загрязнения поверхностных вод

4.2.1.1    Наиболее интенсивные разработки нефтяных месторождений ведутся в Западной Сибири (Тюменская н Томская области), республике Коми, Пермской области, Татарстане, Башкортостане, Чечено-Ингушетии.

4.2.1.2    В районах разработки месторождений нефти основными компонентами, загрязняющими природную среду, являются нефть и нефтепродукты, высокоминерализованные пластовые воды, применяемые для обработки буровых растворов химреагенты, синтетические поверхностно-активные вещества, взвешенные вещества. В ближайшие водные объекты эти вещества поступают как с организованным отоком (со сточными водами объектов нефтепромысла), так и с неорганизованным (подземным и поверхностным склоновым) стоком с загрязненной территории нефтепромысла. Наибольшей интенсивностью поступления загрязняющих веществ в водные объекты, сопряженные с территорией нефтедобычи, характеризуется период половодья и ливневых дождей.

4.2Д.З Основными объектами разработки месторождений нефти являются скважины (буровые, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные), сборные резервуары нефти, установки комплексной подготовки нефти, нефтенасосные станции, внутрипромысловые трубопроводы, предприятия по переработке попутно добываемого сырья, различные вспомогательные сооружения (вахтовые поселки, энергоустановки, котельные, предприятия транспорта, механоремонтные базы, базы,ГСМ и др.). Любой из перечисленных объектов является потенциальным источником загрязнения природной среды.

Каждый из основных объектов нефтепромысла имеет свои особенности воздействия на природные воды. Источники влияния объектов нефтепромысла и сопутствующей инфраструктуры на качество поверхностных вод представлены в приложении А.

4.2.1.4 На этапе бурения скважины основным источником загрязнения природных вод являются буровые сточные воды. ВСВ обычно хранят в земляных амбарах, что создает высокую вероятность свободной миграции загрязняющих веществ в почво-грунты.

Основными компонентами, загрязняющими ВСВ, являются выбуренная порода, химреагенты, нефть и нефтепродукты, смазочные масла, пластовая вода. Концентрация загрязняющих ве-

5

РД 52.24,354—94

ществ в ВСВ колеблется в значительных интервалах: содержание взвешенных веществ может составлять 100-4600* г/дм , нефти и смазочных масел — 50-3060 мг/дм , органических веществ (по бихроматгой окисяяемости) — 95-5200 мг/дм , общая минерализация — 1-48 г/дм³, В составе компонентов, загрязняющих БСВ, наибольшей миграционной способностью отличаются высокоминерализованная пластовая вода и нефтяная эмульсия, которые в зависимости от рельефа и водного режима местности могут образовывать ореолы загрязнения тех или иных размеров и конфигураций.

Перенос загрязняющих веществ с буровых площадок в ближайшие водные объекты может осуществляться как водами поверхностного, так и подземного стока. Особенно существенным влияние БСВ на почвы и природные воды может быть при переполнении амбаров, что нередко происходит в периоды таяния снега, ливневых дождей и др,

4.2.1.5    На стадии эксплуатации нефтедобывающих скважин загрязнение природной среды возможно в результате утечки добываемого сырья при нарушении герметичности в устьевой арматуре скважин, при проведении работ по освоению скважин и по их капитальному ремонту, а также при аварийных ситуациях- Разлитая жидкость, растекаясь в сторону уклона местности, загрязняет почвы, поверхностные и подземные воды, биоценозы. Ореол распространения ее зависит от рельефа, почвенных и гидрологических условий местности, а также от объемов разлитого сырья.

Основными загрязняющими компонентами природной среды на стадии добычи нефти являются нефть и пластовая вода, как правило, высокой минерализации. Поступление этих компонентов в ближайшие водные объекты возможно в результате смыва их с территории водосбора поверхностным склоновым и подземным стоком. Наиболее интенсивное загрязнение водных объектов, на водосборах которых развита нефтедобыча, как и в пре ды-дущем случае, следует ожидать в период весеннего половодья — при таянии загрязненного снежного покрова, а также в период дождевых паводков.

4.2.1.6    Основными объектами транспортировки нефти в пределах нефтепромысла являются внутрипромысловые трубопроводы и нефтеперекачивающие станции.

Загрязнение территории вдоль линейной части трубопроводов может происходить за счет утечки нефти через неплотности в соединениях трубы и микротрещины. Наиболее опасным на данном этапе является аварийный прорыв трубопровода, в результате

6

РД 52.24.354—94

чегоможет быть разлито от нескольких сот до нескольких тысяч кубических метров нефти. С загрязненной вдоль трубопроводов территории загрязняющие вещества поставляются в ближайшие водные объекты обычно с неорганизованным (поверхностный склоновый и подземный) стоком. При аварийном прорыве трубопроводов в местах их подводных переходов нефть поступает непосредственно в водный объект.

Основными загрязняющими компонентами на этапе транспортировки нефти являются нефтепродукты и высокоминерализо-ваниая пластовая вода, входящие в состав транспортируемого сырья.

Сточные воды НПС загрязнены взвешенными, минеральными и органическими веществами. В водные объекты эти воды сбрасываются обычно в недостаточно очищенном состоянии. Так, с одной НПС в канализационную сеть может поступать до 10 дм³/сут нефти.

Кроме того, источником загрязнения водных объектов на данном этапе нефтедобычи могут быть йоды неорганизованного стока с территории НПС. Содержание нефтепродуктов в них может достигать 500“3500 мг/дм³, взвешенных веществ 200-600 мг/дм³.

4.2.1.7 В процессе подготовки нефти к транспортировке основным источником загрязнения природной среды являются сточные воды УКПН, около 80-95 % которых составляют высо-коминерализованные пластовые воды. Кроме минеральных солей сточные воды УКПН содержат значительное количество нефти и нефтепродуктов, поверхностно-активных веществ. Другая составляющая сточных вод на этом этапе нефтедобычи — промливненые воды, образующиеся в период дождей и таяния снега на обвалованных территориях УКПН, наливных эстакад и т. д. Эти воды обычно загрязнены нефтепродуктами и взвешенными веществами, содержание которых может составлять соответственно 0 Д“20 и ОД-5,0 г/дм³. В большом количестве в этих водах могут присутствовать растворенные минеральные соли, а также СПАВ.

Значительная часть сточных вод нефтепромыслов после предварительной очистки закачивается в подземные пласты. Другая часть недостаточно очищенных вод сбрасывается в водные объекты, в искусственные резервуары или в близлежащие понижения на местности. В этом случае не исключена возможность загрязнения почв, подземных и поверхностных вод.

7

РД 52.24.364—94

4.2.1.3 Существенным фактором негативного воздействия на природную среду в районах добычи нефти является использование большегрузных транспортных средств и строительной техники, что сопровождается загрязнением почвенного и растительного покрова и, в конечном итоге, природных вод нефтепродуктами, фенолами, соединениями свинца и др.

4.2.1.9 Дополнительным источником загрязнения природных вод в районах развития нефтедобычи может быть местный сток с территории вахтовых поселков, а также с территорий, прилегающих к другим объектам сопутствующей инфраструктуры (базы ГСМ, котельные, места стоянки автотракторной техники и др.). В водные объекты с этим стоком могут поступать нефтепродукты, фенолы, соединения азота, другие минеральные и органические вещества в растворенном и взвешенном состоянии.

4.2.2 Краткая справка об основных веществах, загрязняющих природные воды в районах добычи нефти

4.2.2.1 Нефть и нефтепродукты. В составе загрязняющих веществ в районах развития нефтедобычи наиболее опасными для природных вод являются нефть и нефтепродукты. При добыче, подготовке и транспортировке нефти значительное количество последней поступает в окружающую среду. (По данным работы [2], потеря нефти при добыче составляет около 0,25 % , около 18 % этого количества, по данным_работы [3], попадает в водные объекты). Основные источники и причины потери нефти на нефтепромыслах изложены в разделе 4.2.1.

Значительная часть нефти первоначально поступает в почву, откуда после определенной метаморфизации смывается поверхностным и подземным стоком в ближайшие водные объекты. С поступлением нефти в почву начинается процесс ее естественного фракционирования и разложения. Легкие фракции углеводородов достаточно быстро испаряются в атмосферу, водорастворимые фракции вымываются из почв нисходящим и поверхностным стоком в течение нескольких суток. Тяжелые фракции отличаются высокой стойкостью: период их полной минерализации измеряется месяцами и даже годами и зависит от природных условий района нефтедобычи. Поэтому количество и состав нефти и нефтепродуктов, поступающих в водные объекты с неорганизованным стоком с территории нефтепромысла, в немалой степени определяются химическим составом нефти, а также физико-хи-

РД 52.24.354—94

мическими свойствами принимающих ее почв. По данным Е. М. Никифоровой* наибольшей в стране опасностью устойчивого загрязнения почв нефтепродуктами отличается Среднее При-обье и северные районы Западной Сибири. Почвы этих районов являются аккумуляторами нефти и продуктов ее метаболизма на десятки лет. Это обстоятельство* с одной стороны* может снизить уровень залпового загрязнения водных объектов в результате аварийного разлива нефти на поверхности их водосборов, с другой стороны, растянуть во времени сам процесс загрязнения как последствие этого разлива.

Состав нефти, добываемой в различных районах, может резко различаться. Так, например, на территории Западной Сибири нефть Сургутского свода наиболее тяжелая (плотность более

0,90 г/см³), смолистая (до 23 %), сернистая (до 1,5-2,0 % S); нефть Нижневартовского свода имеет меньшую плотность (ие

более 0,87 г/см³ ), менее сернистая (0,5-1,1 % S) и менее смолистая (не более 12 %); нефть Приуральского свода — малосернистая (0,23-0,53 % S), смолистая (7,3-10,5 %) и парафинистая (1,58-3,65 %).

Исходный состав нефти вносит определенные нюансы в загрязнение природных вод и, прежде всего, в соотношение углеводородной и смолисто-асфальтеновой составляющих нефтепродук-

тов. В нефти с небольшой плотностью (0,70-0,80 г/см ) содержание углеводородов обычно превышает 75 % и может достигать 90-95 %, в тяжелой нефти с плотностью 0,92-0,95 г/см³ содержание углеводородов снижается и составляет 65-70 % и менее. В составе вод, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, доля смолисто-асфальтеновых компонентов может быть существенной. Так, например, в воде ряда рек Среднего Приобья доля смолисто-асфальтеновых компонентов составляет в среднем 45-67 % суммарного содержания нефтепродуктов (таблица 1). В отдельных пробах воды этих рек она нередко достигает 70-90 % и, таким образом, значительно перекрывает углеводородную составляющую. Определение уровня загрязненности нефтепродуктами поверхностных вод, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, только по углеводородной составляющей считается неполным* Данные таблицы 1 наглядно говорят о значительном занижении (в 1,5-2 раза и более) действительного уровня загрязненности воды нефтепродуктами, если учитывается только углеводородная составляющая.

9

Таблица 1 — Характеристика роли смол и асфальтенов в общем загрязнении нефтепродуктами воды рек в районе Среднего Приобья

Река — пункт 1'ИДРО- логи ческий Доля смол и асфальтенов в суммарном Средняя кратность превышения ПДК нефтепродуктами Период содержании нефтепродуктов* % углеводо родная состав ляющая суммарное содержание смол, асфальтенов и углеводородов 1 49 3 6 Обь — г. Нижневартовск 2 53 4 8 3 53 3 6 г 46 4 8 Обь — г. Сургут 2 56 3 7 3 58 2 6 Обь, пр* Юганркая Обь — 1 47 3 6 г. Нефтеюганск 2 67 4 10 3 67 2 7 1 24 6 8 Вах — г* Большетархово 2 25 5 7 3 45 7 13 Тромьеган — 1 23 6 8 дер. Русскинская 2 41 3 б 3 28 8 12 1 24 8 10 Агаи — пгт Новоаганск 2 27 4 6 3 46 4 7 Примечание. 1 — весенне-летнее половодье, 2 — летне-осенняя межень, 3 — зимняя межень.

4*2*2.2 Пластовые воды* Пластовые воды — это воды, добываемые вместе с нефтью и отделяемые от нее на УКПН*

Пластовые воды отличаются, как правило, высокой минерализацией (1-50 г/дм³ и более) и ра личаются по химическому составу. В районах нефтяных месторождений Западной Сибири они характеризуются хлоридно-кальциевым (Самотлорское, Me-гионское. Советское, Усть-Валыкское, Западно-Сургутское и др.) и гидрокарбонатно-натриевым составом (Трехозерное, Тетерево-Мартымышекое, Толумское, Правдинское и др.). Кроме минеральных солей пластовые воды содержат нефть до 15-

РД" 52.24.354—94

g

1000 мг/дм , механические примеси в виде песка и глинистых

О    й

частиц до 300-1350 мг/дм , а иногда и до 3000 мг/дм , различные органические вещества, сопутствующие нефтяным месторождениям (нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры и др.}. Пластовые воды некоторых месторождений отличаются значительным содержанием железа, H₂S, С0₂, фтора, иода, бора, брома, лития,

стронция и др. Даже в пределах одного месторождения химический состав пластовых вод может существенно различаться. Количество извлекаемых из сырья пластовых вод изменяется на различных нефтепромыслах от 80-120 до 250-500 л/с,

В водные объекты пластовые воды могут поступать прежде всего в составе сточных вод УКПН. Влияние этих вод на химический состав воды крупных рек в большинстве случаев обнаружить трудно; при поступлении же их в реки с низкой разбавляющей способностью следует ожидать увеличения суммы ионов, концентрации отдельных главных ионов, возможно, с последующим изменением класса и типа воды, общего содержания органических и биогенных веществ, ряда микроэлементов и др. Значительно сложнее предсказать характер влияния пластовых вод на химический состав воды ближайших водных объектов при первоначальном изливе их в составе сырья на поверхность водосбора (например, при аварийных выбросах из скважин, прорыве внутрикромысловых трубоцроводов, водоводов соленых вод, утечках нефти из резервуаров и т. д.), В этом случае влияние пластовых вод на водные объекты сказывается, как правило, через посредство поверхностного склонового или подземного стока с водосбора и определяется условиями геохимической трансформации пластовой воды в принимающей ее почве, а также условиями дренажа на водосборе. Задерживаясь в почвах, пластовые воды вызывают трансформацию солевого режима последних, По данным Н, П. Солнцевой [5], при загрязнении пластовой водой в верхних горизонтах почв происходят следующие изменения: увеличивается содержание поглощенного Са²⁺, Mg²⁺, Na⁺,

К⁺, изменяется (как правило, в сторону защелачивания среды) значение pH, усиливается миграционная активность подвижных форм железа, увеличивается содержание фосфора, соединений азота и др. Все эти последствия трансформации солевого состава почв влекут за собой соответствующие изменения в составе поверхностного склонового и подземного стока, что, в конечном итоге, определяет характер изменения химического состава воды принимающих его водных объектов.

11

РД 52.24.354—94

4.2.2.3 Химреагенты. В нефтедобыче при бурении скважин применяется довольно широкий ассортимент химреагентов, наибольшее распространение из которых получили следующие: едкий натр, едкое кали, кальцинированная сода, поташ, хлористый кальций, магний, натрий, калий, хромпик, барий, известь н др. Из органических соединений в буровых растворах широко применяется нитролигнин, ПФЛХ, КМЦ, КССБ, гипан, УЩР, игетан, фосфаты, ПАА, ГКЖ, окисляемый ролатум, ОЭДФ, растворы на углеводородной основе, поверхностно-активные вещества и др. Многие из этих веществ являются токсичными, гуминовые составляющие нередко обладают канцерогенными свойствами.

В процессе бурения скважины вместе с буровым раствором в буровые сточные воды могут попадать химреагенты. Вероятность загрязнения химреагентами буровых сточных вод, а впоследствии и природных вод, достаточно велика, поскольку при обработке буровых растворов требования нормативов на содержание химреагентов, как правило, не выполняются (см. данные таблицы 2).

Таблица 2 — Сведения о ПДК некоторых компонентов и нх содержание в буровых растворах [6]

Компонент ПДК, мг/дм® Максимальное содержание компонента в буровом растворе, мг/дм8 Кратность превышения ПДК Ннтролкгннн 60,0 ю4 167 ССБ 20,0 Б104 2500 КМЦ 20,0 3-104 1600 Барий 60,0 ею* 12000 Гидроокись кальция 60,0 104 200 ПФЛХ 7,0 10* 1428 УЩР 10а 310* 30 Нефть 0,06 1,610е 3000000 Днсолван 4411 0,9 810® 3334 Петролатум 6.6 104 1638 ГКЖ-10 2,0 810® 4000 ГКЖ-11 2,0 810® 4000 Хромпик 0,1 210® 20000

РД 52.24.854—94

СОДЕРЖАНИЕ

1    Область применения .............................. 1

2    Нормативные ссылки.............*................ 2

3    Сокращения...................................... 3

4    Основные источники загрязнения и особенности их влияния

на качество поверхностных вод в районах разработки нефте-» газо- и газоконденсатных месторождений........... 4

4 Л Общие предпосылки.......................... 4

4.2    Особенности воздействия объектов разработки месторождений нефти на качество поверхностных вод............. б

4.2 Л Основные источники загрязнения поверхностных вод, ,    б

4.2.2    Краткая справка об основных веществах» загрязняющих природные воды в районах добычи нефти........... 8

4.3    Особенности воздействия объектов разработки месторождений газа и газоконденсата на качество поверхностных

вод................................. 14

4.3.1    Основные источники загрязнения поверхностных

вод....................................... 14

4.3.2    Краткая справка об основных веществах, загрязня

ющих природные воды в районах добычи газа и газоконденсата .......... .    .     16

5    Проведение систематических наблюдений за качеством воды

на водных объектах, сопряженных с территорией разрабатываемого месторождения нефти, газа или газоконденсата ....    20

6Л Общие положения. . ...... 20

5.2    Выбор места отбора проб воды для оценки состояния

качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти, газа или газоконденсата................ 24

6.3    Выбор места отбора проб воды для оценки влияния разра

ботки месторождений нефти, газа или газоконденсата на качество поверхностных вод...................... 28

6.4    Перечень определяемых показателей качества воды ....    31

5.5    Периодичность проведения наблюдений............ 82

III

6 Проведение наблюдений в целях количественной оценки поступления загрязняющих веществ с распределенным стоком в водный объект..........*....... 33

Приложение Л (рекомендуемое). Основные показатели загрязнения поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти, газа н газоконденсата................ 39

Приложение В (справочное). Пример расчета количества проб воды, необходимого для оценки поступления нефтепродуктов с распределенным стоком........................... 48

Приложение В (справочное). Библиография.............. 46

IV

РД 52.24,364—94

ВВЕДЕНИЕ

Нефте- и газодобывающая промышленность по уровню отрицательного воздействия на природную среду занимает одно из первых мест среди ведущих отраслей хозяйственной деятельности человека.

Современный комплекс по разработке месторождений нефти или газа представляет собой сложную систему взаимосвязанных основных производственных объектов, объектов многоотраслевого обслуживания хозяйства и производственных объектов сопутствующих отраслей народного хозяйства.

Многоотраслевой характер и сложность технологических особенностей функционирования этой отрасли хозяйства, значительные масштабы занятых территорий, интенсивная разработка месторождений, прежде всего в районах с экстремальными природными условиями (Крайний Север, Западная Сибирь, Прикаспийская впадина и др.), сложность и многообразие форм отклика природной среды на данный вид антропогенного воздействия создают определенные трудности в решении проблемы, связанной с изучением загрязнения и охраной водных ресурсов в этих районах, „Первым вопросом стратегии регулирования качества окружающей природной среды является вопрос организации системы наблюдений, ... способной представить достаточную информацию для определения приоритетов и регулирования качества природной среды” [1].

В этом аспекте следует отметить, что система наблюдений, осуществляемых в рамках Государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды, в районах разработки месторождений нефти и газа по ряду показателей не отвечает требованиям природоохранных задач, возникших в связи с их интенсивным хозяйственным освоением. К числу основных недостатков относится чрезвычайно низкая плотность сети, в том числе крайне ограниченное число пунктов наблюдений на водных объектах, протекающих непосредственно по территории разрабатываемых месторождений, и практически полное отсутствие пунктов на реках с низкой разбавляющей способностью (наиболее чутко реагирующих на антропогенное загрязнение); разреженная сетка наблюдений в большинстве пунктов (отбор проб воды производится

V

РД 62,24.354—94

только в одном створе) в зоне интенсивного антропогенного воздействия; отсутствие наблюдений за содержанием в воде таких специфических и в то же время токсичных загрязняющих веществ, как ароматические и полициклические углеводороды, метанол, диэтиленгликоль, неионогенные СПАВ, соединения А1, Mn, Hg и др*; отсутствие наблюдений за загрязнением нефтяными компонентами донных отложений; отсутствие, за крайне редким исключением, наблюдений за биологическими показателями. Все это определяет низкую пространственно-временную и компонентную разрешающую способность получаемой на сети ГСН информации о характере и состоянии загрязненности поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа,что создает определенные затруднения в ее интерпретации, в частности, применительно к оценке данного вида антропогенного воздействия на качество поверхностных вод.

Специфика воздействия объектов нефте- и газодобычи на природную среду требует разработки специальных подходов к реализации мониторинга качества поверхностных вод, в частности, с учетом преимущественно неорганизованного поступления загрязняющих веществ с территории разрабатываемого месторождения в водный объект, нередко применяемого в этой отрасли сброса загрязненных сточных вод в понижения на местности, высокой вероятности аварийных ситуаций в различных звеньях технологической цепи и т. д.

Кроме того, для обеспечения функционирования системы наблюдений и контроля, позволяющей идентифицировать изменения антропогенного характера, необходима достаточно полная информация о естественных (фоновых) изменениях качества поверхностных вод. Применительно к рассматриваемой проблеме важность этого тезиса усиливается еще и тем, что в нефтегазоносных районах при определенных гидрогеологических условиях возможно проявление природных аномалий состава природных вод, что может значительно осложнить оценку антропогенного воздействия на них в период разработки месторождения.

Названные предпосылки оптимального функционирования системы наблюдений за состоянием качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа указывают на необходимость особого подхода к расположению створов и времени отбора проб воды, а также проведения перечня определяемых показателей загрязненности воды в соответствии с фактическим

РД 52.24.354—94

приоритетным перечнем загрязняющих веществ в условиях воздействия рассматриваемого источника загрязнения. Поэтому в основу совершенствования систематических наблюдений за состоянием качества поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа положены приемы оптимизации пространственных и временных критериев системы наблюдений, упорядочение списка ингредиентов для наблюдения.

В настоящих методических указаниях изложены положения, относящиеся к специфике наблюдений за загрязнением поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата. Что касается общих вопросов организации и проведения рейсимных наблюдений в этих районах, то основным руководством к решению их являются принципы, изложенные в работе [7].

Специфика загрязнения поверхностных вод в районах разработки месторождений нефти и газа изучалась на примере водных объектов бассейна Средней Оби (район разработки большого ряда месторождений нефти), бассейна Нижней Волги (район разработки Астраханского газоконденсатного месторождения с повышенным содержанием серы в составе добываемого сырья), бассейна Нижнего Пура (район разработки Уренгойского месторождения газа и газоконденсата). В работе были использованы данные режимных наблюдений, проводимых на сети Государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды Росгидромета (по всем названным районам), данные многолетних экспедиционных исследований Гидрохимического института (по бассейну Нижней Волги), данные ведомственного контроля органов охраны природы бывшего Миннефтепрома СССР (по малым и средним рекам бассейна Средней Оби), данные из отчетов о научно-исследовательских работах, выполненных в 1982-1983 гг. Тюменским индустриальным институтом (по природным водам бассейна Нижнего Пура).

В разделе 4 методических указаний использованы также данные ряда публикаций [2-6].

VII

РД 52.24.354—94

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методические указания. Организация и функционирование системы специальных наблюдений за состоянием поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата

Дата введения 1995—07—01

1 ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Методические указания предназначены для оперативно-производственных подразделений Росгидромета, осуществляющих наблюдения за состоянием качества поверхностных вод суши в рамках государственной службы наблюдений за загрязнением природной среды, для подразделений соответствующих министерств, осуществляющих природоохранную деятельность в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата, а также для научно-исследовательских и проектных организаций, занимающихся вопросами оценки и прогнозирования изменения качества поверхностных вод в этих районах.

1