Научно-методические подходы к идентификации источников нефтезагрязнения геологической среды

Размещено на http://www.allbest.ru//

Размещено на http://www.allbest.ru//

Научно-методические подходы к идентификации источников нефтезагрязнения геологической среды

Б.А. Бачурин

Загрязнение окружающей среды нефтью и нефтепродуктами - явление довольно распространенное в районах расположения предприятий нефтяной и газовой промышленности и происходит на всех этапах, начиная от добычи нефти и кончая ее транспортировкой и хранением. Это приводит к тому, что во многих случаях в геологической среде формируются зоны техногенного нефтезагрязнения, представляющие серьезную угрозу условиям жизнедеятельности. Очаги нефтезагрязнения геологической среды носят различный характер и масштабы - от загрязнения грунтов зоны аэрации и формирования мелких линз на поверхности грунтовых вод до формирования техногенных скоплений нефти в надпродуктивной части разреза месторождений. Зафиксированы случаи поверхностных нефтепроявлений даже на постэкплуатационном этапе, когда скважины и поверхностные нефтепромысловые объекты ликвидированы [1].

Несмотря на значительный опыт картирования зон нефтезагрязнения геологической среды на нефтяных месторождениях, идентификация источников их формирования носит определенные трудности. Это связано в основном с тем, что формирование техногенных скоплений нефти в геологической среде может происходить здесь как за счет аварийных утечек из многочисленных поверхностных нефтепромысловых объектов, так и за счет глубинных источников (перетоки нефти из продуктивной части разреза по затрубному пространству дефектных скважин или зонам повышенной проницаемости осадочного чехла). Учитывая, что геологическая среда является «закрытой» от прямого наблюдения элементом природной среды, разделение подобных источников нефтезагрязнения во многих случаях значительно затруднено. Решение данной задачи возможно на базе выявленных особенностей трансформации нефтяных соединений в зоне гипергенеза, позволяющих уточнить «возраст» загрязнения [2], и привлечения современной аппаратуры газогеохимического зондирования для оценки интенсивности «газового дыхания» недр и картирования геохимические аномалии нафтидного типа [3].

Апробация данных методических подходов проведена на примере Кокуйского и Чураковского месторождений, где зафиксирована прямая разгрузка нефти в поверхностные водотоки. В комплекс исследований входило детальное изучение состава разгружающихся нефтей, экспериментальное моделирование характера из преобразования при контакте с водной средой, газогеохимическое опробование прилегающей к районам разгрузки нефти территории, включая зондирование приустьевой части эксплуатационных скважин. При проведении газогеохимических исследований использовался высокочувствительный экспресс-газо-анализатор Ecoprobe-5 (RS DINAMICS Ltd, Чехия), позволяющий фиксировать содержание в подпочвенном воздухе метана, суммарной концентрации углеводородов С1-С5 (УВГ), летучих органических соединений (ЛОС), диоксида углерода, что дает информацию о наличии как углеводородных компонентов, так и продуктов их преобразования в зоне гипергенеза.

Проведенные исследования показали, что в случае «свежего» нефтезагрязнения, в т.ч. за счет перетоков из продуктивной части разреза, состав разгружающейся нефти близок к пластовой и практически не имеет явно выраженных признаков гипергенных изменений (табл. 1): доминируют углеводороды, представленные преимущественно алифатическими структурами; ряд нормальных алканов представлен углеводородами С11-С36 (максимумы С18, С16, С14) с доминированием четных гомологов длиной цепи С21; изоалканы представлены рядом С8-С18; изопренаты ряда С13-С21 характеризуются доминированием пристана. Незначительная степень окисления характерна и для аквабитумоидов зоны разгрузки нефти: в их составе также преобладают алифатические УВ, представленные рядом С5-С24 при доминировании коротких ненасыщенных гомологов; нафтеновые УВ представлены преимущественно замещенными циклопропанами, циклопентанами и циклогексанами, а ароматика - гидрированными гомологами индена и нафталина (табл. 1).

Таблица 1

Состав гексанового экстракта нефтей и аквабитумоидов (по данным ХМС)

Результаты лабораторного моделирования взаимодействия нефтей с водой показало, что в поверхностных условиях происходит достаточно быстрая трансформация состава водорастворенной органики в сторону ее окисления: в составе аквабитумоида отмечается резкое снижение содержания углеводородных фракций при одновременном возрастании доли смолисто-асфальтеновых отложений (табл. 2).

нефтезагрязнение картирование нафтидный

Таблица 2

Результаты экспериментального моделирования поведения системы «нефть - вода»

В тоже время, концентрации водорастворенных аквабитумоидов и нефтепродуктов не только не уменьшаются, а даже увеличиваются, что свидетельствует о появлении в их составе новообразованных сложнопостроенных гибридных структур, являющихся продуктами гидролитических преобразований нефтяных соединений - фенольные производные, ароматические амины, алифатические амиды и сульфамиды, азабициклические спирты и кетоны. Основным отличием «старого» загрязнения является преобладание кислородсодержащих соединений (фталаты, адипинаты), наиболее устойчивых в водной среде.

Таким образом, проведенные исследования показывают принципиальную возможность идентификации не только источников, но и времени нефтяного загрязнения приповерхностной гидросферы.

Результаты газогеохимических исследований показывают, что формирующиеся в геологической среде зоны нефтезагрязнения достаточно четко отражаются в характере приповерхностного газового фона (рис. 1). При этом по составу подпочвенных газов выделяются как зоны «свежего», так и «старого» нефтезагрязнения геологической среды. Для последних характерно повышенное содержание в подпочвенном газе летучих органических соединений и диоксида углерода, отражающих процессы биодеградации нефтяных компонентов в зоне гипергенеза. Зондирование приустьевой зоны эксплуатационных скважин показало принципиальную возможность использования экспресс-газоанализатора Ecopro-be-5 для оценки степени их герметичности. Установлено, что активизация вертикального массопереноса компонентов залежей в околоствольном пространстве сопровождается формированием в приповерхностном газовом фоне высококонтрастных аномалий: содержание метана в подпочвенном воздухе достигает 4,4-7,7%, УВГ - 1,1-31,5% (рис. 2).

Выявленные особенности приповерхностных аномалий нафтидного типа позволяют использовать газогеохимическое зондирование не только для картирования зон техногенного нефтезагрязнения геологической среды, но и при мониторинговых наблюдениях за состоянием подземных нефтепромысловых объектов.

Исследования выполнены при поддержке РФФИ и Администрации Пермского края (проект 07-05-97607).

Список литературы

Бачурин Б.А. Экологические проблемы горнопромышленных районов Пермского края // Экология и промышленность России. - 2006. - Апрель. - С. 32-35.

Бачурин Б.А. Проблемы диагностики и контроля нефтяных загрязнений природных геосистем / Бачурин Б.А., Одинцова Т.А. // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. - 2005. - № 9-10. - С. 79-82.

Бачурин Б.А. Теоретические и практические аспекты изучения «газового дыхания» недр // Стратегия и процессы освоения георесурсов: материалы Всерос. науч. конф. - Пермь, 2008. - С. 12-15.

Размещено на Allbest.ru