ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Геохимические особенности зоны пресных вод из "Гидроэкология Башкортостана" Объектом исследований являются неглубокозалегающие подземные воды в районах нескольких нефтяных месторождений, расположенных в различных геолого-структурных условиях на Бугульминоко-Белебе-евской возвышенности (Шкаповское, Туймазинское) и в Бирской седловине (Арланское и Манчаровское). Привлечены также гидрогеохимические данные по другим месторождениям, расположенным на уфимском плато (Куш-Кульское и др.) и в Вельском прогибе (Сергеевское и др.). [c.223] Масштабы и характер загрязнения пресных вод, сроки действия загрязняющих веществ зависят от многих факторов геологического строения (литологии пород), подвижности вод верхней гидродинамической зоны, вида и состава загрязнителей, сроков эксплуатации месторождений и пр. В зависимости от указанных причин площади засоленных пресных вод колеблются от нескольких квадратных километров (Манчаровское месторождение, участки Сергеевской площади) до 200-500 км и более (Шкаповское, Туймазинское, Арланское месторождения). [c.223] Как уже отмечалось, в естественной обстановке региона гидрогеологические условия характеризуются прямым типом физико-химической зональности, выражающимся снижением подвижности вод с глубиной, закономерной сменой пресных гидрокарбонатных (0,3-0,8 г/л) вод (в неогеновых, татарских, казанских, уфимских, а на Уфимском плато — и в нижнепермских отложениях) солеными сульфатными и сульфатно-хлоридными (в уфимских, кунгурских), а последних — хлоридными рассолами (в нижней перми - девоне) с минерализацией до 300 г/л и более. Одновременно наблюдается изменение состава водорастворенных газов от кислодородно-азотного до сульфидно-углекисло-метаново-азотного и азотно-метанового, рост температуры вод от +5 до 30°С и выше. В соответствии с этим снижаются ЕЬ (от плюс 300—100 до минус 430-250 мВ) и pH (от 8,8-8 до 7-5,4). [c.223] В пределах разрабатываемых нефтяных месторождений указанная гидрогеохимическая зональность кардинально нарушена. Наиболее заметные изменения произошли в верхней гидродинамической зоне, заключающей пресные и слабосолоноватые воды в нижнепермских (Куш-кульское месторождение), верхнепермских (Шкаповское, Туймазинское) неогеновыхичетвертичных (Арланское, Манчаровское, Сергеевское и др.) отложениях (см. табл. 26, рис. 49, 50). [c.223] Формирование этих вод обусловлено процессами смешения пластовых рассолов карбона—девона с маломинерализованными водами неогеново-четвертичных и верхнепермских отложений. Это подтверждается анализом графиков смешения (рис. 60—62) из которых виден характер этого процесса, соответствующий линейной зависимости. Необходимо обратить внимание на то важное обстоятельство, что в серии промежуточных вод верхнепермских отложений с минерализацией 2,5-10 г/л доля рассолов глубинного происхождения не превьппает 1-3%. Это свидетельствует о сильной уязвимости верхней гидрогеохимической зоны по отношению к загрязнению в существующих условиях даже небольшого количества рассолов, попадающих в пресные воды, вполне достаточно для того, чтобы последние стали непригодны для хозяйст-венно-питьевых целей. [c.224] Такая связь свидетельствует о проникновении здесь нефтепромысловых рассолов в горизонты пресных вод конвективно-фильтрационным путем, главным образом через зону аэрации, то есть за счет источников загрязнения подтипов IVB и IVB. [c.226] Значительную опасность для зоны питьевых вод представляют широко используемые на нефтепромыслах для интенсификации добычи различные химические реагенты поверхностно-активные вещества (ПАВ), кислоты, щелочи и пр. Только в объединении Башнефть за последние десять—двадцать лет использовано от 85 до 127 наименований химических соединений в количестве до нескольких десятков тонн в год [Байков, Галиев, 1987 Мурзакаев, Максимов, 1989]. [c.226] Потенциальная опасность ПАВ для геологической среды обусловлена их особыми физико-химическими свойствами (хорошая растворимость в воде, капиллярная активность, пенообразующая, диспергирующая и другие способности). ПАВ, поступая с рассолами на поверхность, обладают высокой способностью мигрировать через почвогрунты. Отдельные ПАВ обнаруживаются на глубине до 30 м на расстоянии до 3 км от источника загрязнения по потоку подземных вод. Кроме того, ПАВ способствуют более широкому распространению в геологической среде других химических соединений. Они оказывают влияние на адсорбцию и десорбцию, переводят в растворенное состояние нефть и нефтепродукты [Мурзакаев, Максимов, 1989]. Закачиваемые в скважины ПАВ интенсивно сорбируются горными породами в нефтеносных пластах, а в дальнейшем десорбируются нефтью и переходят в пластовые рассолы. Концентрация ПАВ в пластовых водах контролируется процессами сорбции и биохимической деструкции [Тютюнова, 1987]. Активность этих процессов в значительной степени зависит от термобарических и гидрогеохимических условий. [c.227] Извлекаемые вместе с нефтью пластовые рассолы, попадая через порывы водоводов, прискважинные площадки, пруды-накопители. [c.227] Исследованиями [Мурзакаев, Максимов, 1989], проведенными в специально пробуренных на горизонты пресных вод скважинах, установлено присутствие в подземных водах ПАВ в значительных количествах (в мг/л) анионоактивных — от 0,6 до 12,3, катионоактивных — от 0,3 до 4,4, неионогенных — от 0,8 до 6,4, фосфорорганических комплексов — от 0,13 до 7,2. В поверхностных водах содержание ПАВ примерно в 2—3 раза ниже, чем в подземных (мг/л) анионоактивных — 0,1—6,7 мг/л, катионоактивных — 0,2—3,4, неионогенных — 0,9—1,6, фосфорорганических — 0,04—2,2. [c.229] Необходимо также отметить длительный срок сохранения ПАВ в водной среде. В поверхностных водоемах они легко сорбируются органическими и минеральными вешествами, оседают вместе с ними на дно и являются вторичным источником загрязнения воды. [c.230] Имеются сведения [Пиковский и др., 1985], что в результате захоронения разлившейся нефти в глубоком земляном амбаре возникает мощный внутрипочвенный поток нефти, двигающийся к месту разгрузки грунтовых вод со скоростью 25 м в месяц. Верхняя граница потока при этом прослеживалась на глубине 0,5-0,6 м. а нижняя смыкалась с зеркалом грунтовых вод. На расстоянии 750 м уровень загрязнения воды был всего в пять раз меньше, чем в месте загрязнения. Фильтрация наблюдалась в породах илово-глинистого состава. [c.231] Специальные исследования почв, загрязненных нефтепродуктами и сточными водами на разных месторождениях Башкортостана [Габбасова, Абдрахманов и др., 1997 Габбасова, 2004], показали, что они по сравнению с фоновыми аналогами имеют более темный цвет, большую плотность, появление столбчатой структуры, высокое содержание углерода (даже через 4 года содержание углерода достигало 8,5%, при дозе загрязнения нефтью 25 л/м ), при этом ухудшается азотный режим, уменьшается содержание подвижных фосфора, калия, нарушается водно-воздушный режим и пр. [c.231] Основная масса радиоактивных элементов накапливается в различных шламонакопителях, нефтешламовых амбарах. Основная причина появления радия в пластовых флюидах нефтяных месторождений — выщелачивание и ионный изотопный обмен. В результате на Ромаш-кинском месторождении Татарстана происходит вынос радиоактивного радия, причем максимум наблюдается в первые 2-3 года эксплуатации. При увеличении обводненности добываемой нефти до 60% и более поступление радионуклидов резко снижается (на 2 порядка). Обьем загрязненных радионуклидами отходов (осадков) достигает 5 тыс. мУгод, содержание радиобарита в них достигает 90%. [c.232] Как уже отмечалось, шламонакопители, в особенности земляные амбары, являются серьезным источником загрязнения природной среды, так как они эксплуатируются в течение нескольких десятилетий. Вопросам утилизации нефтяных шламов (отходов) и ликвидации амбаров уделяется недостаточное внимание при этом система мониторинга загрязнения природных объектов предусматривает контроль только концентрации нефти и хлоридов. [c.232] В то же время, дозиметрические измерения на базе капитального ремонта ППН НГДУ Аксаковнефть (пос. Сухоречка) показали фон 292 мкР/ч (при норме 30 мкР/ч), а в нефтяном амбаре — 655 (4-ый деэмульсатор) и свыше нескольких тыс. мкР/ч (3-й деэмульсатор). [c.232] В шламонакопителях (амбарах) НГДУ Туймазанефть происходит концентрирование и накопление ТМ, добываемых в составе продукции скважин. В неорганической части нефтешлама из амбара УКПН-5 обнаружено (% вес.) бериллия, германия, олова, галлия, кадмия, кобальта — 10 мышьяка, скандия, свинца, ниобия, ванадия, никеля, хрома, циркония, тория, урана — 10 марганца, молибдена, меди, цинка, стронция — 10 титана — 0,2 железа, бария — 1,0. [c.232] Больше всего в нефтях ванадия и никеля. Им сопутствуют Мо, Мп, Сг, Ре, Zn, Си, Аз, РЬ и др. Известно, что основная масса металлов сосредоточена в высококипящей части нефти и остаточном нефтяном сырье, прежде всего в асфальтосмолистых веществах. Они могут присутствовать в составе неорганических соединений, переходящих из пластовых вод, или в форме металлоорганических соединений и комплексов, например, в виде ванадийпорфиринов. [c.232] Вернуться к основной статье