CC BY
100
А.Т. Баймолдинов, Д.А. Максимова, И.М. Ефремкин
ПРОГНОЗ ЭКОЛОГО-ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ПОСЛЕДСТВИЙ ОТРАБОТКИ МОРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ КАШАГАН
Введение
Месторождение углеводородного сырья Кашаган располагается в северо-восточной части Казахстанского сектора Каспийского моря. Оно занимает площадь 330 кв. км. Его потенциальные геологические запасы составляют 5,2 млрд тонн, из них 1,8 млрд тонн признаны извлекаемыми [1, 2].
Открытие этого месторождения — самое значительное событие в мировой практике поисков углеводородов после открытия месторождения Прадо-Бей на Аляске.
Кашаган находится на расстоянии 80 км от г. Атырау. Месторождение, с точки зрения его хозяйственного освоения, представляет собой большую геоэкологическую опасность (мелководье, резкие колебания уровня моря, длительный ледовый период и др. факторы, обусловливающие сложную экологическую обстановку).
Его освоение осуществляется в соответствии с Соглашением о разделе продукции (СРП) по разведке и добыче углеводородов на участке Северного Каспия, подписанного 18 ноября 1997 г. Правительством Республики Казахстан в лице Государственного Комитета РК по Инвестициям, ЗАО ННК «Казахойл» (ЗАО ННК «КазМунайГаз») и Участниками Соглашения (Total, ExxonMobil, Shell, Eni, Inpex, ConocoPhillips).
Освоение месторождения Кашаган предусматривает производственную деятельность и использование технологий, содержащих в себе элементы опасности возникновения аварий, угрожающих жизни и здоровью людей и воздействия на окружающую среду.
Наиболее значительное воздействие на окружающую среду может быть вызвано возникновением следующих потенциальных видов аварий:
• разлив нефти и выброс кислого газа в море, связанные с повреждением конструкций при воздействии льда;
• разлив нефти и выброс кислого газа, связанные с фонтанированием скважины;
• разлив нефти в море при аварии трубопровода;
• разлив нефти на суше при аварии трубопровода;
• выброс кислого газа при аварии трубопровода.
Степень опасности нефтяных разливов зависит от объема утечки, местоположения разлива, типа нефти, степени воздействия внешних условий (силы и направления ветра), времени года, метеорологических условий на момент разлива, направления перемещения нефтяного пятна и эффективности мер по ликвидации загрязнения.
Наиболее важными биологическими ресурсами, потенциально могущими пострадать в результате аварийных выбросов и разливов на море, являются рыбы, птицы, морские млекопитающие, а также экологически чувствительные ареалы прибрежной зоны, в частности обширные тростниковые заросли.
© А.Т. Баймолдинов, Д.А. Максимова, И.М. Ефремкин, 2011
Наиболее значительное воздействие на окружающую среду может произойти в результате крупного (более 50 т) выброса углеводородов в море.
На морских сооружениях одним из наиболее вероятных сценариев аварии (без учета комплекса предупредительных мер) является повреждение конструкций, вызванное движением льда. Средняя высота торосов в Восточном Кашагане составляет 1,5-2 м, но они могут достигать и 5-6 м. Стамухи зимой могут достигать 200 м в поперечнике и 10-12 м в высоту. Движение ледяных торосов вызывает эрозию морского дна, образуя борозды до 1,5 м глубиной, более 100 км протяженностью и частотой до 6 борозд на 1 км. Однако предусмотрена ледовая защита морских сооружений, в том числе трубопроводов, что значительно снижает вероятность такого сценария.
Выброс флюидов в окружающую среду может возникнуть также при проведении буровых операций. Наиболее вероятной причиной выброса может явиться внезапная потеря бурового раствора с последующим неконтролируемым выбросом в результате отказа противовыбросового оборудования. Поэтому разработаны соответствующие методики ведения работ и планы действий на случай непредвиденных ситуаций. Кроме того, морские сооружения обеспечиваются оборудованием и средствами, необходимыми для контроля и ликвидации аварийного выброса.
В процессе эксплуатации трубопроводов на суше также существует потенциальный риск возникновения аварийных ситуаций, связанных с выбросами и утечками углеводородов в окружающую среду. Аварии на трубопроводах характеризуются малой вероятностью, но значительными экологическими последствиями. Можно выделить несколько возможных видов сценариев развития аварийной ситуации при прорыве нефтепровода:
• частичное повреждение нефтепровода и попадание нефти на почву после отключения насосов;
• полное повреждение нефтепровода и попадание всего объема нефти, находящейся между двумя задвижками, на почву.
Наиболее тяжелым по последствиям аварии будет второй сценарий.
Выброс газов может также иметь серьезные последствия для безопасности персонала компании, разрабатывающей месторождение, населения и для окружающей среды. Это связано с тем, что пластовая нефть на Кашагане имеет высокое содержание сероводорода. Этот газ смертелен для человека при концентрациях от 700 до 1000 частей на миллион (от объема) и имеет похожее влияние на другие организмы, подверженные аналогичным концентрациям, как на море, так и на берегу. При концентрациях H2S выше порогового уровня 10 частей на миллион работникам, занимающихся ликвидацией нефтяных разливов, необходимо выдавать защитные средства.
Основная опасность H2S заключается в том, что он может вызвать стремительное ухудшение здоровья или внезапную смерть.
В требованиях американского стандарта по технике безопасности и гигиене труда (OSHA (1995), «OSHA Standarts lnterpretation and Complianse Letters» Occupational Safetу and Health Administration 1995) приводится воздействие, оказываемое разными концентрациями сероводорода (табл. 1).
№ H2S в воздухе (част./млн) Вид воздействия
1 0,02 никакого запаха
2 10 начинается раздражение глаз
3 5 0 1 0 О легкий конъюнктивит и раздражение дыхательных путей
4 100-200 кашель, раздражение глаз, потеря обоняния после 2-15 минут. Измененное дыхание, боль в глазах и сонливость после 15-30 минут с последующим раздражением гортани после 1 часа
5 200-300 выраженные конъюнктивит и раздражение дыхательных путей после 1 часа воздействия
6 500-700 потеря сознания, остановка дыхания и смерть
Результаты моделирования аварийных выбросов кислого газ и нефти
В 2001 г. американское Управление по охране окружающей среды (EPA) опубликовало в Федеральном Регистре ориентировочные уровни острого отравления (AEGLs) для целого ряда отравляющих химических веществ, в том числе для H2S. AEGL-2 — это уровень, выше которого концентрация вещества в атмосферном воздухе может оказать необратимое или серьезное и длительное воздействие на здоровье населения близлежащей области, в том числе на наиболее уязвимую его часть или тех, способности которых быстро передвигаться ограничены.
При помощи моделирования компании удалось определить потенциально опасное расстояние от источника H2S концентрации, эквивалентной уровню AEGL-2 (28 част. на млн. в течение более 1 часа).
Нами было проведено моделирование рассеивания сероводорода и сернистого газа по целому ряду сценариев аварий на трубопроводе и на газоперерабатывающей установке.
Аварийные выбросы на море.
Компания Шел Глобал Солюшинс (Shell Global Solutions — SGS) провела моделирование рассеивания атмосферных выбросов, вызванных разрывом скважины и выбросом флюидов.
Мы рассмотрели два варианта наихудшего развития событий с интенсивностью выброса 309 кг/сек при фонтанировании на Кашаганском месторождении:
• первый предполагает, что выброс не воспламенен;
• второй вариант рассматривает распространение загрязняющих веществ от воспламененного выброса.
Рассмотрим первый сценарий, так как выброс без воспламенения является наиболее опасным, содержащим большие концентрации сероводорода.
Объем выброса 309 кг/сек был вычислен как максимальный объем, который может теоретически пройти при предполагаемом диаметре обсадной трубы. Расход потока будет меньше, если он будет частично заблокирован, например, частично контролироваться клапаном. На рис. 1 приведены средние за час концентрации сероводорода в неблагоприятном случае в период свободного ото льда моря.
Рис. 1. Распределение среднечасовых концентраций Н28
Для предельного случая, не воспламеняющегося выброса, показано, что концентрации Н2Б над всем побережьем Северо-восточного Каспия (Атырауская область и большая часть Мангистауской области) будет составлять — 0,15 мг/м3 (18,8 ПДК).
Непосредственно в береговой зоне (включая г. Атырау) могут отмечаться концентрации Н2Б, равные 1,5 мг/м3 (188 ПДК), с вероятностью более 2%. Расчеты показывают, что, в случае возникновения максимально вероятного выброса, население прибрежных территорий не подвергнется воздействию концентраций Н2Б выше 28 част./млн или 40 мг/м3.
Концентрация в 1,5 мг/м3 соответствует примерно 1 части на млн. Это концентрация, при которой ожидается, что 100% населения будут чувствовать запах Н2Б и будут находить его сильным, но без угрозы для жизни и здоровья.
Таблица 2. Результаты моделирования сценариев разлива нефти при аварии на трубопроводе (морская часть)
Место Время Сценарий Q 8 М Е 8
разлива года утечки
1 Л 5 мм утечка 1200 2,950 1,42 95,57 0,007
1 В/О 5 мм утечка 1200 0,867 11,19 87,94 0,003
1 З 5 мм утечка 1200 до 0,001 до 22,05 21,73-71,14 до 0,001
1 Л ПР 36 часов 22600 0,126 18,30 81,59 0,000
1 В/О ПР 36 часов 22600 0,013 24,28 75,72 0,001
1 З ПР 36 часов 22600 0,000 до 24,26 47,12-62,5 0,000
1 Л ПР 0.6 часов 22600 0,075 17,60 82,34 0,003
1 В/О ПР 0.6 часов 22600 0,146 22,78 77,06 0,000
1 З ПР 0.6 часов 22600 до 0,002 до 21,76 47,02-68,72 0,000
2 Л 5 мм утечка 1200 0,106 8,44 91,43 0,021
2 В/О 5 мм утечка 1200 0,011 10,30 89,69 0,004
2 З 5 мм утечка 1200 до 0,0002 до 25,84 4,76-70,17 до 0,0002
2 Л ПР 36 часов 22600 1,220 11,43 87,35 0,042
2 В/О ПР 36 часов 22600 0,066 25,95 74,01 0,007
2 З ПР 36 часов 22600 по 0,001 до 25,63 21,15-62,43 0,00002
2 Л ПР 0.6 часов 22600 2,110 8,10 89,74 0,061
2 В/О ПР 0.6 часов 22600 0,028 17,71 82,13 0,013
2 З ПР 0.6 часов 22600 0,00 до 24,49 46,97-68,61 до 0,00005
Примечания: Место разлива: 1 — морская часть нефтепровода в 30-40 км от блока D, 2 — точка в тростниковой зоне; Q — количество разлитой нефти (т); 8 — количество нефти, оставшейся на поверхности моря (%); М — количество нефти, которая достигнет побережья (%); Е — количество испарившейся нефти (%); 8 — количество нефти, которая перейдет в водную толщу (%).
В сценарии утечки в миллиметрах указан размер повреждения, ПР — период разлива.
Разлив нефти при аварии на промысловом нефтепроводе
Утечка из морской части нефтепровода является наиболее опасной, так как морской участок трубопровода содержит наибольший изолируемый объем продукции. Сценарии предполагаемых разливов нефти рассматриваются на двух точках (в табл. 2: 1 — морская часть нефтепровода в 30-40 км от блока D, 2 — точка в тростниковой зоне).
Для промыслового трубопровода нефти моделирование производилось для размеров отверстий в 5 мм (небольшой диаметр), 50 мм, полнопроходное отверстие. Распространение нефтяного пятна весной, летом и осенью происходит примерно одинаково. Зимой присутствие льда уменьшает распространение нефти. Максимальная вероятность того, что нефть дойдет до побережья, зимой — до 10%, летом — 30-50% (при аварии в 30-40 км от блока D, точка 1). При определенных гидрометеорологических условиях в теплый период года берега достигнет от 1,4 до 25,95% разлитой нефти (см. табл. 2). Длина загрязненного берегового участка может составить до 40-65 км, в зависимости от сценария разливов (по результатам моделирования ASA, 2003). При аварии в прибрежной зоне вероятность достижения берега нефтяным разливом увеличивается.
Разлив нефти при фонтанировании скважины на море
Для оценки загрязнения морской поверхности нефтью в случае разлива 463190 тонн при фонтанировании сырой нефти из скважины была использована программа OILMAP. Эта программа широко используется ОАО «Газпром» при моделировании разливов нефтепродуктов и выбросах газов. Достоверность подтверждается многочисленными работами компании.
Характеристики сырой нефти Кашагана показывают, что это чрезвычайно легкая нефть, которая практически полностью улетучится в течение 1-2 дней после разлива в этом районе. Тем не менее, эмульсификация может вызвать продолжительное замасливание поверхности воды. Эмульгированная нефть разлива может образовать пятно радиусом около 200 км и достигнет берега в течение 3 дней. Однако в большинстве случаев сырая нефть может дойти до берега в течение 18-21 суток. Моделирование показало, что эмульгированная Кашаганская нефть из скважины, фонтанирующей в течение 50 суток, достигнет берега между Кыгаком и Арманом за вышеописанное время в случае разлива в летнее или осеннее время. При этом объем выброса, достигший берега, составит 10-11% от разлива. Сбор нефти до наступления зимы представляется чрезвычайно затрудненным. Около 12% нефти может сохраниться на поверхности моря в течение 70 суток и, как следствие, будет взаимодействовать со льдом.
Необходимо отметить, что частота неконтролируемого фонтанирования такого масштаба составляет 7х10-4. Это означает, что одна авария приходится на 1400 пробуренных скважин. В то же время, мы знаем, что число аварий, связанных с фонтанированием, снижается по мере внедрения новых технологий и накопления знаний о буровых свойствах нефтеносного слоя. Статистические данные также свидетельствуют о небольшом количестве случаев фонтанирования такого масштаба. План предприятия по закрытию скважины позволяет снизить продолжительность разлива и его воздействия. До начала работ противофонтанной службы по ликвидации аварии нефть будет поджигаться с целью снижения воздействия нефтяного пятна на водную толщу, что позволит в еще большей степени снизить воздействие.
Рис. 2. Расположение фоновых станций долгосрочного наблюдения и мониторинговых станций на площади месторождения Кашаган
Важным разделом геоэкологических морских исследований является экодинами-ческое моделирование. Среди его направлений одно из важнейших — оценка переноса загрязнителей от источника их поступления в различные районы акватории.
Нами выполнено моделирование аварийного разлива нефтепродуктов на примере месторождения Кашаган, расположенного в Казахстанской части Каспийского моря. На рис. 2 представлена схема расположения мониторинговых станций наблюдений за состоянием окружающей природной среды.
/Ч'.ХЯ ц У і / Дамба у1'' - ОатЪа / Пвшной Резітоі Блок ТЬІІРАУ _ ( х' і д /0< ' ^'.! 1 '£.4^ . :тров А
КАСПИЙС Кашсіггіїґ~ КОЕ МОРЕ Л I / ч > ЕРС4
—-РС2
ОстровА
ЕРС 4 Я4О
Блок Д / о
чл/ ЕРС 2 _ О щ 0 1200
ЕРС ъ/' метры
Общая схема расположения объектов Морского комплекса
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ
Объекты Аджип ККО ___ внутрипромысловые
Блок Д трубопроводы
искусственные острова — кабели и шлангопроводы
промысловые трубопроводы [!□ месторождение Кашаган
Рис. 3. Общая схема расположения объектов Морского комплекса (МК)
Мы рассматриваем распространение загрязняющих веществ, инициируемое основными составляющими элементами Морского технологического комплекса (МК), расположенного на месторождении.
В состав МК входит несколько искусственных сооружений: острова А, EPC2, EPC3, EPC4 и центральный блок D, имеющий свой остров бурения (рис. 3). Расположение сооружений МК на акватории приводится на рисунках 1, 2 и 3.
Моделирование выполнено для воздушной среды и гидросферы
Воздушная среда
Для оценки влияния выбросов загрязняющих веществ на качество атмосферного воздуха используется математическое моделирование. Расчет содержания вредных веществ в атмосферном воздухе должен проводиться в соответствии с требованиями «Методики расчета концентраций в атмосферном воздухе вредных веществ, содержащихся в выбросах предприятий» РНД 211.2.01.01-97.
Моделирование рассеивания загрязняющих веществ в приземном слое атмосферы было проведено с помощью программного комплекса «ЭРА v1.7» (НПП «Логос-Плюс»).
При эксплуатации Морского комплекса (МК) моделирование рассеивания загрязняющих веществ в атмосфере было проведено как при штатной эксплуатации МК, так и с учетом одновременного бурения на ЕРС4 [3].
Для определения воздействия выбросов от источников МК были выбраны следующие расчетные точки:
• точка 1 — ближайшие тростники — 32 км от МК (экологически чувствительная зона, где расположены места гнездования птиц);
• точка 2 — о. Пешной — 69 км от МК;
• точки 3 — расположены на ближайшем берегу от МК (45 км) и в г. Атырау (74 м).
В период эксплуатации МК наибольший вклад в уровень загрязнения атмосферного
воздуха по группе суммы «диоксида азота и диоксида серы» вносят факельные установки при сжигании сбрасываемого газа с предохранительных клапанов, а наибольший вклад в загрязнение воздуха сероводородом — технологические установки для перегонки нефти.
При эксплуатации МК формируется единая зона загрязнения, охватывающая все объекты. Максимальный радиус зоны загрязнения (С > ПДК) от блока Б в период эксплуатации МК может составить 3,35 км (по сумме группы «диоксида азота и диоксида серы»).
В период эксплуатации МК и одновременном бурении на ЕРС4 максимальный радиус зоны загрязнения (С > ПДК) по группе суммации «азота диоксид и серы диоксид» может составить от острова ЕРС4 — 4,79 км (основной вклад в загрязнение атмосферного воздуха вносят дизельные генераторы буровой установки).
В табл. 3 представлены максимальные концентрации загрязняющих веществ в расчетных точках при эксплуатации объектов МК с учетом одновременного бурения на ЕРС4.
Таблица 3. Максимальные концентрации загрязняющих веществ в расчетных точках
Код Вещество Фоновые концентрации Максимальные концентрации в тростниковой зоне с учетом фона, доли ПДК Максимальные концентрации в ближайшем населенном пункте (о. Пешной) с учетом фона, доли ПДК
мг/м3 Доля ПДК
Эксплуатация объектов МК и бурение на блоке ЕРС4
1 Азота диоксид 0,0029 0,03 0,09 0,05
2 Сероводород - - 0,03 0,01
3 Взвешенные вещества 0,05 0,1 0,10 0,10
4 Азота диоксид + Сероводород - - 0,12 0,06
Примечание: В таблице представлены вещества (группы веществ), максимальная расчетная концентрация которых >= 0,05 ПДК (за исключением сероводорода).
Расчеты рассеивания загрязняющих веществ показали, что наибольшие концентрации наблюдаются по группам сумм «диоксида азота и диоксида серы», «диоксида серы и сероводорода», но в ближайших населенных пунктах и тростниковой зоне концентрации этих веществ, создаваемые выбросами МК, будут значительно ниже ПДК.
При бурении скважин на островах ЕРС2 и ЕРС4 моделирование уровня загрязнения атмосферы выполнено для 2-х вариантов в периоды максимальной интенсивности работ:
• период одновременного бурения скважин на ЕРС-2 и ЕРС-4;
• период испытания скважины на ЕРС-2 и одновременного бурения на ЕРС-4.
Максимальный радиус зоны загрязнения (С > ПДК) наблюдается по группе суммы
«диоксида азота и диоксида серы» в период испытания скважин на ЕРС-2 и одновременном бурении на ЕРС4 и может составить (от блока ЕРС-2) — 5,4 км. При этом радиус зоны влияния (С > 0,05 ПДК) выбросов может составить около 51,6 км.
Населенные пункты, а также г. Атырау находятся вне зоны влияния выбросов от источников буровых работ на ЕРС-2 и ЕРС-4.
В табл. 4 представлены максимальные радиусы зоны воздействия и зоны влияния.
Таблица 4. Максимальные радиусы зоны воздействия и зоны влияния
Виды работ Максимальный радиус зоны загрязнения с концентрацией 1 ПДК, км Максимальный радиус зоны влияния с концентрацией 0,05 ПДК, км
Бурение скважин на ЕРС-2 и ЕРС-4 4,8 40,5
Испытание скважин на ЕРС-2 и бурение на ЕРС-4 5,4 51,6
На ближайшую экологически чувствительную зону — заросли тростника — выбросы проектируемых объектов не окажут негативного воздействия:
• максимальная концентрация загрязняющих веществ по группе суммации «азота диоксид и серы диоксид» в период бурения на ЕРС-2 и ЕРС-4 составит 0,12 ПДК;
• максимальная концентрация по той же группе суммации в период испытания на ЕРС-2 и бурения на ЕРС-4 — 0,18 ПДК.
Для определения параметров переноса вероятного нефтяного загрязнения было выполнено математическое и физическое (в опытном водоёме) моделирование движения нефтяного пятна на акватории северо-восточной части Каспийского моря в случае аварии на месторождении Кашаган.
Расчеты дрейфа пятна и физические наблюдения за его перемещением выполнялись для сезона эксплуатации буровых терминалов, в период опытной эксплуатации месторождения Восточный Кашаган, по реальным гидрометеорологическим данным. Учитывались все возможные наиболее сильные штормовые ситуации, наблюдавшиеся в этих морях. Гипотетический разлив выполнялся каждые несколько часов (при разливе объемом 0,5 м3 — через 6 часов, а при разливе объемом 3000 м3 — 1 раз в сутки) в точке расположения буровых терминалов. Последующий перенос и диссипация пятна под влиянием региональных гидрометеорологических условий прослеживался до его полного распада (достижения толщины 4 мкм). Контуры пятна на каждом расчетном шаге наносились на карту. По перемещению пятна оценивались вероятность загрязнения различных участков акватории и побережья, скорость распространения нефти, характер загрязнения побережья, а так же возможное время существования пятна.
Результаты траекторных расчетов показывают, что при однонаправленном действии ветра и отсутствии контакта с берегом, форма и размеры дрейфующего пятна в модели соответствуют теоретическим оценкам по формулам [4, 5].
За первые 12 часов примерно 25% объема нефти испаряется, а 10-20% эмульгируется и переходит в растворенную форму.
Реальное расстояние переноса углеводородного загрязнения обычно значительно меньше теоретического из-за извилистости траектории дрейфующего пятна. Максимальное время существования пятна меньше теоретического из-за отсутствия длительных периодов слабого ветра. Кроме того, в реальных условиях, при переменном направлении ветра, форма пятна может существенно отличаться от эллипса и пятно, как правило, имеет большую площадь, что, в конечном счете, приводит его к более быстрому распаду. Контакты пятна с берегом деформируют его, а осаждение нефти на побережье еще более ускоряют распад углеводородов.
По траекторным полям были рассчитаны карты вероятности выноса нефти в различные районы моря. Наблюдается тенденция выноса загрязнения для Каспийского моря на север от месторождения в сторону Атырау.
Зона возможного загрязнения при разливе 3000 м3 под действием преобладающих ветров и течений охватывает в Каспийском море всю область акватории, расположенную к северу, северо-востоку и северо-западу от месторождений Кашаган до береговой зоны. Вероятность частичного выброса нефти на ближайшее побережье составляет более 50%, за минимальное время выноса нефти на этот участок около 3-4 часов. Вероятность выброса нефтепродуктов на любой конкретный участок побережья невелика (для побережья Атырау — 10-15%), то, что остатки нефтяного пятна, хотя бы частично окажутся на берегу, весьма возможно. Размеры длины участка загрязненного берега сильно зависят от продолжительности дрейфа пятна и локальных морфометрических и литодинамических условий. Для рассматриваемых районов эта длина может достигать 35-40 км.
При разливе 100 м3 нефти вероятность выброса пятна на берег составляет для севера Каспийского моря 20-30% (рис. 4).
Рис. 4. Примеры моделирования: минимальное время (сутки) выноса нефтяных пятен в разные районы моря при различных объемах разлива. Рамкой показаны границы зоны расчета
при меньшем объеме разлива.
А — начальный объем выброса 0,5 м3; В — начальный объем выброса 100 м3;
С — начальный объем выброса 3000 м3.
Примечание: в рамке 8 = «А» на фрагменте рисунка В показан в меньшем масштабе фрагмент А; соответственно, в рамке 8 = «В» на фрагменте С показана ситуация всего фрагмента В.
Выводы
Экодинамическое моделирование является действенным инструментом оценки последствий поступления нефти при разливах на морских месторождениях. Физическое и математическое моделирование следует проводить для расширенного спектра граничных условий, включающего форму дна акватории и различные морфогенетические типы берегов, а также гидро- и литодинамику рассматриваемых регионов.
Приведенные в статье данные показывают значительную вероятность поступления нефти, при разливах на месторождениях Каспийского моря, в береговую зону.
Как показали расчеты, при поступлении загрязнителей в атмосферу их содержание не превышает ПДК.
Литература
1. Чердабаев Р. Т. Формирование и внешнеэкономическая деятельность нефтегазового комплекса Казахстана. М., 1997. 257 с.
2. Чердабаев Р. Т. НЕФТЬ вчера, сегодня, завтра. Art-Print Oy, Алматы, 2009. 350 с.
3. Проект обустройства объектов ОПР месторождения Кашаган. Морской комплекс. Книга 3: Обустройство и эксплуатация. ОВОС. Корректировка. ТОО «КАПЭ», 2009 год.
4. Владимиров М. В., Холмянский М. А. Новый подход к оценке роли литодинамических, литогенетических и биогенных факторов в экзогенных процессах на арктическом шельфе РФ // Науки о земле и образовании. Материалы международной конференции. СПб.: СПбГУ, 2002. С. 129-130.
5. Ефремкин И. М., Холмянский М. А. Геоэкологическое сопровождение освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа. СПб.: Недра, 2008. 315 с.
Статья поступила в редакцию 22 марта 2011 г..
