Пайдаланылған әдебиеттер тізімі

170 
 
расслоения и зависания растворов, трещинообразования, усадки, коррозионного поражения тампонажного 
камня и несоответствие применяемых материалов технико-техническим условиям крепления.  
Анализ литературных и промысловых данных [1,2,3] по качеству крепления скважин, проведенных 
различными  исследованиями  показывают,  что  нарушение  герметичности  крепи  происходит  как  на 
начальных  стадиях  твердения,  так  и  в  более  поздние  сроки  вследствие  образования  каналов,  либо  по 
самому цементному камню, либо по контактным зонам цементный камень - обсадная колонна, цементный 
камень  -  порода,  которые  служат  каналом  выхода  на  дневную  поверхность  пластовых  флюидов,  в  том 
числе и содержащие агрессивные компоненты. 
Агзамовым  Ф.А.  и  др.  [1,2].  на  основе  промысловых  данных  установлено,  что  тампонажные  материалы, 
применявшиеся  при  креплении  скважин  на  Астраханском  ГКМ    имели  большое  водоотделение,  величина 
которого  достигает  9-12%,  в  зависимости  от  плотности  раствора  (рис.1).  Низкая  концентрация  твердой 
фазы  в  цементно-водной  суспензии,  ее  небольшая  удельная  поверхность,  сохраняющаяся  длительное 
время,  приводит  к  пониженной  концентрации  новообразований  в  начальный  период  и,  как  следствие,  к 
низкой  прочности  коагуляционной  структуры.  Указанное  является  причиной  седиментационного  оседания 
частиц  твердой  фазы  с  образованием  зон  различного  водосодержания,  а  также  появления  крупных 
вертикальных  каналов,  которые  не  зарастают  даже  при  максимальной  гидратации,  т.е.  на 
любом  этапе 
существования цементного камня он сохраняет высокую проницаемость. 
 
 
В
 о
 д
 о
 о
 т
 д
 е
 л
 е
 н
 и
 е
 
 
 
п л о т н о с т ь 
1 - ПЦ+УШЦ (1:1) + декстрин-0,05%, Т-66-9,6% Сульфонал. 2 – ПЦГ+УШЦ+ШПЦС 
(40:30:30)+декстрин 0,35%, сульфонал – 0,7%, Т-66-3,6%.  3 - ПЦГ+ШПЦС+ИВС (45:30:25) + 
декстрин – 0,4%. 5 – ПЦГ+ИВС (80:20), декстрин – 0,19% 
 
Рисунок 1 - Водоотделение цементных растворов, использованных на АГКМ 
 
Другим  фактором,  отрицательно  влияющим  на  качество  разобщения  пластов,  вскрытых 
скважиной, является контракция, сопровождающая твердение тампонажных цементов. 
Как  правило,  подсолевые  скважины  Российских  и  Казахстанских  месторождений  Прикаспия 
имеют  многоколонную  конструкцию.  В  таких  условиях,  большое  количество  цементного  раствора 
после  закачки  и  вытеснения  твердеет  в  условиях  замкнутого  пространства.  Камень  из  обычных 
цементов,  сформировавшийся  в  таких  условиях,  а  также  против  малопроницаемых  пород,  как 
известняки,  галиты  и  т.д.,  которые  повсеместно  встречаются  при  вскрытии  скважин  имеют  слабую 
связь,  как  с  породами,  так  и  с  обсадными  трубами,  чем  в  интервале  водо-насыщенных  пород  из-за 
усадочных деформации. При этом нарушается герметичность контактных зон, увеличивается в целом 
проницаемость образовавшегося цементного камня.  

171 
 
 

172 
 
 

173 
 
Зависимость качества сцепления от вида цемента  
Тип 
Качество 
В и д   ц е м е н т а 
колонны 
контакта 
ПЦ 
ЦБС 
ОЦК 
ЦЗРС 
ЦЗС 
Среднее 
качество 
контакта 
Техническая 
колонна 
сплошной 
частичный 
отсутствует 
11 
23 
66 
7 
22 
71 
0 
5 
95 
0 
2 
98 
- 
2 
- 
10 
20 
70 
Эксплуатацион
ная колонна 
сплошной 
частичный 
отсутствует 
25 
35 
40 
1 
8 
91 
- 
- 
- 
27 
63 
10 
14 
81 
5 
12 
24 
64 
 
Примечание: ПЦ      -  портландцемент; 
                     ЦБС    - цементно-бентонитовая смесь;  
                    ОЦК    - облегченая цементная композиция; 
                                  ЦЗРС   - цементно-зольно-резиновая смесь; 
                    ЦЗС     - цементно-зольная смесь. 
 
Таким  образом,  на  основе  расчетов  установлено,  что  для  цементов,  использованных  в 
Прикаспийской впадине величина контракции достигает больших величин - 10-15 % при твердении в 
условиях  замкнутого  объема.  Также  из-за  контракционных  эффектов  возникает  вакуум  внутри 
цементного камня и при твердении его в контакте с агрессивным флюидом последний всасывается во 
внутрь  и  может  привести  к  быстрому  коррозионному  поражению  цементного  камня.  Это  особенно 
опасно  в  начальный  период  гидратации,    когда  цементный  раствор  все  еще  жидкий  или  камень  не 
набрал необходимую прочность. 
Также  необходимо  отметить,  что  модифицированные  тампонажные  материалы  с 
необходимыми  добавками  получают  в  цехах  тампонажных  предприятий  или  непосредственно  на 
буровой путем их смешения в необходимых соотношениях в цементных смесительных машинах. При 
этом не удается добиться хорошей гомогенизации и получить тампонажный раствор с необходимыми 
параметрами,  что  в  свою  очередь  приводит    тоже  к  ухудшению  качества  крепления  скважин  и 
разобщения продуктивных пластов. 
 
Список использованных источников 
1.  Агзамов  Ф.А.  Требования  к  тампонажным  материалам  и  технологии  крепления 
сероводородсодержащих  скважин.//  Технол.  бурения  нефт.  и  газ.  скважин:  Межвуз  научно-
тематич. сб./ УНИ-1990. - С. 90-101. 
2.  Агзамов  Ф.А.,  Измухамбетов  Б.С.,  Каримов  Н.Х.,  Мавлютов  М.Р.  Повышение  долговечности 
тампонажного  камня  в  агрессивных  флюидах  нефтяных  и  газовых  скважин.    -  Самара: 
Строительство,  1998. - 272 с. 
3.  Кузнецов  А.М.  О  разрушении  цементов  сероводородными  и  сульфатными  водами  в 
естественных условиях// Нефтяное хоз-во. -1963. - №2 - С.23-27. 
 
Түйіндеме 
Бұл мақалада ұңғыларды цементтеу сапасын салыстыра келгенде  қандай цемент ұнтағының  
Каспий маңы кен-орнында пайдаланғандағы бекіту сапасы анықталған. 
 
Summary 
In this article is compared the quality of well cementing to clarify what cement is good qualified for 
usage in Caspian region. 
 
 
ОХРАНА АТМОСФЕРНОГО ВОЗДУХА НА КНГКМ 
 
Кадралиев А., 
магистрант АГУ им.Х.Досмухамедова 
 
Эксплуатация  промышленного  комплекса  КПО  б.в.  неизбежно  связана  с  выделением  в 
атмосферу  загрязняющих  веществ,  сбросами  в  водные  источники,  образованием  отходов 
производства  и  потребления.  Загрязняющие  вещества  (далее  –  ЗВ)  образуются  на  всех  стадиях 
технологического цикла: добыча, подготовка, хранение и транспортировка газа и конденсата.  

174 
 
Значительное  количество  выбросов  в  атмосферу  образуется  при  утилизации  попутного 
нефтяного  газа  на  факельных  установках.  Такие  скважинные  операции,  как  бурение,  капитальный 
ремонт  скважин,  испытание  и  консервация,  обусловлены  необходимостью  использования 
горизонтальных  факельных  установок,  для  безопасного  отведения  неконтролируемых  пластовых 
проявлений, содержащих значительное количество сероводорода, для сброса избыточного давления и 
для  отдувки  скважины.  Факельная  утилизация  газа  является  неизбежной  в  процессе 
функционирования газоперерабатывающего комплекса. 
Кроме  того,  использование  высотных  факельных  установок  обусловлено  необходимостью 
постоянного  сжигания  пилотного  газа  на  дежурных  горелках.  При  сжигании  газа  на  факельных 
установках  в  атмосферу  поступают  такие  ЗВ,  как  оксиды  углерода,  азота  и  серы,  метан,  сажа, 
сероводород и меркаптаны. 
При  хранении  жидких  углеводородов  в  резервуарах,  при  приеме  и  сливе,  в  атмосферу 
поступают пары углеводородов. 
Технологические  установки подготовки  газа и  конденсата находятся  под  высоким  давлением 
и, следовательно, изолированы от атмосферы. 
Незначительные  утечки,  которые  являются  неизбежными  в  процессе  эксплуатации  таких 
установок,  происходят  через  не  плотности  соединений  различных  типов  (штуцеры,  фланцы, 
задвижки, клапаны и пр.). При этом в атмосферу поступают такие ЗВ, как углеводороды предельные, 
сероводород и меркаптаны, содержащиеся в перерабатываемом сырье.  
Компания  КПО  внедряет  технологии,  направленные  на  исключение  необходимости 
сжигания попутного газа и позволяющие сократить выбросы от стационарных источников.  
Общий  анализ  количественных  и  качественных  характеристик  всех  видов  эмиссий    в 
сравнении с объемами добычи углеводородного сырья на КПО за 2000-2011 годы показал следующую 
картину: рост темпов производства безусловно связан с пропорциональным ростом выбросов (табл.1, 
рис.1). 
Наиболее  объективным  показателем  экологичности  предприятия,  являются  удельные 
нормативы  эмиссий,  в  данном  случае  это  соотношение  объемов  выбросов  на  тонну  добытого 
углеводородного сырья. 
Утилизация газа КПО по годам
4.70
3.80
4.80
5.80
9.10
11.50
11.92
14.23
15.00
15.56
15.01
16.87
98.40
98.40
97.50
98.50
97.30
98.30
99.42
99.69
99.78
99.86
99.87
99.92
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
по годам 
Д
о
б
ы
ч
а
 г
а
з
а
, 
M
л
р
д
. m
3
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
300.00
О
б
ъ
е
м
 с
о
жж
е
н
н
о
го
 г
а
з
а
, M
m
3
Добыча газа, млрд.м3
Объем сожженного газа, млн. м3
% утилизации газа
 
 
Рисунок 1. Динамика выбросов и объемов добычи КПО  
за период 2000-2011г.г. 
  

175 
 
Таблица 1 
Количественные и качественные характеристики эмиссий   
в сравнении с объемами добычи углеводородного сырья на КПО за 2000-20010 годы 
  
Годы 
2000 
2001 
2002 
2003 
2004 
2005 
2006 
2007 
2008 
2009 
2010 
2011 
Добыча 
жидких   
углеводородов,  
млн. тонн 
4,63 
4,00 
5,16 
5,33 
8,52 
9,30 
10,38  10,43  10,45   10,69  10,25  10,85 
Добыто газа,  
млрд.м3 
4,70 
3,80 
4,80 
5,80 
9,10 
11,50  11,92  14,23  15,00   15,56  15,01  16,87 
Фактические  
выбросы, 
 тыс.тонн 
14,37  13,66  26,51  19,30  56,60  45,49  17,20  11,81  12,22   10,57  10,48  8,51 
Соотношение  
выбросов и  
объемов 
добычи 
 нефти 
3,10 
3,42 
5,14 
3,62 
6,64 
4,89 
1,66 
1,13 
1,17 
 0,99 
1.02 
0.78 
Соотношение  
выбросов и 
объемов 
добычи 
 газа 
3,06 
3,59 
5,52 
3,33 
6,22 
3,96 
1,44 
0,83 
0,81 
 0,68 
0.7 
0.5 
Среднее 
значение 
соотношений 
3,08 
3,51 
5,33 
3,48 
6,43 
4,42 
1,55 
0,98 
0,99 
 0,84 
0.86 
0.64 
 
За период с 1998-по настоящее время в КПО б в были построены новые объекты - КПК, УКПГ-
2, СДРН, экспортный конденсатопровод КПК – Большой Чаган – Атырау. Проводился процесс запуска 
и тестирования новых объектов, что потребовало дополнительного отжига на факелах.  
Однако, прослеживая динамику увеличения добычи нефти и газа, видно, что этот период был 
кратковременным и в настоящий момент КПО вышла на нормальный режим работы. В 2006-2011 годах 
при  увеличении  добычи  больше  чем  в  2  раза  по  сравнению  с  2003  годом  существенно  снизились 
выбросы ЗВ.  
Отношение  объема  выбросов  ЗВ  к  объему  добываемой  нефти  (объем  выбросов  в  тоннах  на 
объем добычи в тыс. тонн) в 2011 году меньше 1-го при общемировом показателе - 5. Общемировой 
показатель  был  превышен  в  2004  году  по  объективным  причинам,  связанным  с  запуском  и 
тестированием КПК. 
 
Сжигание  газа  в  атмосферу  на  факельных  установках  КПО  регламентируется  «Программой 
утилизации природного и попутного газа на КНГКМ».  
Коэффициент  фактической утилизации  попутного и  природного  сернистого    газа  составил:  в 
2007  г  –  99,69%,  в  2008  –  99,78%,  в  2009-99,86%,  в  2010-99,87%,  2011-99,92%  -  в  сравнении  с 
мировыми показателями это самый высокий уровень утилизации газа. 
Действующая  Технологическая  схема  разработки  месторождения  Карачаганак  включает 
рассмотрение вариантов по оценке возможных альтернатив отжигу углеводородов и связанных с 
ними  скважинных  флюидов.  Поэтапно  вводятся  практически  осуществимые  изменения  в 
технологический  процесс,  направленные  на  снижение  выбросов  загрязняющих  веществ  в 
атмосферу. 
В целях утилизации попутного газа, компанией осуществляется производство: 
  очищенного топливного газа; 
  сырого газа, поставляемого на Оренбургский газоперерабатывающий завод; 
  сухого сернистого газа для обратной закачки в пласт. 
В  течение  последних  5  лет  объемы  сжигания  составляли  менее  0,4%  от  общего  объема 
добываемого газа, что соответствует принятой мировой практике. 
Осуществляемая  и  планируемая  утилизация  природного  и  попутного  газа  на  объектах 
КНГКМ  производится  для  снижения  к  минимуму  возможного  негативного  воздействия  на 
окружающую  среду.  Действующие  на  сегодня  производственные  мощности  месторождения 
способны  полностью  -  на  100%  утилизировать  добываемый  попутный  и  природный  газ,  благодаря 
установке оборудования мирового класса для переработки газа. 

176 
 
С  2003 года начата и продолжается  по настоящее  время обратная закачка сернистого газа 
в пласт (не менее 40% от общего объема добычи), производится выработка сухого газа на собственные 
нужды с выработкой электроэнергии и стабилизация конденсата без получения серы. 
В КПО проведена Инвентаризация источников выбросов парниковых газов (ПГ)  и рассчитана 
до 2015 года. 
Для  прогноза  эмиссий  ПГ  на  объектах  КПО  были  использованы    данные  по  добыче, 
транспортировке  нефти  и  газа,  хранению  газа,  а  также  предполагаемое  увеличение  добычи 
углеводородов на период до 2015 г.  
Кроме того, с 1998 года реализуется Программа озеленения КНГКМ. 
 
Список использованной литературы: 
1 Cведения о добыче углеводородов 2000-2011гг по КПО б.в. 
2 Статистические отчеты 2000-2011гг по КПО б.в. 
 
Түйіндеме  
Бұл мақалада бағыттас және табиғи газдар көлемінің жандырылуы азайтылғандығы және КПО 
нысандарындағы  газды  пайдалануда  дүние  жүзілік  стандарттарға  жеткені  айтылады.  Бұндай 
нәтижелер шикі газды жер қабатына кері  айдау (жалпы газ шығару мөлшерінің 40% ), газды тазарту 
(бұл  газ,  электорэнергияны  шыгару  үшін  ГТЭС  ке,  кенорны  мен  Ақсай  қаласын  электр  қуатымен 
қамтамасыз  ету  мақсатында  қолданылады.)  және  шикі  газды  Орынбор  газөндеу  зауытына  жіберу 
арқылы жетілген. 
Summary  
This  article  describes  the  reduction  of  associated  and  natural  gas  flaring  volumes  and  achieving 
world-standards  on  gas  utilization  at  KPO  b.v.  facilities.  These  results  were  achieved  due  to  reinjection  of 
gas into the formation (40% of total production), production of dry gas (which is consumed at Gas Turbine 
Power Plant to generate electricity to meet the needs of the field itself and provide power supply to Aksai) as 
well as delivering the sour gas to the Orenburg Gas Processing Plant. 
 
 
УДК: 502.74   
        
ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПОЧВ НЕФТЬЮ И НЕФТЕПРОДУКТАМИ И ЕГО ВЛИЯНИЕ  
НА РАСТИТЕЛЬНЫЙ ПОКРОВ 
 
Казиева А.А., 
магистрант АГУ им.Х.Досмухамедова 
Тыныбаев Б.Г., 
научный руководитель, д.м.н., профессор АГУ им.Х.Досмухамедова 
 
          Негативное  воздействие  нефтегазового  комплекса  на  почвенный  и  растительный  покров 
возможно вследствие локальных загрязнений нефтью и нефтепродуктами. 
          Часто,  в  районах  с  ценными  площадями  сельхозугодий,  производится  отвод  земель 
сельскохозяйственного назначения под сооружения нефтегазопромыслов. Соответственно, в той или 
иной степени продуктивность сельхозугодий районов сокращается.  
          При  обустройстве  месторождений  предусматривается  снятие  плодородного  слоя  почвы  и 
складирование  его  в  местах,  не  подвергающихся  загрязнению.  Подпочвенные  слои  глин  и  суглинка 
используются  для  обваловки технологической площадки, предотвращения  разливов  сырой  нефти  на 
прилегающие территории. На отчужденных участках происходит полное или частичное механическое 
уничтожение  растительного  покрова  [1].  Эрозионные  процессы,  связанные  с  техногенным 
воздействием, могут привести к уничтожению подавляющего большинства растений на эродируемых 
участках.  
          В  районе  нефтегазопроводов  существуют  области  с  постоянно  нарушенным  растительным 
покровом (до 7% от площади освоения). На трассах трубопроводов ширина нарушений изменяется от 
40 до 400 м для одной магистральной нити. При сохранении существующих тенденций можно ожидать 
снижения  на  20%  общей  численности  видов  млекопитающих  в  районах,  прилегающих  к 
нефтепроводам. При ликвидации последствий аварий на трубопроводах часто используются приемы, 
которые  еще  больше  усугубляют  экологическую  ситуацию.  В  настоящее  время  основным  способом 
ликвидации  нефтяных  разливов  на  местности  является  их  механический  сбор,  в  ряде  случаев  с 
использованием  сорбентов,  с  последующим  выжиганием  или  захоронением  остатков  путем  отсыпки 
песком. При этом местность загрязняется токсичными и канцерогенными продуктами горения. Кроме 
того, огонь уничтожает корневую систему растений, которые подверглись воздействию образующихся 
в процессе горения токсикантов.  

177 
 
         Наибольший  ущерб  почве  и  растительности  наносится  при  аварийных  разливах  нефти, 
нефтепродуктов  и  нефтепромысловых  вод  [2-3].  Попадание  этих  веществ  на  почвенный  покров 
влияет  на  весь  комплекс  морфологических,  физико-химических,  биологических  свойств  почвы, 
определяющих ее плодородные и экологические функции. Изменение свойств почвы при загрязнении 
нефтью, а также процессы ее миграции, аккумуляции и метаболизма зависят от физико-химического 
состава и количества пролитой нефти, почвенно-климатических и ландшафтных условий, типа почвы, 
наличия  тех  или  иных  биохимических  барьеров,  каналов  миграции  в  почвенном  профиле  [4-5]. 
Рекультивация загрязненных земель проводится, как правило, без достаточно научного обоснования. 
Ликвидация  последствий  разливов  нефти  осуществляется  часто  таким  образом,  что  происходит 
необратимое  уничтожение  плодородного  слоя  почвы,  например,  при  сжигании  нефтью,  засыпке 
загрязненных участков грунтом, вывозе загрязненной почвы в отвалы [6]. 
          Глубина  проникновения  нефти  в  почвенном  профиле  зависит  от  свойств  почвы  и 
механического  состава  почв.  Наибольшая  глубина  проникновения  нефти  отмечалась  в  песчаных 
почвах  (7-9м)  [7].  На  начальной  стадии  загрязнения  нефть  концентрируется  в  органогенных 
горизонтах,  со  временем  происходит  передвижение  очага  скопления нефти на  глубину  в почвенном 
профиле. В наибольшей степени загрязняется слой почвы глубиной до 15 см. Процесс самоочищения 
почвы от нефтепродуктов длится от 10 до 25 лет [8].  
          Почвы  и  грунты  можно  считать  загрязненными,  если  концентрация  нефтепродуктов  в  них 
достигает  такой  величины,  при  которой  начинаются  экологические  негативные  изменения  в 
окружающей  среде  (нарушается  экологическое  равновесие  в  почвенной  экосистеме;  гибнут 
почвенные животные; падает продуктивность или наступает гибель растений; происходит изменение 
морфологии,  водно-физических  свойств  почв,  падает  их  плодородие;  создается  опасность 
загрязнения  подземных  и  поверхностных  вод  в  результате  попадания  нефтепродуктов  из  почвы  в 
водоносные  горизонты).  Для  загрязненных  почв  характерен  более  темный  цвет  по  сравнению  с 
незагрязненными аналогами, большая плотность, наличие маслянистых и радужных пленок по граням 
структурных  отдельностей.  Минимальный  уровень  содержания  нефтепродуктов  почвах,  выше 
которого наступает  ухудшение качества природной  среды,  рассматривается  как  верхний  безопасный 
уровень  концентрации,      содержание  нефтепродуктов    в  почвах  зависит  от  сочетания  многих 
факторов, таких как тип, состав и свойства почв, климатические условия, состав нефтепродуктов, тип 
растительности,  тип  землепользования  и  др.  Эти  нормы  должны  различаться  в  зависимости  от 
климатических  условий  и  типов  почвообразования    [9].  Верхний  безопасный  уровень  концентрации 
нефтепродуктов  в  почвах  можно  принять  за  ориентировочный  уровень  допустимой  концентрации  в 
почвах.  Ориентировочным  допустимым  уровнем  загрязнения  почвы  нефтепродуктами  предлагается 
считать нижний допустимый уровень загрязнения, при котором в данных природных условиях почва в 
течение  одного  года  восстановит  свою  продуктивность,  а  негативные  последствия  для  почвенного 
биоценоза могут быть самопроизвольно ликвидированы. 
          За рубежом принято считать безопасным уровнем содержание нефтепродуктов в почве от 1-3 
г/кг  до  20  г/кг.  Нефтяное  загрязнение  не  однозначно  влияет  на  микробиологическую  и 
ферментативную  активность  почв.  Происходит  одновременно  как  стимулирование,  так  и 
ингибирование различных видов микроорганизмов и почвенных ферментов. Тем не менее, изменение 
свойств почв при загрязнении нефтью и нефтепродуктами приводит к торможению развития растений 
и их гибели. 
          Воздействие  нефти  на  растения  имеет  два  аспекта;  нарушение  физиологических  процессов 
вследствие обволакивания поверхности и отравление токсичными составляющими. В дальнейшем на 
местах  разлива  нефтепродуктов  и  газоконденсата  формируются  сорные  сообщества.  При 
эксплуатации нефтепромыслов проявляется  еще один  вид  загрязнителя  почвенного и  растительного 
покрова – продукты сжигания нефтяного попутного газа. 
          При сжигании газа на факелах оказывается сильное воздействие на плодородный слой почвы с 
коренной  растительностью,  и  формируются  искусственные  кратеры,  окруженные  валами  песка.  На 
почве  образуются  пленки,  а  иногда  и  корки  из  копоти  и  мазута.  Большое  значение  имеет  и 
термический  фактор.  По  результатам  изучения  воздействия  газовых  факелов  на  растительность 
можно  выделить  виды,  различающиеся  по  степени  устойчивости  к  загрязнению  нефтепродуктами. 
Наиболее  устойчивые  образуют  моновидные  сообщества  в  «кратерах»  и  на  валах,  окружающих 
факелы. Из древесных и лесных насаждений наиболее чувствительный к загрязнению хвойные (сосна, 
ель,  кедр),  у  которых  на  первых  стадиях  повреждения  наблюдается  суховершинность,  а  затем  и 
полное отмирание. В нижних ярусах наименее устойчивы мхи, лишайники, кустарники и кустарнички. 
          Отдельно необходимо отметить негативные последствия аварий на газопроводах. При порыве 
газопровода  в  почву  проникают  метан  и  пропан,  вследствие  чего  почти  в  сто  раз  возрастает 
интенсивность 
микробиологического 
окисления 
из-за 
активного 
развития 
анаэробных 
микроорганизмов.  В  результате  изменяются  численность  и  состав  микроорганизмов  и  особенно 

178 
 
газовая фаза почве. В почве появляются как органические, так и неорганические восстановители (Fe 
2-
 Mn 
2+
). Зона утечки газа может достигать в ширину до 20 м. 
          Накопление и миграция нефти и нефтепродуктов, а также характер и степень их воздействия 
на растительный покров зависят от природно-климатических условий, типа почв и растительности. 
   
  

жүктеу/скачать 9,7 Mb.

Достарыңызбен бөлісу: