CC BY
128
УДК 622.834
ТОПОГРАФИЧЕСКИЙ МОНИТОРИНГ ТЕРРИТОРИИ НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Алексей Викторович Дубровский
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, кандидат технических наук, заведующий научно-производственным центром «Дигитайзер», тел. (383)361-01-09, e-mail: avd5@ssga.ru
Олеся Игоревна Малыгина
Сибирский государственный университет геосистем и технологий, 630108, Россия, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры кадастра и территориального планирования, тел. (383)361-01-09, e-mail: 131379@mail.ru
Топографический мониторинг представляет собой систему непрерывного фиксирования изменений происходящих с пространственными объектами на поверхности Земли с последующим обновлением цифровой модели этих объектов. Анализ структуры техногенной нагрузки на территории месторождений нефти показывает преобладающее количество инженерных коммуникаций (84% от общего количества объектов). Это свидетельствует о преимущественно линейном характере нарушенности земель.
Ключевые слова: топографический мониторинг, техногенные геодинамические процессы, геодезический контроль, техногенные природно-территориальные комплексы.
TOPOGRAPHIC MONITORING ON OIL-AND-GAS FIELDS
Alexey V. Dubrovsky
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., Ph. D., head of research and production center «Digitizer», tel. (383)361-01-09, e-mail: avd5@ssga.ru
Olesya I. Malygina
Siberian State University of Geosystems and Technologies, 630108, Russia, Novosibirsk, 10 Plakhotnogo St., Ph. D., Senior Lecturer Dept. inventory, tel. (383)361-01-09, e-mail: 131379@mail.ru
Topographic monitoring is a system of continuous detecting of changes in spatial objects on the Earth surface and subsequent updating of their digital models. The system of oil-and-gas field monitoring is a complex multi-level process. Analysis of anthropogenic load structure on the oilfield territory reveals prevailing number of infrastructure objects (84 % of the total number of objects), this testifying to the mostly linear character of lands disturbance.
Key words: Topographic monitoring, technogenic geodynamic events, geodetic control, anthropogenic natural territorial complexes.
В соответствии со статьей 3 Федерального закона от 26 декабря 1995 года № 209-ФЗ «О геодезии и картографии» топографический мониторинг относится к геодезическим и картографическим работам федерального назначения.
226
Топографический мониторинг представляет собой систему непрерывного фиксирования изменений происходящих с пространственными объектами на поверхности Земли с последующим обновлением цифровой модели этих объектов.
Организация системы мониторинга территории нефтегазового месторождения является сложным многоуровневым процессом, включающим следующие этапы работ:
- разработка нормативно-правовой базы проведения топографического мониторинга, требований к точности, результатам представления и хранения информации;
- подготовка аппоратно-технической базы для выполнения работ;
- создание постоянно-действующих систем наблюдения за состоянием территории;
- автоматизация процессов подготовки и обновления цифровых картографических материалов на территорию нефтегазового месторождения;
- организация постоянного контроля за работой системы топографического мониторинга.
Для территории нефтегазового комплекса, на примере Сибирского региона, характерно [1]:
- удаленность и труднодоступность большей части нефтегазовых месторождений от крупных населенных пунктов;
- отсутствие плотной геодезической основы на территорию нефтепромыслов;
- преобладание линейного типа нарушенности земель;
- насыщенность территории инженерными коммуникациями, которые определяют характер техногенной нагрузки;
- возникновение экологического и технологического рисков при эксплуатации трубопроводов;
- холодный климат и наличие многолетней мерзлоты;
- техногенно-индуцированные геодинамические события, связанные с откачкой нефти;
- загрязнение окружающей природной среды продуктами нефтедобычи;
- длительный этап почвовостановительного процесса;
- большая заболоченность и сильная обводненность.
Ввиду своих размеров, объема нефтедобычи, срока эксплуатации, особенностей географического положения территория месторождений представляет собой наиболее измененный ландшафт во всем регионе. Только площадь полностью нарушенных земель составляет более 20 %.
В целом, неизменённых природно-территориальных комплексов (ПТК) практически не осталось, и мы можем говорить лишь о техногенных природно -территориальных комплексах (ТПТК). Следует отметить, что наряду с техногенными факторами в формировании ТПТК, важнейшую, а порой и
определяющую роль, играет структура первичных, ненарушенных ПТК, а также их естественная динамика.
Среди компонентов ПТК наибольшее влияние на формирование ТПТК оказывают:
- механический состав почв и грунтов, слагающих поверхность, это преимущественно тундро-глеевые и глеевые почвы;
- состав и качественные показатели древесной растительности, преимущественно низкорослая растительность;
- степень заболоченности - более 60% территории заболочено и покрыто сетью мелких озер;
- тип добычи песка (карьерный или гидронамывной), определяющий способ отсыпки полотна внутрипромысловых автодорог. Это является решающим фактором в абсолютной величине нарушенности территории, ее типе (линейная или линейно-площадная);
- вторичные, современные экзогенные процессы, такие как подтопление и термокарст.
Экологическая обстановка на территории нефтегазовых месторождений ухудшается, как в отношении нарушенности земель, так и в отношении их загрязнения. Что касается нарушенности, то площадь возросла незначительно. На месторождениях появилось не более чем по 5-7% новых объектов (как правило, кустовые отсыпки скважин). Увеличилась площадь ряда кустов за счет увеличения площади обваловок при рекультивации разливов нефти. Возросла площадь карьеров общераспространенных полезных ископаемых [3, 4].
Степень нарушенности территории месторождения может быть обусловлена техногенными и природными факторами.
К техногенным факторам относятся:
- размеры месторождения;
- объем нефтедобычи;
- применение ряда особых технологий, в частности - создание «суперкустов»;
- наличие на территории месторождения городов, поселков и т.д. с развитой инфраструктурой;
- наличие магистральных коммуникаций;
- техногенно-индуцированные геодинамические события (сейсмические события, просадки, провалы, разломы земной поверхности), связанные с разработкой месторождений углеводородов.
К природным факторам относятся:
- почвенный покров;
- глубина залегания угле-газоводородов;
- эрозионные процессы (как водные, так и ветровые);
- ледово-морские отложения;
- наличие на территории болот и озер ледникового происхождения.
Анализ структуры техногенной нагрузки на территории месторождений нефти показывает преобладающее количество инженерных коммуникаций (84% от общего количества объектов). Это свидетельствует о преимущественно линейном характере нарушенности земель.
В отношении загрязнения территории месторождения можно отметить:
- произошли новые разливы нефти и пластовых вод;
-увеличилась площадь некоторых старых разливов нефти за счет миграции загрязнителей;
- на некоторых озерах, где была отмечена пленка нефти, отмечены вторичные изменения экологического состояния.
Особо следует отметить динамику развития степени загрязнения озер. На многих озерах, на которых при наблюдении отмечалась пленка нефти, сейчас выявлено отложение тяжелых фракций нефти на берегах и на дне при явной деградации водной растительности, отмечается интенсивное «цветение» воды.
Величина площади нарушенных и загрязненных земель зависит от ряда факторов: интенсивности нефтедобычи, времени эксплуатации месторождения, его размеров, уровня технологии нефтедобычи и транспортировки нефтепродуктов, наличия и способа добычи отсыпочных грунтов, состояния коммуникаций, а также от ландшафтных условий территории. Причем последние влияют на формирование ТПТК двояко: с одной стороны разные ПТК имеют совершенно разную устойчивость к техногенному воздействию, а с другой - сама структура ПТК во многом определяет виды и масштабы этих воздействий.
На рис. 1 представлена диаграмма распределения объектов нефтедобычи по фактически занимаемой ими площади [4]:
ЛЭП (9%) Нефтепроводы (9%)
Карьеры (8%)
Водопроводы (8%)
Площадные технологические объекты (11%)
Автодороги (15%) Газопровод (4%)
Кустовые площадки нефтедобычи (36%)
Рис. 1. Диаграмма распределения объектов нефтедобычи по фактически
занимаемой ими площади
Из анализа данной диаграммы следует, что больше всего площади земель -55% занимают кустовые площадки нефтедобычи, разведочные скважины, карьеры и площадные технологические объекты. Далее по занимаемой площади следуют автодороги, нефтепроводы, водопроводы, газопроводы, линии электропередач. Такое распределение площадей связано со структурой месторождения и в первую очередь с перенасыщением территории добывающими скважинами. При этом плотность удельной техногенной нагрузки составляет более 15%.
Общая схема организации системы топографического мониторинга территории нефтегазового месторождения показана на рис. 2.
Рис. 2. Схема организации системы топографического мониторинга территории
нефтегазового месторождения
Проблемы повышения надежности и долговечности инженерных объектов, предотвращения аварий и катастроф всегда актуальны. Решение их требует высококачественного топографо-геодезического обеспечения, осуществляемого преимущественно автоматизированными бесконтактными методами с использованием оптимальной фильтрации, моделирования, анализа, интерпретации и прогнозирования. Инструментарием для эффективного использования результатов комплексных натурных наблюдений за изучаемыми объектами и процессами служат геоинформационные системы (ГИС) и создаваемая на их основе единая геоинформационная основа территории нефтегазового месторождения.
В отечественной и зарубежной практике нет достаточного опыта создания крупномасштабных ГИС, имеющих базы данных результатов наблюдений за сложным пространственно-временным взаимодействием инженерных объектов с геологической и внешней средой, а также соответствующих подсистем управления, математической обработки и моделирования. Создание таких ГИС обусловлено необходимостью своевременного предупреждения возможных аварий и катастроф, оптимизации сроков выполнения регламентных и ремонтных работ, в том числе, программ комплексных натурных наблюдений. При этом эффективность ГИС повысится, если подсистемы математического моделирования будут дополнены программными средствами для прочностных расчетов несущих конструкций инженерных объектов по прогнозным оценкам ожидаемых деформаций. Математическое моделирование дает возможность определять количественные закономерности развития деформаций однотипных инженерных объектов, возводимых и эксплуатируемых в одинаковых геологических и внешних условиях. Знание общих закономерностей значительно повысит эффективность проектирования, строительства и эксплуатации инженерных объектов. Таким образом, предлагая исследовать в единой системе воздействующие факторы, геологическую среду и инженерные объекты, выдвигается идея комплексного топографического мониторинга, рассматривающего не только создание новых объектов, но и деформационные процессы в экологическом аспекте. С учетом требований к точности инженерных решений возникает необходимость создания крупномасштабных ГИС экологического кадастра и мониторинга природной среды, включающих и инженерные объекты [5-7].
В соответствии с инструкцией «По производству маркшейдерских работ» [8], все текущие изменения, происшедшие на месторождениях, вносят на маркшейдерско-геодезические планы ежеквартально. Если топографическая ситуация на местности изменилась по сравнению с ее изображением на имеющемся плане более чем на 35 %, то производят новую маркшейдерско-геодезическую съемку.
Следующий этап создания ГИС на территорию нефтегазового месторождения заключается в разработке методов и программных средств для совместного межциклового уравнивания мобильных плановых и высотных геодезических сетей и идентификации математических моделей. При этом необходимо использовать аппарат оптимальной фильтрации для повышения точности определения деформаций, оценки адекватности и точности моделей. В ходе построения динамических моделей изучаемых процессов и явлений, по возможности, должна быть проведена аналогичная математическая обработка других видов комплексных натурных наблюдений. Завершающая часть данного этапа - переход к кинематическим и динамическим моделям прогноза каждой наблюдаемой реализации изучаемого деформационного процесса и оценка их точности.
На завершающем этапе решения научно-методических задач необходимо разработать конфигурацию технических средств и структуру взаимодействия
подсистем программно-технического комплекса ГИС. Очевидно, что разработка должна выполняться исходя из имеющихся технико-экономических возможностей, но с обязательным учетом результатов решения предыдущих задач. Создание ГИС геоэкологического и деформационного мониторинга представляет собой проблему, решить которую можно только с участием специалистов разного профиля. Однако, при этом будут преобладать геодезические методы математической обработки и моделирования. Следовательно, научно-техническая роль специалистов топографо-геодезического профиля в создании ГИС будет ведущей.
Важно отметить, что в зарубежной и отечественной практике нефтедобычи большое внимание уделяется техногенно-индуцированным геодинамическим событиям: просадкам, разломам земной коры, а также аномальным землетрясениям на территориях нефтепромыслов. В связи с этим актуальной задачей является построение экспертно-моделирующих геоинформационных систем, представляющих собой объединение общим пользовательским интерфейсом обычной геоинформационной системы с оболочкой экспертной системы и блоком математического моделирования. При этом речь идет не только о создании единой универсальной системы, а о возможности использования комплекса существующих программных продуктов, реализующих ряд алгоритмов по организации топографического и геоэкологического мониторинга территории. При этом, геоинформационной основой подобных исследований могут служить материалы инвентаризации земель нефтекомплекса, в первую очередь крупномасштабные цифровые топографические планы и карты, комбинированные растрово-вектороные модели территории, проекты территориального землеустройства, кадастровые планы территории, реестры недвижимого и движимого имущества нефтегазодобывающих предприятий, а также созданные на их основе цифровые карты техногенной нагрузки на территорию [9, 10].
Наряду с традиционными геодезическими методами необходимо особо отметить возрастающие возможности использования высокоточной гравиметрии. В комплексе с другими методами исследований гравиметрия дает возможность решать задачи геодинамического мониторинга. Это - выявление разломов, карстовых пустот, оползней, трещин отрыва, регистрация изменений режимов фильтрации подземных вод, классификация геологических структур. На основе результатов высокоточных гравиметрических измерений можно выделять малоамплитудные локальные аномалии силы тяжести и определять динамику их изменений, что позволяет получать детальные геолого-плотностные характеристики оснований инженерных объектов и оценивать последствия техногенных воздействий на них [11].
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Федерального закона от 26 декабря 1995 года № 209-ФЗ «О геодезии и картографии» [Текст] - «Российская газета», № 7, 13.01.1996.
2. Дубровский А. В. Формирование техногенных природно-территориальных комплексов нефтегазовых месторождений севера Сибири // Сборник научных трудов аспирантов и молодых ученых Сибирской государственной геодезической академии / под общ. ред. Т. А. Широковой. - Новосибирск, 2004. - С. 19-24.
3. Математическое моделирование и идентификация сложных самоорганизующихся геодинамических систем. Отчет о НИР (промежуточный) / СГГА; Рук. В. А. Середович. -№ ГР 012001.15981. - Новосибирск: СГГА, 2003. - 180 с.
4. Дубровский А. В. Картирование техногенной нагрузки территории нефтекомплекса. - Материалы конф. Иркутск, 12-13 марта 2004 г. - Иркутск: ИрГТУ, 2004. - в печати.
5. Дубровский А. В. Разработка и внедрение новых методов геоинформационных технологий для автоматизации процесса инвентаризации земель нефтегазовых комплексов и организации информационной основы ведения геомониторинга территории // Тезисы докладов 9-й Всероссийской учебно-практической конференции «Организация, технология и опыт ведения кадастровых работ», 2-4 ноября 2004 г., Москва. - М.: ГИС-Ассоциация, 2004. - С. 16-18.
6. Дубровский А. В. Картирование техногенной нагрузки территории нефтекомплекса // Материалы конф. «Геодезия, картография, кадастр земель Прибайкалья», Иркутск, 15 февраля 2004 г. - Иркутск: ИрГТУ, 2004. - С. 30-35.
7. Середович В. А., Калюжин В. А., Дубровский А. В. Разработка технологии инвентаризации земель нефтегазодобывающих предприятий на основе комплексной обработки данных // Тезисы Междунар. пром. форума Geоform+, Москва, 14-17 марта 2005 г. - М.: Проспект, 2005. - С. 28-29.
8. РД 07-603-03 Инструкция по производству маркшейдерских работ (утв. постановлением Госгортехнадзора РФ от 6 июня 2003 г. N 73) Срок введения в действие с 29 июня 2003 г. [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.iscgroup.ru/index.php?go=Files&in=view&id=346.
9. Хоружая Т. А. Оценка экологической опасности. - М.: «Книга сервис», 2002. - 200 с.
10. Середович В. А., Калюжин В. А., Дубровский А. В. Разработка геоинформационной системы на территорию техногенных природно-территориальных комплексов нефтегазовых месторождений // Материалы междунар. науч.-техн. конф. посвящ. 225-летию МИИГАиК, Москва, 24-27 мая, 2004 г. - М.: МИГАИК, 2004. - С. 133-138.
11. Бударова В. А., Дубровский А. В., Каленицкий А. И. Технология обработки результатов геодезического обеспечения 3D сейсморазведки на территории месторождений нефти и газа // Вестник СГГА. - 2010. - Вып. 1 (12). - С. 21-27.
© А. В. Дубровский, О. И. Малыгина, 2015
