Содержание к диссертации
Введение
Анализ факторов воздействия на геологическую среду при освоении нефтяных месторождений севера тимано-печорской провинции
Основные сведения о геологическом строении территории
1.1.1 Краткое описание глубинного геологического строения региона
1.1.2 Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование
1.1.3 Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны
Анализ факторов воздействия на геологическую среду
1.2.1 Природные факторы, определяющие устойчивость геологической среды
1.2.2 Факторы техногенного воздействия
Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти
Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря
Геолого-физическая характеристика нефтяных месторождений прибрежной зоны
Варандейское нефтяное месторождение
2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения
2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти
Торавейское нефтяное месторождение
2.2.1 Исходные данные о месторождении
2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти
Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным пластам Тобойского месторождения.
Характеристики нефти как индикатор степени возможного загрязнения геологической среды при аварийных разливах и методы их оценки
Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты
3.1.1 Легкие фракции
3.1.2 Плотность нефти
3.1.3 Вязкость
3.1.4 Парафины
3.1.5 Сера и ее соединения
3.1.6 Смолы и асфальтены
3.1.7 Ванадий и никель
Характеристика метрических методов анализа состояния природной среды
3.2.1 Классификация объектов
3.2.2 Принятие управленческих решений
Экспертные методы оценки
3.3.1 Организация опросов экспертов
3.3.2 Оценка качества работы экспертов
Разработка методики оценки воздействия нефти на геологическую среду
Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее компонентного состава
4.1.1 Предпосылки разработки методики
4.1.2 Влияющие факторы
4.1.3 Основа и структура методики
4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок
Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря
Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида
Заключение
Библиографический список
- Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование
- Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти
- Парафины
- Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря
Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование
Север ТПП занимает центральную и восточную части НАО, входящего в состав Архангельской области, и юго-восток Баренцева моря. Территория к западу от р. Печоры до Белого моря называется Малоземельской тундрой, пространства к востоку от нее до Уральских гор – Большеземельской тундрой. Границы юго-востока Баренцева моря проходят по меридиану мыса Канин Нос на западе, по параллели 72 – на севере, по береговой черте островов и материка на востоке и юге. В данном регионе развиты отложения позднепротерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста (Юдахин, Губайдуллин, 2002).
В целом север Тимано-Печорской провинции характеризуется весьма сложным геологическим строением. Выделяющиеся в ее пределах крупные тектонические элементы первого и второго порядков (впадины, мегавалы, прогибы и др.) резко отличаются друг от друга стратиграфической полнотой, мощностью и литолого-фациальными особенностями даже одновозрастных осадочных комплексов, что весьма затрудняет их изучение (Вассерман, 2001).
Тектоническое строение севера ТПП описывается по итогам многолетнего и последовательного изучения результатов геологоразведочных работ различных производственных и научных организаций. В современном структурном плане платформенного чехла севера провинции выделяются три надпорядковые структуры – Тиманская гряда, Печорская синеклиза и Предуральский краевой прогиб.
Печорская синеклиза, к которой приурочена северная часть ТПП, в тектоническом отношении представляет собой обширную структуру, наложенную на Тимано-Печорскую эпибайкальскую плиту и занимающая северо-восточную внешнюю часть Восточно-Европейской платформы (Геология нефти..., 1990). В разрезе осадочного чехла континентальной части исследуемой территории с запада на восток выделяются (Геология, 1983; 1990; и др.) следующие тектонические элементы, принадлежащие Печорской синеклизе: 1) Нерицкая моноклиналь, 2) Ижемская впадина, 3) Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, 4) Печоро-Кожвинский мегавал, 5) Денисовский прогиб, 6) Колвинскиймегавал, 7) Вангурейская седловина, 8) Хорейверская впадина, 9) Варандей-Адзъвинская структурная зона (рис.1.2).
Варандей-Адзъвинская структурная зона, занимает крайнюю северо-восточную часть Печорской синеклизы. Это сложнопостроенная область северо-западного простирания размером 190x80 км, сужающаяся к северу до 40 км и погружающаяся под воды Печорского моря. В позднепалеозойское время эта краевая зона была вовлечена общими восходящими движениями Урала, что еще больше усложнило ее структурно-тектоническое строение. На востоке и юге зона ограничена грядами Чернова и Чернышова, на западе переходит в Хорейверскую впадину. Зона характеризуется чередованием валов и депрессий, выраженных по всему осадочному чехлу палеозоя. Почти все структуры осадочного чехла напрямую унаследованы от фундамента. Нижняя часть осадочного чехла отличается резко контрастным рельефом в соответствии с морфологией фундамента. Абсолютные отметки поверхности фундамента колеблются от 4 до 8,8 км в пределах этой территории (Юдахин, Губайдуллин, 2002). Здесь характерно чередование валов и депрессий, выраженных по всему разрезу палеозоя. Основные положительные структуры: вал Сорокина, вал Гамбурцева, Медынско-Сарембойская антиклинальная зона и Талотинский вал (рис. 1.3).
В геологическом отношении рассматриваемая территория занимает северную часть Тимано-Печорской (Печорской) плиты Восточно-Европейской древней платформы. Байкальский складчатый фундамент верхнепротерозойского возраста перекрыт чехлом, сформировавшимся в течение палеозоя и мезозоя. На поверхности залегают четвертичные и современные осадочные отложения. В разрезе осадочного чехла ей соответствует Печорская наложенная синеклиза. Здесь развиты позднепротерозойские, палеозойские, мезозойские и кайнозойские отложения, которые наиболее полно изучены в континентальной части территории. В пределах акватории располагается самая северная структура плиты – Печороморская впадина.
Верхнепротерозойские породы слагают цоколь плиты, и представлены слабометаморфизованными сланцеватыми образованиями, местами прорванными интрузиями разнообразного состава. Верхнепротерозойские породы в пределах плиты вскрыты отдельными скважинами на глубине более 3000–4000м, а на Северном Тимане выходят на дневную поверхность (Губайдуллин, 2008).
В основании осадочного чехла залегает толща кембрий-ордовикских нерасчлененных отложений, представленных песчаниками, алевролитами, аргиллитами, известняками и доломитами. Мощность толщи варьируется в диапазоне от 200 до 1000 м и более.
Отложения силура залегают в основном на глубине 3000–3500 м под осадками девона. Силурийские отложения преимущественно терригенно-карбонатного состава и представлены известняками, доломитизированными известняками и доломитами. Мощность отложений достигает 800–1200 м.
Отложения девона представлены тремя отделами и распространены на площади повсеместно. Обнажаются в пределах гряды Чернышева и на Северном Тимане, на остальной площади залегают на глубине от сотен до 4500 м и глубже. Отложения представлены глинами, песчаниками, алевритами и карбонатными породами.
Каменноугольные отложения на севере Печорской синеклизы развиты повсеместно и согласно залегают на девонских. Представлены карбонатными породами с прослоями алевролитов, аргиллитов и редкими сульфатами. В основном отложения залегают на глубине от 250 до 2900 м.
Отложения пермской системы в рассматриваемом регионе имеют широкое распространение. Они представлены двумя отделами и сложены преимущественно карбонатными породами в нижней части и терригенными в верхней части разреза. Суммарные мощности пермских отложений составляют 500–1000 м.
Отложения триасовой системы на описываемой территории имеют повсеместное распространение и представлены глинами, алевролитами, аргиллитами, а также песчаниками с прослоями песков и конгломератов. Верхняя часть разреза образований более песчанистая. Мощность триасовых отложений изменяется от нескольких десятков до 1700 м.
Юрские отложения представлены тремя отделами и развиты на большей части Печорской синеклизы, где со стратиграфическим несогласием залегают на образованиях триаса. Литологически юрские отложения сложены глинами, алевролитами, песками. Суммарная мощность отложений системы 200–400 м. Меловая система на рассматриваемой территории представлена только нижним отделом. Его образования залегают почти горизонтально со стратиграфическим несогласием на юрских отложениях и перекрываются кайнозойскими осадками. Суммарная мощность отложений достигает 250 м.
Отложения кайнозойской группы в Печорской синеклизе развиты практически повсеместно и залегают почти горизонтально на денудированной поверхности нижнего мела или более древних пород. Литологически отложения представлены глинами, суглинками, песками, наблюдаются гравийно-галечные горизонты и мощные линзы галечников. Образования четвертичного возраста развиты повсеместно и залегают почти сплошным покровом мощностью 50–100 м реже 200–250 м. В южном направлении его мощность уменьшается. Четвертичные отложения представлены двумя отделами – плейстоценом и голоценом. В составе плейстоцена выделены образования эоплейстоцена и неоплейстоцена (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). Такая сложная тектоническая и геологическая история региона внесли свой вклад в формирование богатого углеводородного потенциала провинции.
Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти
Триасовые отложения характеризуются резкой вертикальной и латеральной неоднородностью строения продуктивных пластов. Прослои коллекторов характеризуются прерывистой иногда линзовидной формой залегания. Нефтегазоносность отложений установлена по данным опробования и промыслово-геофизических исследований скважин.
Залежь пласта Т1I пластово-сводового типа залегает в подошве нижнетриасовых отложений (глубина 1380 м) и представлена плотными песчаниками, неравномерно чередующимися по разрезу с непроницаемыми глинисто-алевролитовыми породами. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 6,8 м. Пласт Т1I опробован в трех скважинах. Дебиты нефти составили от 0,45 м3/сут до 12,3 м3/сут.
Залежь пласта Т1II пластово-сводового типа, представлена чередованием песчаников, алевролитов, глин. Скопления нефти приурочены к двум локальным куполам, осложняющим антиклинальную складку и соединены между собой узкой нефтеносной перемычкой.
Продуктивность пласта Т1II доказана опробованием одной скважины, получен приток безводной нефти дебитом 20,3 м3/сут.
Залежь пласта Т1III пластово-сводового типа, сложена переслаиванием проницаемых и непроницаемых пород, в песчаных фациях прослеживается практически по всей площади. На большей части площади преобладают эффективные толщины в диапазоне 8 –16 м, среднее значение 9,3 м. Залежь пласта Т1IV также пластово-сводового типа. Наиболее мощный по общей толщине пласт чаркабожской свиты (более 40 м). Пласт представлен чередованием не выдержанных по площади и по разрезу прослоев песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Эффективная нефтенасыщенная толщина – 12,4 м.
Опробован пласт Т1IV в двух скважинах самостоятельно, а также совместно с пластом Т1III в одной скважине. Залежь пласта Т1+2I. В песчаных фациях пласт развит повсеместно. Границы приуроченной к данному пласту залежи выходят за пределы Торавейского лицензионного участка. В едином контуре нефтеносности находятся Варандейская, Торавейская, Южно-Торавейская и другие площади вала Сорокина. На Торавейской площади пласт характеризуется наиболее однородным строением из всех продуктивных пластов триасового возраста. Пласт опробован в трех скважинах. Залежь пласта Т1+2II пластово-сводовая, литологически экранированная. Пласт самостоятельно опробован в одной скважине, в которой получен приток безводной нефти дебитом 11,2 м3/сут. Залежь пласта Т2I пластово-сводовая. Пласт представляет собой чередование плохо выдержанных по простиранию прослоев слабосцементированных песчаников, алевролитов, глин различной толщины. Пласт опробован в пяти скважинах.
Залежь пласта Т2II. В пределах месторождения пласт развит повсеместно. По внутреннему строению аналогичен пласту Т21. Опробован в тех же скважинах, что и пласт Т21, дебиты безводной нефти изменяются от 2,9 до 36,0 м3/сут.
Нижнепермская залежь (пласт Р1). Нижнепермские отложения Торавейского месторождения содержат одну залежь. Залежь приурочена к карбонатным коллекторам артинского и сакмарско-ассельских отложений, залегает на глубинах 1510–1630 м, тип коллектора поровый, порово-трещинный, трещинный и кавернозно-трещинный. Покрышкой служат глинистые толщи кунгурского яруса (Дронг, 2012).
Анализ изменения состава и свойств нефти Характеристика нефти Торавейского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб. Устьевые и глубинные пробы нефти, полученные в 1977 году, были исследованы сотрудниками нефтяной лаборатории Ухтинской тематической экспедиции УГТУ. Отбор и исследование глубинных и поверхностных проб нефти, растворенного газа, выполненных в 2000–2003 гг (по нижнепермской залежи), осуществлялся сотрудниками аккредитованных лабораторий Производственного химико-аналитического центра ОАО «Архангельскгеолдобыча» (ПХАЦ ОАО АГД). Исследования глубинных проб, отобранных в 2005 году, так же проведены в ПХАЦ ОАО АГД. Все исследования поверхностных проб, а также исследование глубинных проб из пласта Т2II проводились в ООО «Лукойл-ВолгоградНИПИморнефть».
Исследования проб пластовой нефти по четырем скважинам, отобранных из пермских отложений в 2008 году, проведены «Центром исследований керна и пластовых флюидов» в г. Архангельске.
Выполненный автором анализ результатов этих исследований и данных полученных самим автором (Дронг, Губайдуллин, 2012) позволяют охарактеризовать нефть чаркабожской свиты (пласты Т1I, T1II, T1III, T1IV) как тяжелую (850,0–943,1 кг/м3), вязкую (15,58–884,8 мм2/с), смолистую (7,14–19,84 % смол силикагелевых), асфальтеновую (2,59–8,11 %), малопарафинистую (массовая доля парафина 0,01–1,93 %), сернистую (содержание серы 1,61–5,04 %). Содержание легких фракций, выкипающих до 200 С, незначительно и варьируется в диапазоне 3–15 %. Величина разброса значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте представлена на рисунке 2.12 (а, б, в).
Нефть харалейской свиты (пласты T1+2I и T1+2II) охарактеризована по трем устьевым пробам и относится к тяжелой (плотность нефти 952,9–987,0 кг/м3), с кинематической вязкостью от 322,2 до 7689 мм2/с при среднем значении 5060 мм2/с; смолистой (13,45 %), асфальтеновой (8,85 %), малопарафинистой (1,08 %), сернистым (2,54 %). До 200 С выкипает всего 1,5 % легкой фракции нефти.
Парафины
Несмотря на то, что в экспертных методах количественные характеристики взаимозависимости отдельных параметров системы возникают на основании качественных оценок, в которых далеко не последнюю роль играет интуиция, по мнению ряда специалистов, именно они заслуживают большего доверия, нежели чисто статистические методы, и их применение будет возрастать, особенно при исследовании природных и техногенных систем. И, как показано многими исследованиями, на сегодняшний день не существует всеобщего метода, позволяющего любое рассуждение заменить вычислением, поэтому при исследовании систем опыт экспертов может иметь решающее значение (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002).
Для вывода о предпочтительности экспертных методов при оценке сложных систем, по крайней мере на данном этапе развития естественных наук, имеются следующие основания. Во-первых, установление связей только на основании данных измерений (наблюдений) позволяет манипулировать конечными результатами путем подгонки соответствующих данных (что, к сожалению, все еще часто встречается в науке) и не совсем корректного применения методов их статистической обработки. Следовательно, необходимо применять те статистические процедуры, которые позволяют находить устойчивые характеристики рядов наблюдений. Во-вторых, при отсутствии данных приходится принимать гипотезы о характере статистической зависимости между составными частями системы, которые далеко не всегда могут оказаться верными. В-третьих, качество работы эксперта – обоснованность оценок, его компетентность, подверженность внешнему влиянию можно достаточно точно оценить при помощи специальных процедур.
Методы экспертных оценок используются для прогнозирования событий будущего, если отсутствуют статистические данные или их недостаточно. Иными словами, методы экспертных оценок применяются как для количественного измерения событий в настоящем, так и для целей прогнозирования.
Экспертно-статистические методы анализа послужили основой создания экспертных систем. В настоящее время экспертные системы завоевали большую популярность и используются практически во всех отраслях знаний. Экономический эффект от их применения измеряется в сотнях миллионов долларов в год (Динамические интеллектуальные системы..., 1996).
Методы экспертных оценок – это методы организации работы со специалистами-экспертами и обработки мнений экспертов. Эти мнения обычно выражены частично в количественной, частично в качественной форме. Экспертные исследования проводят с целью подготовки информации для принятия решений лицом, принимающим решений (Коробов, 2008).
Большое значение для качества экспертных опросов имеет правильный подбор экспертов. Процедуре выбора экспертов уделяется много внимания, поскольку ошибки в подборе специалистов ведут к получению некорректных оценок параметров исследуемой системы. Расчеты, выполненные при помощи созданных на основе экспертных суждений моделей, будут давать искаженные, а то и вовсе неверные оценки ситуации. Эксперт – это специалист, суждения которого наиболее компетентны в данной области знаний. Уровень компетентности – понятие субъективное, поэтому эксперты должны подлежать оценке по результатам своей работы.
Процедура экспертного опроса может быть организована и проведена как в виде коллективного обсуждения, так и в индивидуальном порядке. Если по каким-либо причинам экспертов собрать не удается, опрос может быть проведен заочно.
На первый взгляд, более перспективным представляется групповое обсуждение проблемы, поскольку члены группы могут свободно обмениваться мнениями, что должно привести к сближению позиций; поэтому от группового опроса ожидается выработка наиболее согласованного решения. Если эксперты независимы в своих суждениях и дискуссия носит открытый и доброжелательный характер то итоги такого обсуждения будут наиболее эффективными, а обобщенное мнение экспертов наиболее надежным. Однако создать необходимую атмосферу таких опросов достаточно сложно, поскольку в состав экспертов могут входить люди, придерживающиеся различных взглядов на обсуждаемые вопросы и обладающие такими человеческими недостатками как склонность к конформизму, невосприятие других аргументов, перестраховка в принятии самостоятельного решения.
Алгоритмы индивидуальных оценок и групповых обсуждений объединены в методе, получившем название «метод номинальных групп». Эта методология проведения опросов разработана А. Делбеком и А. Ван де Веном (Delbecq, VandeVen, 1971) с целью упорядочения обсуждений и повышения продуктивности работы. Методология номинальных групп реализуется в 6 этапов. На первом этапе эксперты в индивидуальном порядке формулируют свои идеи относительно обсуждаемой темы. На втором этапе все идеи озвучиваются и сводятся в единый список. При необходимости та или иная идея объясняется ее автором, но обсуждение самих идей запрещается. На третьем этапе следует коллективное обсуждение идей в той очередности, в какой они следуют в списке. Во время четвертого этапа производится индивидуальное ранжирование идей по степени их важности. Чтобы не перебирать весь список, который может быть весьма длинным, число идей ограничивают. Можно поставить условие, что каждый эксперт имеет право выбрать, допустим, не более пяти пунктов из общего списка по своему усмотрению и расположить в порядке убывания или возрастания их важности, т.е. провести их ранжирование. Результаты индивидуальных ранжирований обобщаются и доводятся до сведения группы. Пятый этап посвящен обсуждению результатов. После обсуждения экспертам дается возможность внести уточнения в свои оценки, которые уже будут окончательными, т.е. проводится повторное индивидуальное ранжирование. На шестом этапе производится подсчет рангов откорректированных экспертами идей. В окончательном списке остаются только идеи, набравшие наибольшее количество баллов. Оптимальные результаты достигаются при количестве экспертов в пределах 7–10 человек. При меньшем числе генерируется недостаточное количество идей; при большем – работа группы становится слишком растянутой во времени, что снижает эффективность работы членов группы вследствие переизбытка информации и усталости.
В силу вышеизложенного для получения более качественных результатов более корректным будет перенесение акцента на процедуру оценки уровня компетентности самих экспертов (Губайдуллин, Коробов, Мосягин, 2013). Что же касается метода номинальных групп, сочетающего индивидуальное анкетирование и коллективные обсуждения, то его вполне возможно использовать для отбора влияющих факторов.
Несмотря на то, что в состав экспертов приглашают специалистов одного профиля, их мнения могут существенно различаться. Выделить экспертов, суждения которых наиболее согласованы, можно путем определения тесноты связи суждений. Для этого проще всего использовать коэффициент корреляции. Известно, что коэффициент корреляции определяет тесноту связи между выборками одинакового объема. Если опрос проведен анонимно, то полученные результаты оценки можно считать независимым и использовать классический коэффициент корреляции, рассчитываемый по формуле
Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря
Районирование исследуемой территории по уровню потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду, является важным этапом оценки. Оно дает наиболее наглядные результаты в виде карт, которые могут быть использованы непосредственно предприятиями на различных этапах освоения месторождений углеводородов, а также строительства и эксплуатации нефтетранспортных магистралей. Существенным достоинством районирования является удобство интерпретации результатов по построенным картам, так как все факторы представлены в виде единой бальной оценки и имеют определенный цвет или текстуру заливки, в зависимости от уровня потенциальной опасности воздействия загрязнителя на геологическую среду. Имеющееся в настоящее время комплексное ландшафтно-геохимическое районирование территории СССР, проведенное в 1983 году, позволило выделить 26 прогнозных ландшафтно-геохимических областей, включающих 124 района (Глазовская, 1988). Оно заключалось в выделении и типологии ландшафтно-геохимических прогнозных областей и районов, различающихся: 1) по составу добываемой нефти и пластовых вод и 2) по типам технобиогеомов, на которых осуществляется или будет производиться в будущем добыча нефти и газа. При проведении в 2007 году районирования территории Российской Федерации по типам изменений природной среды при добыче и транспортировке нефти учитывались условия трансформации, рассеяния и аккумуляции нефти, тип возможных изменений природной среды при данном техногенном воздействии, а также состав нефти на данном конкретном участке нефтегазоносного бассейна. При этом нефть исследуемого в данной работе района оценивались средним показателем как «легкая малопарафинистая» (Глазовская, Пиковский, 2007). Разработанные карты являются весьма информативными, но ввиду мелкого масштаба исполнения, требуют более детального изучения и составления схем районирования отдельных малоизученных районов и перспективных нефтегазоносных областей.
Кроме того, согласно выполненным во второй главе исследованиям мы видим, что нефть месторождений прибрежной зоны по составу и свойствам существенно отличается от принятых в качестве средних для всего севера ТПП «легких малопарафинистых». Поэтому более крупномасштабное районирование таких перспективных нефтегазоносных провинций как Тимано-Печорская, имеет высокую степень актуальности, в том числе в соответствии с энергетической стратегией Российской Федерации на период до 2030 года.
Для проведения районирования на основании результатов применения рассматриваемой нами методики исследуемая территория разбивается на участки, размер которых зависит от требуемой точности оценки, а также от детальности исходных данных и диапазона характеристик оцениваемой нефти. Для каждого участка производится оценка влияющих факторов (характеристик нефти) в зависимости от их величины, согласно граничным значениям, приведенным в таблице 4.1, после чего путем прямого суммирования (формула 3.1) вычисляется общий балл, характеризующий нефть в пределах оцениваемого участка. Аналогичные расчеты производятся для каждого выделенного участка. В зависимости от поставленной задачи, итоговый суммарный балл может быть вычислен с учетом установленных экспертным путем весовых коэффициентов, необходимых для более точного проведения оценки потенциальной опасности нефти для геологической среды.
На основе полученных итоговых суммарных оценок разрабатывается шкала, которая устанавливает соответствие между суммарной балльной оценкой и категориями геоэкологического состояния территории. В качестве такой шкалы принято ранжирование по трем уровням потенциальной опасности нефти (Губайдуллин, Иванов, 2006). При этом тип «воздействия» (опасности) определяется нечеткими переменными, получившими названия лингвистических, а именно: – «незначительный» – при итоговой суммарной оценке до 10 баллов включительно; – «средний» – от 10 до 12 баллов включительно; – «высокий» – при суммарной оценке более 12 баллов. Соответствующая «незначительному» уровню воздействия нефть характеризуется, как правило, низкими значениями плотности (850–870 кг/м3), со средним содержанием парафина (1,5–6 %) и смолисто-асфальтеновых веществ (10–20 %) и не содержит сероводород. Такому уровню воздействия соответствует товарная нефть Южно-Хыльчуюского месторождения. При «среднем» уровне воздействия нефть может сильно различаться по составу и имеет повышенное содержание одного или нескольких компонентов с возможным присутствием сероводорода. Нефть, характеризуемая высоким уровнем опасности, отмечается высоким и повышенным содержанием компонентов большей части влияющих факторов, повышенным содержанием токсичных компонентов и присутствием сероводорода. «Высокий» уровень опасности характерен для усредненных показателей качества нефти Перевозного, Торавейского и Мядсейского месторождений.
На завершающем этапе выполняется районирование территории, посредством нанесения на карту суммарных балльных оценок, приведенных в соответствие со шкалой. Установленные по шкале уровни воздействия на карте могут быть отражены как цветом, по общепринятой тональности (зеленый – незначительный уровень воздействия, желтый – средний и красный – высокий), так и штриховкой. Таким образом, полученные по каждому участку оценочные баллы являются основой для районирования территории по уровню потенциальной опасности нефти.
В качестве примеров реализации разработанной методики с последующим районированием территории, рассмотрена система межпромысловых нефтепроводов, а также отдельных месторождений (Крайнева, Губайдуллин, 2014), расположенных в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря. Произведена оценка потенциальной опасности добываемой и транспортируемой нефти в зависимости от ее состава и физико-химических свойств и по ее результатам выполнено районирование территории по уровню потенциальной опасности нефти для геологической среды в случае аварийных разливов.
Похожие диссертации на Состав и свойства нефти как потенциальный фактор загрязнения геологической среды и методы его оценки (на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции)
