CC BY
25
органического вещества современных и ископаемых осадков. М.: Наука, 1990. С.59-75.
4. Оборин A.A., Каданникова И.Г., Масливец Т.А. и др. Самоочищение и рекультивация нефтезагрязненных почв Предуралья и Западной Сибири /7 Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. М.: Наука, 1988. С Л 40-159.
5: Оборин A.A., Калачникова И .Г., Масливец Т.А., Пиковский Ю.И. Биогеохимическая деградация нефтяных углеводородов в йочвах, загрязненных нефтью /7 Аспекты генетических связей нефтей и органического вещества пород. М: Наука, 1986. С. 123-125.
6. Одинцова Т:А. Методические особенности контроля за органическим загрязнением природных вод // Комплексное освоение недр Западного Урала: Материалы научи, сессии Горного ин-та УрО РАН. Пермь , 1998. С. 130-133.
7. Одинцова Т.А. Применение хромато-масс-спектрометрии при идентификации нефтяных загрязнений торфяников // Проблемы горного недрове-дения " и cHCfeMoJionm: Материалы научн. сессии Горного ин-та УрО РАН. Пермь, 1999. С:57-60.
8. Суздорф А.Р., Морозов C.B., Кузубова ЛИ.'и др. Полициклические ароматические углеводороды в окружающей среде - источники, профили и маршруты превращений /У Химия в интересах устойчивого развития. 1994. Т.2, №2-3. С. 511-540.
Получено 10.01.2000
УДК 624.131:550.4
И. Л. Долгих, Б. А. Бачурин
Горный институт УрО РАН
О ХАРАКТЕРЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ПРИРОДНЫХ ГЕОСИСТЕМ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ СКВАЖИН НА НЕФТЬ И ГАЗ
Рассмотрены некоторые аспекты органического загрязнения природных геосистем при строительстве скважин на нефть и газ. Приведены данные по количественному и качест-р^ОМУ .СССТ'ку .органических поллютантов в буровых отходах, результаты эколого-геохимического обследования районов бурения.
Строительство скважин на нефть и газ неизбежно связано с техногенным воздействием на объекты окружающей среды. Одним из видов такого воздействия является загрязнение природных геосистем органическими поллютанта-ми, многие из которых относятся к категории экотоксикантов. Как показывает опыт эколого-геохимического обследования, основным источником поступления данных соединений в окружающую среду являются буровые отходы, содержащие в своем составе широкий спектр органических соединений, суммарное количество которых достигает в отдельных случаях до 30-40 т [1],
С целью оценки масштабов поступления органических поллютантов с отходами бурения проведено изучение динамики их состава, выполненное на примере скважины № 154 Талой площади. В процессе данных исследований осуществлялся отбор проб всех видов буровых отходов (промывочная жидкость, буровые сточные воды - БСВ, шламы) по мере углубления скважины. В качестве основных показателей, характеризующих уровень- их. органического загрязнения, исследовалось содержание "свободных" битумоидов ХБА (сумма органических веществ, извлекаемых хлороформом) и нефтепродуктов (НИ). Определение последних в пробах жидких отходов бурения и природных водах проводилось методом колоночной хроматографии с гравиметрическим окончанием, в твердых фазах (шламы, грунты, донные отложения) - методом колоночной хроматографии с ИКС-окончанием.
Содержание органических поллютантов в отходах бурения (в скобках -- среднее значение)
Показатель Промывочная Буровые Водная вьггяжка Буровые
жидкость (мг/л) сточные воды шламов (мг/л) шламы
(мг/л) (г/кг)
Битумоиды ХБА 2.67-6,33 2,71-62.28 1,57-5.54 0,02-0,43
(4,45 ) (17,29) (2,73 ) (0.10)
Нефтепродукты 0,93-3,67 1,23-19,86 0.12-0,72 0,01-0,11
(1.761 (5.49) (0,42 ) ■ (0,04)
Пределы колебаний содержания данных показателей в различных видах отходов приведены в таблице, а их распределение по разрезу исследованной скважины - на рис. 1.
Как видно из приведенных данных, наиболее высокий уровень органического загрязнения характерен для буровых сточных вод - содержание в них нефтепродуктов значительно превышает нормативные показатели для вод хозяйственно-питьевого назначения (ПДК - 0,3 мг/л). В то же время шламы по содержанию в них НП могут быть отнесены к категории незагрязненных.
Для определения качественного состава органических поллютантов, содержащихся в отходах бурения, использован метод ИК-спектроскопии (рис.2). .
В составе битумоида, выделенного из БСВ, отмечается преобладание углеводородных соединений (ярко выраженные полосы поглощения 1462, 1378, 726 см"1) при подчиненном значении кислородсодержащих структур (1718 см"1). В спектре битумоида, извлеченного из шлама, отмечается более высокое содержание ароматических структур (1610, 746, 810, 858 см"1) и снижение интенсивности полос поглощения кислородных соединений и парафиновых углеводородов.
Рассмотренные выше твердые и жидкие отходы, образующиеся при строительстве скважин, обычно складируются и хранятся в шламовых амбарах. Несмотря на принимаемые меры по гидроизоляции данных объектов, именно они являются основными источниками поступления поллютантов в окружающую среду, причем основной механизм их распространения связан с филыра-
цией и утечками жидкой фазы. 'Гак, химический анализ пробы стоков из шламового амбара скважины № 154 Талой площади, отобранной по окончании строительства, показал, что она характеризуется аномально высоким содержанием ХБА (12,21 мг/л) и НП (3,02 мг/л). Опробование наблюдательной скважины, пробуренной в районе шламового амбара, показало, что за счет фильтрации стоков в районе данного объекта сормировался очаг органического зафязнения приповерхностной гидросферы. Характеристика динамики углеводородного загрязнения вод приповерхностной гидросферы в районе скважины № 15*4:
дата отбора проб 28.09.99 3.0.09.99 16.10.99
содержание НП, мг/л 0,36 0,49 0,63
Рис.1. Характер изменения содержания органических поллютантов в буровых отходах скважины № 154 Талой площади
I
—;--------------
650 1010 1370 1730
Рис-2. ИК-спектры хлороформенных битумоидов БСВ и шлама
В ходе обследования площадки данной скважины были отмечены также поверхностные утечки стоков из шламового амбара в протекающий поблизости от площадки скважины ручей Москва. Вода в ручье была темно-серого цвета и, как показал анализ, сильно загрязненной органическими поллютантами (ХБА= 11,83 мг/л, НП=2,5 мг/'л). С помощью ИК-спектроскопии выявлено, что состав данных битумоидов близок к составу органических лоллютантов, содержащихся в отходах бурения (рис.3).
Следует отметить, что формирующиеся на стадии строительства скважин очаги загрязнения носят долговременный характер. Так, обследование территории законсервированных скважин Шатовской. площади показало, что даже спустя 3-4 года после окончания строительства отмечается наличие очагов загрязнения приповерхностной гидросферы как хлоридами (до 120-1040 мг/л), так и органическими поллютантами (ХБА - 2,4-7,1 мг/л, НП - 0,42-1,56 мг/л). Остатки старых шламовых амбаров, сохранившиеся на площадках скважин, по-прежнему могут рассматриваться как источники поступления поллтотаитов в окружающую среду - содержащиеся в них воды и грунты (донные отложения), характеризуются повышенным содержанием хлоридов и органических соеди-
нений. В составе последних отмечается возрастание доли кислородсодержащих и гетероорганических структур, что связано, по всей вероятности, с процессами биодеградации углеводородных соединений.
Рис.3. ИК-спектры аквабитумоидов воды из ручья Москва, шламового амбара и отработанного бурового раствора
Дополнительным источником загрязнения приповерхностной гидросферы являются грунты зоны аэрации - инфильтрация атмосферных осадков через сформировавшиеся здесь за счет поступления буровых стоков зоны загрязнения приводит к вымыванию из них поллютантов и поступлению их в подземные воды (вторичные очаги загрязнения).
Таким образом, результаты проведенного эколого-геохимического обследования районов буровых показывают, что еще до начала эксплуатации нефтегазовых месторождений их территория подвергается существенному загрязне-щш широким сдекхром шшшггантов, обусловленному поступлением в природные геосистемы буровых стоков.
Список литературы
1. Детков С.П. и др. Охрана природы нефтегазовых районов. М: Недра, 1994.
2. Предупреждение загрязнения окружающей среды при строительстве скважин: Экспресс-информ./ВНИИОЭНГ. Сер. "Защита от коррозии и охрана окружающей среды". 1994. Вып. 4.С. 24-28.
3. Солнцева Н.П. Добыча нефти и геохимия природных ландшафтов М -Изд-во МГУ, 1998.
Получено 11.01.2000
УДК 622.241:622.276
В.А. Мордвинов, H.A. Шевко. ....
ПерМский государственный технический университет
ОЦЕНКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТ ПРИ ВОЗДЕЙСТВИИ НА ПЛАСТ
Рассмотрены вопросы определения показателей технологической эффективности проводимых на скважинах технико-технологических мероприятий, направленных на увеличение отборов нефти и нефтеотдачи пластов.
На прискважинные или более удаленные зоны продуктивных пластов воздействуют с целью увеличения текущих отборов нефти, коэффициентов нефтеизвлечения, снижения отборов попутно добываемой с нефтью воды. Любые действия, направленные на решение указанных задач, можно рассматривать как технико-технологические мероприятия (ТТМ), проводимые через добывающие и нагнетательные скважины. Сущность ТТМ - воздействие на пласт в той или иной его части, основанное на использовании физико-химических и химических реагентов, повышенных или высоких давлений и температур, волновых и колебательных процессов и др.
Технологическая эффективность ТТМ в случае поддержания пластового давления определяется для отдельных скважин или участков (элементов) залежи, включающих добывающие и нагнетательные скважины, в которых проведены работы по воздействию на пласт.
В качестве показателей технологической эффективности для добывающих скважин целесообразно рассматривать: успешность проведения работ; продолжительность рабочего и календарного времени, в течение которого сохраняется технологический эффект; увеличение коэффициента эксплуатации скважины в период действия эффекта (ПДЭ); прирост добычи нефти из скважины за ПДЭ; среднесуточный прирост добычи нефти за этот период; уменьшение отбора воды из скважины за ПДЭ в целом и в среднем за одни сутки; увеличение коэффициента охвата пласта дренированием после ТТМ.
Для нагнетательных скважин рассматриваются первые три из перечисленных выше показателей, а также: увеличение (уменьшение) объемов закачки воды за ПДЭ; среднесуточный прирост (уменьшение) закачки воды (приемистости скважины) за ПДЭ; увеличение коэффициента охвата пласта при заводнении (расширение профиля приемистости скважины) после ТТМ.
