CC BY
71
УДК 556.388
МОНИТОРИНГ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ЗОНЫ АКТИВНОГО ВОДООБМЕНА В НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ РАЙОНАХ БАШКОРТОСТАНА
© Р. Ф. Абдрахманов1*, И. Ю. Лешан2, Р. М. Ахметов1
1 Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт геологии Уфимского научного центра Российской академии наук Россия, Республика Башкортостан, 450077 г. Уфа, ул. Карла Маркса, 16/2.
Тел.: +7 (347) 272 82 56, факс: + 7 (347) 273 03 68. *Email:hydro@ufaras. ru
2Башкирский государственный университет Россия, Республика Башкортостан, 450076 г. Уфа, ул. Заки Валиди, 32.
Тел./факс: +7 (347) 229-96-03. Email: hydroeco@mail.ru
В статье проанализировано состояние пресных подземных вод в районах деятельности нефтедобывающих предприятий. Показано изменение химического состава и минерализации поземных вод в многолетнем плане.
Ключевые слова: пресные воды, химический состав, загрязнение, мониторинг, нефтедобыча, микроэлементы.
Введение
Объектом исследований являются неглубоко-залегающие подземные воды в районах нефтяных месторождений (Шкаповское, Туймазинское), расположенных на Бугульминско-Белебеевской возвышенности.
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 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/дм3) вод в неогеновых, татарских, казанских отложениях, солоноватыми (1-10 г/дм3) - в
уфимских, солеными сульфатными и сульфатно -хлоридными (10-36 г/дм3) - в уфимских, кунгур-ских, а последних - хлоридными рассолами в нижней перми - девоне с минерализацией (М) до 300 г/дм3 и более (рис. 1). 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 Еh (от плюс 300-100 до минус 430-250 мВ) и рН (от 8.8-8 до 7-5.4).
Обсуждение результатов
В пределах разрабатываемых нефтяных месторождений указанная гидрогеохимическая зональность кардинально нарушена. Наиболее заметные изменения произошли в верхней гидродинамической зоне, заключающей пресные воды в четвертичных и верхнепермских отложениях [11.
Рис. 1. Гидрогеохимический разрез Башкирского Предуралья: 1-7 - химический состав и минерализация подземных вод (г/дм3): 1 - гидрокарбонатные, реже сульфатно-гидрокарбонатные и хло-ридно-гидрокарбонатные разнообразного катионного состава (до 1), 2 - сульфатные кальциевые (1-3), 3 - сульфатные натриевые и кальци-ево-натриевые (3-10, редко более), 4 - сульфатно-хлоридные кальциево-натриевые (3-10), 5 - сульфатно-хлоридные кальциево-натриевые и хлоридные натриевые (10-36), 6 - хлоридные натриевые (36-310), 7 - хлоридные кальциево-натриевые и натриево-кальциевые (250-330); 8 - гидрогеохимические границы; 9 - стратиграфические границы; 10 - скважина: цифры слева - минерализация (г/дм3), справа - содержание йода в опробованном интервале (мг/дм3), наверху номер скважины и название нефтеразведочной площади; 11 - изолинии содержания брома (г/дм3); 12 - гидроизотермы.
За контуром нефтяных месторождений эти горизонты заключают инфильтрогенные гидрокарбонатные кальциевые (сСа ), магниево-кальциевые и
гидрокарбонатные натриевые воды (с^а), относящиеся, по О. А. Алекину [2], к типам II (сульфатный натриевый) и I (гидрокарбонатный натриевый или содовый) с минерализацией 0.3-0.7 г/дм3. К загипсованным породам приурочены сульфатные кальциевые воды (^ ) типа II с минерализацией
до 2-2.5 г/дм3. Они характеризуются величинами Eh от +100 до +350 мВ, рН 7.0-8.5, содержанием микроэлементов (мг/дм3): брома - 0.05-0.3, йода -0.001-0.005, бора - 0.01-0.5, стронция - менее 0.5, лития - менее 0.01. Формирование химического состава подземных вод верхнего этажа бассейна в целом осуществлялось под воздействием комплекса природных процессов: выщелачивания и растворения, ионного обмена, гидролиза и др.
В результате проникновения пластовых рассолов (порывы рассолопроводов, сброс нефтепромысловых стоков в пруды-накопители) в верхние водоносные горизонты утратились естественные связи ионно-солевого состава подземных вод с ли-толого-минералогическими особенностями во-довмещающей среды, появились новые, ранее не свойственные отложениям геохимические типы вод. Минерализация вод во многих случаях повысилась и достигла 5-10 и даже 40 г/дм3. Одновременно воды стали хлоридными (с1 Ма, , а са,) натри-
евыми и хлоридными кальциево-натриевыми типа III а (хлормагниевого) и III б (хлоркальциевого). В солевом составе вод появились NaCl, CaCl2, и MgCl2. На один - три порядка возросли концентрации микроэлементов (мг/дм3): брома - 0.5-66.5,
йода - 0.7-2.2, бора - 0.5-2.85, стронция - 1.0-8.5, лития - 0.03-0.75. Снизилось содержание O2 (от 810 до 0.1-0.5 г/дм3), в отдельных водопунктах появился Н^ (до 0.5-3, иногда 112 мг/дм3), в связи с чем значение Еh уменьшилось до -340 мВ, а рН -до 6.2. Отмечается присутствие в подземных водах нефтепродуктов (от 0.1-0.25 до 3.7-4.5 мг/дм3, иногда и более).
Формирование этих вод обусловлено процессами смешения пластовых рассолов карбона -девона с маломинерализованными водами неоге-ново-четвертичных и верхнепермских отложений. Это подтверждается анализом графиков смешения (рис. 2), 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/дм3 доля рассолов глубинного происхождения не превышает 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 хозяйственно-питьевых целей.
Вместе с тем, как показали гидродинамические расчеты, натурные данные многолетнего гид-ролитомониторинга, тренд-анализ гидрогеохимической информации даже при ликвидации источника поступления загрязняющих веществ в зону аэрации и в водоносные горизонты продолжительность периода самоочищения их и восстановления гидрогеохимических условий, близких природным составляет десятки и даже сотни лет.
Рис. 2. График смешения гидрокарбонатных магниево-кальциевых и хлоридных натриево-кальциевых вод в верхнепермских отложениях Шкаповского нефтяного месторождения [3].
Это связано с тем, что для полного вывода загрязненных вод из горизонта необходимо несколько циклов полного водообмена, тогда как продолжительность только одного цикла для верхнеперм-
ских карбонатно-терригенных пород при расчете по наиболее оптимистической «поршневой» модели (без учета сорбции) изменяется от 20-30 до 100150 лет.
Как показали экспериментальные и натурные исследования, в ходе рассоления пород зоны аэрации под влиянием инфильтрующихся осадков химический состав подземных вод эволюционирует в направлении:
Ыа - Са -> ^ Ыа -> (
с\\
УСС1
>С г
> С
С 1
Иначе говоря, геохимическая трансформация подземных вод состоит в последовательной смене хлоркальциевого типа хлормагниевым, гидрокарбонатным натриевым и сульфатным натриевым типами. Судя по всему, процесс этот довольно длительный и в окончательном виде реализуется в течение многих десятков лет.
Анализ химического состава и минерализации подземных вод, по результатам опробования источников в многолетнем плане, свидетельствует об их непостоянстве. В пределах Шкаповского и Туй-мазинского месторождений минерализация воды имеет тенденцию в целом, при значительных (рис. 3-4) колебаниях по годам, к снижению. Часто отмечается зависимость величины минерализации от дебита источников: снижение их дебита сопровождается ростом концентрации растворенных солей, увеличение дебита - уменьшением минерали-
зации. Изменение дебита источников обусловлено количеством атмосферных осадков, т.е. наблюдается взаимосвязь между химическим составом вод, дебитами источников и гидрометеорологическими факторами.
Такая связь свидетельствует о проникновении здесь нефтепромысловых рассолов в горизонты пресных вод конвективно-фильтрационным путем, главным образом через зону аэрации.
Наблюдения за уровнем М (рис. 5) воды в источнике (см. рис. 3, №25) свидетельствуют, что кривая зависимости М воды от количества лет, прошедших после загрязнения, имеет вид экспоненты и описывается уравнением у = 6Е+47е~00546х, Я2 = 0.9124 [4]. Линия тренда показывает, что в первые 15-20 лет М изменяется в диапазоне 12-5 г/дм3 и неравномерна по годам, в последующие годы снижение происходит более плавно и последовательно. Резкие колебания М воды в первые годы при высоком содержании солей в большей степени зависят от суммы годовых осадков. При концентрациях ниже 5 г/дм3 М уменьшается постепенно и мало зависит от колебаний суммы годовых осадков.
Рис. 3. Изменение химического состава и минерализации подземных вод верхнепермских отложений Шкаповского нефтяного месторождения (в кружках - номера по первоисточнику): 1 - 6 - ионы: 1 - гидрокарбонатный, 2 - сульфатный, 3 - хлоридный, 4 - кальциевый, 5 - магниевый, 6 - натриевый и калиевый; 7 -минерализация (г/дм3); 8 - 9 - гидрогеохимические границы: 8 - анионного состава, 9 - катионного состава.
140
1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014
« 600
1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014 350 -.
1974 1979 1984 1989 1994 1999 2004 2009 2014
Рис. 4. Изменение химического состава и минерализации подземных вод верхнепермских отложений Туймазинского нефтяного месторождения. Условные обозначения см. на рис. 3.
М, г/дм3
о Н-1-1-1-1-1-1
1970 1980 1990 2000 2010 2020 ГОДЫ 2030
Рис. 5. Динамика изменения минерализации воды источника № 25 (см. рис. 3): 1 - данные анализов минерализации воды; 2 - прогноз изменения минерализации воды в многолетнем режиме.
Из графика видно, что полное опреснение под- сколько десятков лет после ликвидации пруда-
земных вод произойдет не менее чем через не- накопителя. Этот прогноз хорошо согласуется с
ранее полученными нами данными [1; 3] о необходимости прохождения тройного водообмена для восстановления в горных породах природных условий.
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 [5-6].
Накопление в подземных водах зоны активного водообмена высоких концентраций ПАВ способствует длительному загрязнению ими поверхностных вод и, в конечном счете, представляет значительную опасность в целом для окружающей среды. Установлено, что анионоактивные и неионо-генные ПАВ уже в небольших концентрациях способствуют интенсивному размножению сапрофитных бактерий, а такие патогенных микроорганизмов (бактерий брюшного тифа). Большинство ПАВ практически не подвергается разложению в процессе обработки питьевой воды на современных очистных сооружениях, т.е. барьерная функция водопроводных сооружений по отношению к ПАВ очень низка.
Кроме пластовых рассолов, различных химических реагентов, на поверхность земли попадает большое количество нефти. Глубина проникновения и ареалы распространения нефти в водоносных пластах зависят от многих факторов: мощности зоны аэрации и состава слагающих ее пород, плотности и вязкости нефти, гидродинамических особенностей водоносных горизонтов и пр.
Просачивание нефти через почвогрунты сопровождается насыщением последних нефтепродуктами и развитием сорбционных явлений. Причем натурные наблюдения свидетельствуют, что проникновение легких фракций фиксируется на всю мощность зоны аэрации (до 10 м и более), сложенной глинистыми породами (глины, суглинки), тогда как тяжелые фракции ограничиваются глубиной 0.5-2.5 м [1]. Содержание нефтепродуктов в почвогрунтах колеблется от 8-15 до 120130 мг/кг и более. В основаниях прудов-накопителей даже после прохождения длительного времени (более 25 лет) насыщенность нефтепродуктами в интервале глубин 0.5-2.5 м (пруд в долине р. Базлык) остается очень высокой (нефть выжимается из породы).
Серьезной проблемой в нефтедобывающей промышленности является отложение радиоактивных солей и тяжелых металлов на технологическом оборудовании при добыче, сборе, транспортировке и подготовке нефти. В 80-х гг. на месторождениях нефти в Татарстане стали известны факты интенсивного отложения радиоактивных осадков на технологическом оборудовании товарных парков и
установок подготовки нефти. Радиоактивное загрязнение образуется также при многочисленных порывах нефтепроводов и водоводов. Прогнозируется, что при сохранении существующего положения районы нефтедобычи могут стать зонами экологического бедствия. Общее радиоэкологическое воздействие нефтепромыслов на окружающую среду во много раз превышает воздействие АЭС [7].
Шламонакопители, в особенности земляные амбары, являются серьезным источником загрязнения природной среды, т.к. они эксплуатируются в течение нескольких десятилетий. 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-й диэмульсатор) и свыше нескольких тыс. мкР/ч (3-й диэмульсатор).
В шламонакопителях (амбарах) НГДУ «Туй-мазанефть» 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 - 10-2; мышьяка, скандия, свинца, ниобия, ванадия, никеля, хрома, циркония, тория, урана - 10-3; марганца, молибдена, меди, цинка, стронция - 10-2; титана -
0.2. железа, бария - 1,0 [7].
Выводы
Разработке сильно обводненных залежей нефти сопутствует, с одной стороны, извлечение на поверхность и транспортировка нередко на значительные расстояния агрессивных хлоридных рассолов, а с другой, закачка их в глубокие водоносные комплексы палеозоя для поддержания пластового давления. Эти рассолы в силу различных технических причин (порывов водопроводов, сооружение прудов-накопителей и пр.) часто проникают в горизонты пресных вод и смешиваются с последними, вследствие чего утрачиваются естественные связи химического состава подземных вод с литолого-минералогическими особенностями водовмещаю-щей среды, что обусловливает появление новых химических типов вод. В результате проблема обеспечения населения качественной питьевой водой в нефтедобывающих районах Республики остается острой. В городах Туймазы, Октябрьский и других населенных пунктах региона, где проблема водоснабжения населения наиболее остра, особенно в весеннее время, необходимо кардинально решить эту задачу строительством водохранилищ, поиском других альтернативных источников (вы-сокодебитные родники, бутилирование и др.). В такой ситуации мониторинг подземных вод зоны развития пресных вод является весьма актуальным.
ЛИТЕРАТУРА
1. Абдрахманов Р. Ф. Гидрогеоэкология Башкортостана.
Уфа: Информреклама, 2005. 344 с.
2. Алекин О. А. Основы гидрохимии. Л.: Гидрометеоиздат,
1970. 442 с.
3. Абдрахманов Р. Ф., Попов В. Г. Формирование подземных 5. вод Башкирского Предуралья в условиях техногенного влияния. Уфа: БНЦ УрО АН СССР, 1990. 120 с. 6.
4. Абдрахманов Р. Ф., Габбасова И. М., Сулейманов Р. Р. и др. Пруды-накопители нефтепромысловых сточных вод и их воздействие на почвогрунты Шкаповского месторождения нефти // Проблемы экологии и мелиорации в Республике Башкортостан. Уфа: Информреклама, 2006. С. 131-141.
Байков У. М., Галиев М. А. Охрана природы на нефтепромыслах Башкирии. Уфа: Башкнигоиздат, 1987. 267 с. Мурзакаев Ф. Г., Максимов Г. Г. Химизация нефтегазодобывающей промышленности и охрана окружающей среды. Уфа: Башкнигоиздат, 1989. 176 с. Минигазимов Н. С. Нефть и тяжелые металлы (экологические аспекты) // Башкирский экологический вестник. 1990. №2(5). С. 24-30.
Поступила в редакцию 06.08.2014 г.
GROUNDWATER MONITORING OF ACTIVE WATER EXCHANGE ZONE IN THE OIL PRODUCING REGION OF BASHKORTOSTAN
© R. F. Abdrakhmanov1*, I. Y. Leshan2, R. M. Akhmetov1
institute of Geology, Ufa Scientific Center, Russian Academy of Sciences 16/2 Karl Marx St., 450077 Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia.
2Bashkir State University 32 ZakiValidi St., 450076 Ufa, Republic of Bashkortostan, Russia.
Phone: +7 (347) 272 82 56.
*Email: hydro@ufaras.ru
Modern hydrogeodynamic and hydrogeochemical structure of the sedimentary basin of the Southern Predurals were formed as a result of a long evolution (more than 1.5 billion years) under the influence of the complex nature of endogenous and exogenous factors. From the 40-50-ies of the 20th century, technological processes in oil and gas areas started to make great influence on the territory; technological impact is often superior to natural processes and are irreversible. Strong vulnerability of fresh groundwater to contamination of oil fields determines the importance of research in the region of underground hydrosphere. The aim of this study was to investigate hydrogeochemical features of oil and gas technogenesis and forecast of its development. The study used the hy-drogeochemical calculations of long-term field data monitoring, trend analysis of hydrogeochemical information. The result of man-made stratal brine infiltration into the upper aquifers is a loss of natural communication of ion-salt composition of groundwater with lithological and mineralogical characteristics of the water-bearing environment and new previously not peculiar sediments of geo-chemical types. The mineralization of water in many cases increased from 0.5 to 5-10 or even 40 g/dm3. In one-three orders increased microelements concentrations (mg/dm3) of: Br - 0.5-66.5, I - 0.7-2.2, B - 0.5-2.85, Sr - 1.0-8.5, Li - 0.03-0.75. The content of O2 reduced (from 8-10 to 0.1-0.5 g/dm3), in separate paragraphs appeared H2S (0.5-3.0 sometimes 112 mg/dm3). The presence of oil in groundwater is noted (from 0.1-3.7 to 0.25-4.5 mg/dm3, and sometimes more). The data of field observations and hy-drogeochemical calculations lead to conclusion that even after elimination of the source of pollutants, the process of self-cleaning will take tens and even hundreds of years.
Keywords: fresh water, chemical composition, pollution monitoring, oil, minerals, long-term observations.
Published in Russian. Do not hesitate to contact us at bulletin_bsu@mail.ru if you need translation of the article.
REFERENCES
1. Abdrakhmanov R. F. Gidrogeoekologiya Bashkortostana [Hydrogeoecology of Bashkortostan]. Ufa: Informreklama, 2005.
2. Alekin O. A. Osnovy gidrokhimii [Basics of Hydrochemistry]. Leningrad: Gidrometeoizdat, 1970.
3. Abdrakhmanov R. F., Popov V. G. Formirovanie podzemnykh vod Bashkirskogo Predural'ya v usloviyakh tekhnogennogo vliyaniya [The Formation of Groundwater of Bashkortostan Predurals in Conditions of Anthropogenic Impact]. Ufa: BNTs UrO AN SSSPp. 1990.
4. Abdrakhmanov R. F., Gabbasova I. M., Suleimanov R. R. i dr. Prudy-nakopiteli neftepromyslovykh stochnykh vod i ikh vozdeistvie na pochvogrunty Shkapovskogo mesto-rozhdeniya nefti. Problemy ekologii i melioratsii v Respublike Bashkortostan. Ufa: Informreklama, 2006. Pp. 131-141.
5. Baikov U. M., Galiev M. A. Okhrana prirody na nefte-promyslakh Bashkirii [Environmental Protection in the Oil Industry of Bashkortostan]. Ufa: Bashknigoizdat, 1987.
6. Murzakaev F. G., Maksimov G. G. Khimizatsiya neftegazo-dobyvayushchei promyshlennosti i okhrana okruzhayushchei sredy [Use of Chemicals in Oil and Gas Industry and the Environmental Protection]. Ufa: Bashknigoizdat, 1989.
7. Minigazimov N. S. Bashkirskii ekologicheskii vestnik. 1990. No. 2(5). Pp. 24-30.
Received 06.08.2014.
