УДК 556.3:553.98
ПОДЗЕМНЫЕ ВОДЫ РЕГИОНОВ НЕФТЕДОБЫЧИ: ТЕХНОГЕННАЯ ТРАНСФОРМАЦИЯ, ЭКОЛОГИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ, ПЕРСПЕКТИВЫ ОСВОЕНИЯ
С. К. Мустафин,
профессор, Башкирский государственный университет, sabir.mustafin@ufamail.ru
Рассмотрены вопросы техногенной трансформации гидросферы регионов нефтедобычи на примере загрязнения пластовых вод. Извлекаемые в составе вод в ходе процесса добычи нефти микроэлементы (тяжелые металлы, естественные радионуклиды и др.) представляют опасность как загрязнители гидросферы. Требуется необходимость проведения экологического мониторинга вод. При высоких концентрациях микроэлементы представляют интерес как перспективное гидроминеральное сырье.
Questions of technogenic transformation of the hydrosphere of regions of oil production on an example of pollution of reservoir waters are considered. Taken as a part of waters in a course oil production process microcells (the heavy metals, natural radionuclid-es, etc.) represent danger as hydrosphere pollutants. Need of carrying out environmental monitoring of waters is required. At high concentration microcells are of interest as perspective hydromineral raw materials.
Ключевые слова: месторождения углеводородов, пластовые воды, рассолы, микроэлементы, техногенное загрязнение, экологический мониторинг.
Keywords: fields of hydrocarbons, reservoir waters, natural brines, microcells, technogenic pollution, environmental monitoring.
Государственный мониторинг состояния недр и обеспечение экологической безопасности объектов недропользования как основные блоки Федеральной целевой программой «Экология и природные ресурсы России» на 2002—2010 гг. реализовывались с целью сбора информации о состоянии геологической среды (ГС) и тенденциях ее изменения под воздействием природных и антропогенных факторов [1].
Проведение экологического мониторинга окружающей среды (ОС), в том числе и мониторинга подземных вод, весьма актуально для территорий с высокой интенсивностью техногенной трансформации ГС, таких как регионы добычи углеводородов (УВ), основной фонд месторождений которых находится на поздней и завершающей стадиях разработки [2].
Мониторинг месторождений УВ является подсистемой мониторинга ГС и представляет объектный уровень мониторинга в границах лицензионных участков и территориальный в промежутках между ними.
Месторождения УВ, формировавшиеся миллионы лет и находящиеся в состоянии неустойчивого равновесия, сложные системы и разрушаются с началом бурения первых скважин.
Различают механическое, физико-химическое, химическое и биохимическое разрушение нефтяных и газовых залежей в результате естественного воздействия подземных вод. Современная гидрогеология нефтяных и газовых месторождений, по А. А. Карцеву, не только (и не столько) занимается водами отдельных месторождений, но и изучает гидрогеологические условия целых нефтегазоносных бассейнов [3].
Исследования артезианской водоносной системы территории РБ, входящей в состав Волго-Уральского артезианского бассейна, установили гидрогеохронологический, гидродинамический, гидрогеохимический, гидрогеотермический типы зональности. С глубиной отмечается последовательная смена зон интенсивного, затрудненного, весьма затрудненного водообмена и застойного водного режима. Пресные воды верхних комплексов сменяются, доминирующими в разрезе осадочных пород солеными водами и далее рассолами. Гидрогеохимическая зональность отражена в изменении состава растворенных в водах газов (от кислородно-азотного к сероводородно-углекис-
ло-метаново-азотному и азотно-метановому) и изменении величин ЕЬ (от +500 до -450 мВ) и рН (от 9 до 5). Холодные воды, начиная с глубин порядка 1 км, последовательно сменяются теплыми и горячими (более 50 °С) крепкими рассолами, развитыми на глубинах более 2,5—3,0 км. Подземным водам зоны интенсивного водообмена свойственны значения абсолютного возраста от первых десятков до сотен лет, для вод нижележащих гидродинамических зон соответственно — до десятков и сотен миллионов лет. В процессе нефтедобычи зональность нарушается [4].
Подземные воды в районах добычи УВ загрязняются как «сверху», так и «снизу», при этом часто проявляется весь характерный для них спектр загрязнения — химическое, тепловое, барическое, бактериальное [5].
Модели процесса загрязнения вод нефтедобывающих объектов АО «Татнефть» построены исходя из того, что загрязнение «сверху» представлено инфильтрацией хлоридно-суль-фатных вод из-за порывов нагнетательных линий ППД, а загрязнение «снизу» обусловлено восходящими потоками дренажных вод из нефтеносных отложений девона-карбона через дефекты конструкций обсадных колонн нефтяных и нагнетательных скважин. Оба типа загрязнения отличают особенности гидродинамики и механизма массопереноса.
Реабилитация загрязненных объектов включает профилактические и специальные мероприятия. Первые, обеспечивающие контроль и предупреждение техногенной трансформации ОС, осуществляются по результатам мониторинга подземных и поверхностных вод.
Модели загрязнения могут помочь дифференцировать загрязненную нефтедобычей территорию на площади с возможной естественной реабилитацией, площади, где процесс естественного очищения зоны аэрации и горизонтов подземных вод возможен при искусственной стимуляции и площади, где искусственная стимуляция реабилитации невозможна по экономическим и инженерно-техническим причинам [6].
Критерием оценки загрязнения вод в процессе нефтедобычи служит превышение фоновых значений и ПДК по содержанию в воде хлора, нефти, микрокомпонентов. В ОАО АНК «Башнефть» при анализе проб вод определяются: плотность, нефтепродукты, микрокомпоненты, С1, Б04, НС03, Са, Mg, Ка + К, Геобщ. Наблюдения за качеством пресных вод при разработке месторождений УВ РБ начались на объектах, где отмечалось засоление поверх-
ностных и подземных вод. Контроль качества поверхностных и подземных вод проводится с 1966 г. на Шкаповском нефтяном месторождении на шести водопунктах, когда загрязнение хлоридами вод родника Шурту-Ай достигло 40 ПДК. С 1972 г. начат контроль водных объектов на Туймазинском месторождении и двум водопунктам на реке Ик. С 1974 г. функционирует наблюдательная сеть, включающая контрольные створы на реках, ручьях, озерах, а также сеть специально пробуренных скважин на пресноводные горизонты и комплексы, родники и колодцы, находящиеся в сфере воздействия нефтедобычи. Сеть включает 1131 водопункт, в том числе: 639 — на поверхностные воды и 492 — на подземные пресные воды [7].
На Шкаповском, Туймазинском, Серафи-мовском и др. месторождениях в 50—60-е годы допускался сбор промысловых сточных вод в пруды-накопители и карстовые воронки [4]. Подземные и поверхностные воды подвергались загрязнению в местах расположения крупных аварийных объектов нефтедобычи, вблизи УКПН, КНС и т. д., в местах расположения амбаров-накопителей сточных вод, на участках сбора сточных вод в карстовые воронки. Уровень загрязнения подземных вод определяют: естественная защищенность водоносных горизонтов, активность водообмена, продолжительность и объемы поступления загрязняющих веществ и др.
На Западно-Тэбукском, Узинском, Возей-ском и др. месторождениях Тимано-Печорс-кой НГП, разрабатывающихся, как и месторождения Волго-Уральской НГП продолжительное время, добывают высоко обводненную (около 80 %) продукцию. Ряд содержащихся в пластовых водах токсичных неорганических компонентов, в частности В, Mg, Ы, I и Вг рассматриваются в качестве ценного химического сырья [8].
Анализ содержания микрокомпонентов в пластовых водах палеозойских коллекторов Кушкульского, Сергеевского, Бузовьязовско-го, Чекмагушевского месторождений УВ РБ показал, что Ы находится в концентрации от 4,8 до 18,4 г/м3, что соответственно в 1,6 до 6,13 раза превышает минимальные промышленные концентрации. Для Mg эти значения равны соответственно — 2870—9680 г/м3 (5,74—19,36 раза); для Бг — 331—562 г/м3 (1,1—1,87 раза) и для Вг — 1768—2209 г/м3 (8,84—11 раз), что позволяет ставить проблему освоения гидроминеральных ресурсов [9].
При сравнении результатов изучения состава пластовых и нефтепромысловых вод месторождений УВ Западной Сибири и РБ использовались следующие средние значения содержания микрокомпонентов в последних (мг/л): Ы1 — 6,6; ИЪ — 0,87; Се — 0,5; Бг — 154; Вг — 557; I — 13,7; В — 16.
Неорганические микрокомпоненты в неф-тях и пластовых водах месторождений РБ, как и других регионов добычи УВ, наряду с генетическим индикаторным значением представляют экологический, а нередко и промышленный интерес [10].
Примером сочетания экономической выгоды, экологической целесообразности и социальной значимости получения МЭ из попутных, минерализованных (до 220 г/л), вод служит разработка АзГосНИПИнефтегаз для месторождений Апшеронского полуострова (Республика Азербайджан). Добыча 1 т нефти сопровождается 23—24 т пластовой воды, содержащей около 1,6 т солей. Суммарная стоимость хлоридов натрия, калия, кальция, магния, карбоната кальция, йода, бромак и стронция составляет 260 у. е. (в ценах 2005 г.), т. е. более 50 % стоимости 1 т нефти [11].
В Российской Федерации в пределах Дагестанской провинции редкометальных подземных вод выявлено 56 месторождений гидроминерального сырья. Берикейское месторождение йодо-бромных редкометальных подземных вод представляет собой разработанное к середине 1960-х годов газонефтяное месторождение с более 150 неуправляемыми газофлюидными грифонами геотермальных рассолов с минерализацией до 100 г/л, температурой 55—60 °С. Дебит
о
первоначально составлял 20—70 тыс. мо/сут и снизился за 50 лет до 1650 м3/сут и стабилизировался. Строительство опытно-промышленного завода — модуля производительнос-о
тью 1500 мо/сут позволит получить карбонат лития, магнезию жженную, пищевую соль (в том числе йодированную), йод и бром технические, гипохлорид кальция, углекислый газ и тяжелые углеводороды на 161 млн руб. в год. Запасы месторождения позволяют построить 10 подобных модулей и довести объем товарной продукции до 1 млрд руб. в год с высоким экономическим эффектом [12].
Для промышленного извлечения I и Вг приняты следу
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.