Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1. Особенности техногенного воздействия на почву при строительстве и эксплуатации газовых скважин 5
1.1. Специфика техногенного воздействия на подземных хранилищах газа 5
1.2. Источники и характер нарушения природной среды при строительстве и оборудовании скважин 8
1.3. Виды производственно-технологических отходов бурения 10
и их особенности как загрязнителей 10
1.4. Особенности нефти и сопутствующих веществ как загрязнителя природной среды 13
1.5. Основные механизмы и закономерности загрязнения почвы 17
ГЛАВА 2. Подходы к изучению техногенного воздействия на почвенный покров ПХГ 20
ГЛАВА 3. Характеристика района исследований 25
3.1. Климат 25
3.2. Растительность 26
3.3. Рельеф и геоморфологические условия края 27
3.4. Гидрологические условия 28
3.5. Геологическое строение 29
3.6. Почвообр азу ющие породы 30
3.7. Почвенный покров 31
3.8. Специфика антропогенного влияния и технические особенности северо-ставропольского ПХГ 32
ГЛАВА 4. Объекты и методы исследований 41
ГЛАВА 5. Выявленные особенности изученных почв газохранилища 45
5.1. Морфологические особенности нарушенных почв 45
5.2. Физические свойства 45
5.3. Химические свойства 54
5.4. Особенности загрязнения почв нефтепродуктами 56
5.5. Особенности внутренней организации тонкодисперсной массы почв 63
5.6. Минералогический состав подфракций дробной пептизации ила 69
Заключение 80
Выводы 83
Литература 85
Приложения 96
- Источники и характер нарушения природной среды при строительстве и оборудовании скважин
- Особенности нефти и сопутствующих веществ как загрязнителя природной среды
- Гидрологические условия
- Химические свойства
Введение к работе
Одним из мощнейших факторов антропогенного преобразования всей биосферы планеты являются процессы, формирующие техногенные потоки углеводородов, как результат добычи, транспортировки, переработки и потребления нефти и газа. Основными и самыми многочисленными центрами формирования техногенных потоков являются эксплуатационные скважины. Масштабы этих потоков и их влияние на биосферу определяются географическим положением, характером источника загрязнения и технологией производства.
Начиная со стадии проектно-изыскательских работ и далее, при сооружении практически любого объекта нефтегазовой промышленности происходит мощное техногенное воздействие на окружающую среду и почвы в том числе. Особенно велико оно при строительстве скважин. Основным неблагоприятным последствием процесса строительства скважин является технологическое загрязнение объектов природной среды прежде всего отходами бурения, которые содержат в своем составе вредные для почв, водоемов и биоценоза вещества органической и минеральной природы. Поэтому основными моментами этого техногенного воздействия являются неизбежное механическое нарушение естественного почвенного покрова и комплексное химическое загрязнение почв в результате плановых и аварийных нагрузок. Причем это проблема не только нефтяной, но и газовой промышленности. По данным РАО «Газпром» на 1.01.96., суммарная площадь нарушенных земель составляет 62,4 тыс. га, из них 58,7 тыс. га -земли, нарушенные при строительных работах, 3,0 тыс. га - при геологоразведочных работах и разработке месторождений (Акопова и
др.,1996).
В настоящее время характер и последствия загрязнения объектов природной среды при бурении скважин практически не исследованы. Имеющиеся отдельные публикации отечественных и зарубежных авторов
часто носят лишь описательный характер. На данном этапе глубина теоретических проработок отстает от современных требований, диктуемых нынешними темпами и объемами буровых работ. В этой связи требуют тщательного изучения процессы, протекающие в природной среде вследствие ее загрязнения при бурении скважин, также необходима оценка последствий этого негативного воздействия (Экологический анализ...,2001). Проблема осложняется многообразием климатических и почвенно-ландшафтных условий районов бурения, для которых характерны неодинаковые потенциалы загрязнения и самоочищения природной среды. Вторжение нефтяных углеводородов в ландшафты разных природных зон вызывает многообразие ответных реакций среды, что усложняет задачу познания всех явлений, связанных с этим (Пиковский,1993).
Одними из объектов нефтегазового комплекса России являются подземные хранилища газа (ПХГ). ПХГ, использующие естественные пустоты для хранения природного газа, являются важнейшими объектами газодобывающей промышленности. Однако в ходе их строительства и эксплуатации часто имеют место существенные трансформации почв и почвенного покрова.
В настоящей работе сделана попытка решения некоторых из перечисленных проблем применительно к подземным хранилищам газа. Целью работы было изучение особенностей техногенного воздействия на газохранилищах, оценка степени трансформационных изменений почв и выявление основных факторов их устойчивости в условиях конкретного объекта.
Источники и характер нарушения природной среды при строительстве и оборудовании скважин
Сооружение скважин характеризуется рядом специфических особенностей, которые и определяют характер и объемы техногенных нарушений и загрязнения окружающей среды. Под источником нарушений и загрязнений принято понимать вызывающие их технологические процессы строительства скважин (Булатов и др., 1997). Механические нарушения почвенного покрова связаны со строительными (возведение буровых установок, прокладка трубопроводов, строительство различных коммуникаций и пр.) и рекультивационными (снятие плодородного слоя, засыпка траншей, планировка амбаров и пр.) работами (СН 459-74; СН 452-73; СН 462-74; ГОСТ 17.5.1.02-85; ГОСТ 17.5.3.04-83; ГОСТ 17.5.3.06-85). Их источниками являются следующие технологические процессы: снятие и складирование плодородного слоя почвы при подготовке территории буровой; устройство насыпной площадки под буровую при кустовом строительстве скважин; устройство земляных котлованов (шламовых амбаров) для сбора и хранения производственно-технологических отходов бурения; сооружение технологических площадок под оборудование буровой и прокладка технологических коммуникаций, необходимых для бурения скважины; засыпка земляных шламовых амбаров при их ликвидации; технический этап рекультивации территории буровой. Источниками гидрологических и гидрогеологических нарушений являются технологические процессы, связанные непосредственно с бурением скважины. Разбуривание верхних водоносных горизонтов геологического разреза сопровождается поступлением в них загрязнителей (поглощением буровых растворов) или водопроявлением, что приводит к изменению гидрогеологического режима и естественного функционирования водоносного комплекса (Джангиров и др., 1976).
Процесс бурения сопровождается применением материалов и химреагентов различной степени опасности (токсичности), значительными объемами водопотребления и образованием производственно-технологических отходов, представляющих различную степень опасности для окружающей среды. Поэтому механическое нарушение почв при этом сопровождается химическим загрязнением в результате несовершенства отдельных технологических процессов и их несоответствия требованиям охраны окружающей среды, а также плановых и аварийных нагрузок (Охрана окружающей среды..., 1985; Булатов и др., 1989). При химическом загрязнении ухудшаются водно-физические, химические, ионно-обменные свойства почв, их биологическая активность, происходит засоление, подщелачивание и, как следствие, резкое снижение плодородия (Иванов,1979;
Долгопятова, Сатаев, 1982; Петряшин и др. 1984; Солнцева, 1988, и др.). Наибольшую опасность для объектов природной среды представляют производственно-технологические отходы бурения, которые накапливаются и хранятся непосредственно на территории буровой, как правило, в земляных амбарах (котлованах-отстойниках), устраиваемых в минеральном или насыпном грунте (Быков и др., 1985; Шеметов, 1989(a)). Основными видами отходов являются буровые сточные воды (БСВ), отработанные буровые растворы (ОБР) и буровой шлам (БШ). В своем составе они содержат широкий спектр загрязнителей минеральной и органической природы, представленных материалами и химреагентами, используемыми для приготовления и обработки буровых растворов (бентонитовые глины, сырая нефть, натриевые соли гуминовых кислот, кальцинированная сода, метанол, карбоксилметилцеллюлоза (КМЦ), сульфитспиртовая барда (ССБ), углещелочной реагент (УЩР), полиакриламид (ПАА), гидролизованная кремний-органическая жидкость (ГКЖ), нитролигнин, крахмал, метас, фосфаты, акрил, сайпан, сайдрил и другие вещества и соединения, некоторые из которых имеют 2 и 3 класс опасности) (Кузьмин и др., 1984; Влияние...,1986,1988;). Источники загрязнения при бурении скважин условно разделяют на постоянные и временные (Охрана окружающей среды..., 1988). К первым относятся фильтрация и утечки жидких отходов бурения из шламовых амбаров. Расчеты, базирующиеся на данных официальной статистической отчетности, показывают, что из-за несвоевременной ликвидации шламовых амбаров в объекты окружающей среды ежегодно попадает до 6,5% их содержимого. Учитывая то, что наиболее подвижными отходами являются жидкие (БСВ и ОБР), которые аккумулируют в себе основной объем загрязнителей, то они главным образом и попадают в объекты природной среды. Временными источниками являются поглощение бурового раствора
Особенности нефти и сопутствующих веществ как загрязнителя природной среды
Проблема загрязнения окружающей среды нефтью и нефтепродуктами является чрезвычайно сложной и многоплановой по двум основным причинам. Первая - это большое количество и разнообразие источников загрязнения: скважины, трубопроводы, сборные пункты, нефтехранилища, различные амбары, отстойники, площадки для сжигания газа и конденсата и другие производственные сооружения. Основной источник поступлениянефти в природную среду на газохранилищах - это в первую очередь отходы бурения. Вторая причина - комплексность и гетерогенность нефти как загрязнителя по своему составу. Она представляет собой сложную смолисто-углеводородную систему с варьирующим содержанием : 1) легкой фракции -наиболее простые углеводороды; 2) циклических углеводородов нафтеновые и ароматические (наиболее токсичные); 3) твердых парафинов; 4) смол и асфальтенов; 5) серы. К этому добавляются спутники нефти, нередко оказывающие на природную среду более сильное негативное воздействие, чем сами углеводороды. Это минерализованные пластовые и сточные воды и рассолы, соли щелочных металлов, сероводород и другие сернистые соединения, углеводородные газы, полициклические углеводороды, тяжелые и радиоактивные металлы и др. (Пиковский,1993).
Таким образом, попадая в почвы, нефть привносит с собой целый комплекс разнообразных химических соединений, нарушающий сложившийся естественный геохимический баланс в экосистеме. Эти нарушения выражаются в изменении физических свойств почвы, нарушении ее водно-воздушного режима, ингибировании отдельных компонентов биоценоза токсическими веществами, изменении миграционной способности отдельных элементов в почве, нарушении ее углеродно-азотного баланса, засолении почв сопутствующими соленными пластовыми водами и образования битуминозно-солончаковых ареалов.Изменение свойств почв, принимающих подобные техногенные потоки, сопряжено с изменением состава привнесенных веществ. Основные особенности этих процессов установлены исследованиями Ю.И.Пиковского, Н.П.Солнцевой, Е.М.Никифоровой и других (Гилязов, 1980; Пиковский,1988; Солнцева, 1988, Алистратов,1989).
Часто более значительные масштабы и интенсивность воздействия на геохимическое состояние почв и сопряженных с ней систем, чем собственно нефтяные углеводороды, имеют минерализованные пластовые и промывочные воды. На фоне хлоридно-натриевого состава в нихприсутствуют также сульфаты и карбонаты. В таких условиях ведущим процессом преобразования почв является техногенный галогенез. Высокие концентрации водорастворимых солей в составе потоков делают проблему ТГ-галогенеза актуальной для любых природных условий (даже для гумидных ландшафтов). Происходит засоление почв, изменение емкости и состава ППК, изменение состава поверхностных и почвенно-грунтовых вод. Часто имеет место внедрение натрия в ППК и развитие процессов ТГ-осолонцевания почв. Трансформация ППК и почвенных растворов может приводить к сдвигу кислотно-щелочных условий (Солнцева, Садов, 1997). Интенсивность этих процессов определяется исходной буферностью почв.
Часто кроме собственно загрязнителя на почвы воздействуют вещества, возникающие в процессе его трансформации и (или) его взаимодействия с почвенной массой. Такая внутрипочвенная метаморфизация загрязнителя может приводить к возникновению соединений, которых не было ни в исходных почвах, ни в загрязняющих агентах. Подобные процессы также могут приводить к увеличению концентрации веществ, исходные концентрации которых в почвах были невелики. Примером может служить изменение фракционного состава гумуса за счет внедрения в гумусовый комплекс продуктов микробиологического разложения нефти (Солнцева, 198 8).
В составе нефти содержится от 1 до 4 % полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). В основном это гомологи нафталина (два кольца), а также гомологи фенантренов, бензфлуоренов, хризенов, пирена, 3,4-бензпирена и др. (Пиковский,1993). Все они имеют по отношению к живым организмам канцерогенные, мутагенные и другие токсические свойства.
Кроме нефти, в окружающую среду ПАУ поступают из различных антропогенных источников, где происходит сжигание (либо просто нагревание) любого органического материала (особенно в условиях недостатка кислорода) : угля, нефтепродуктов, газа, битумов и др. Этоавиация, железнодорожный и автотранспорт, нефтеперегонные и коксохимические заводы, нефте- и газопромыслы (Химическое загрязнение почв..Л 991; Окружающая среда... 1993). ПАУ могут также образовываться в результате свободнорадикальных реакций из метана, других простых замещенных и незамещенных углеводородов, пептидов, липидов, углеводов, лигнина, терпенов, никотина, пигментов листьев (Геохимия ПАУ...,1996).
Среди всех ПАУ наибольшее внимание обычно уделяют 3,4-бензпирену (БП), как наиболее распространенному и изученному представителю канцерогенных веществ. БП - очень сильный канцероген и один из самых
Гидрологические условия
Вследствие особенностей рельефа, климатических условий, различий в свойствах водоносных отложений - густота речной сети, а также залегание, режим и баланс подземных вод в пределах края неодинаковы. Большая часть поверхности края имеет преобладающий уклон с севера на юг, что и определяет направление истоков главнейших рек. Реки края принадлежат к бассейнам Азовского и Каспийского морей. Ставропольская возвышенность служит для этих бассейнов водоразделом. Гидрологическая сеть района исследований представлена небольшими водохранилищами (Новотроицкое водохранилище), искусственными прудами, системой пересыхающих речек, таких как, река Русская, Чибрик и. т. п. Также хорошо представлена система сбросных и оросительных каналов. В северной и центральной частях района пролегает балка, где присутствуют временные водотоки. Подземные воды района приурочены к зоне распространения лессовидных пород. Коренные породы, подстилающие лессовидные суглинки, обычно палеогенового и неогенового возраста, а также более глинистые прослои лессовидных пород служат водоупором. Грунтовые воды залегают на водоразделах на глубине примерно 10-20 и 30-50 м, а по днищам балок - 3-5 м. Над грунтовыми водами на равнинных участках почти всюду развит мёртвый горизонт иссушения с влажностью, близкой к влажности завядания. Основным источником питания грунтовых вод являются атмосферные осадки, просачивающиеся в понижениях рельефа (днища балок, лощины, западины). Пополнению грунтовых вод способствуют полезащитные лесополосы, под которыми почва не промерзает. Влага, образующаяся при медленном таянии снега, почти целиком поступает в почву под лесополосой, а избыток ее в грунтовые воды (Антыков, Стомарев, 1970). На большей части Ставропольской возвышенности из древних осадочных пород наибольшее место занимают кайнозойские (третичные) отложения. Они представлены наносами древних морей: Майкопского, Конского, Чокракского, Нижнесарматского и Среднесарматского, некогда покрывавших территорию края и последовательно сменявших друг друга. Плосковерхие междуречные плато
Ставропольской возвышенности сверху покрыты слоями известняков и ракушечников, под которыми лежат слабосцементированные песчаники и глины, отложенные в Сарматском море. Поверх этих слоев залегают четвертичные, суглинистые отложения, мощность которых возрастает по мере удаления от бровок. Древние осадочные породы на территории Северо-Ставропольского подземного газохранилища на глубине примерно 100-500 м представлены нижнесарматскими отложениями (караганский горизонт, майкопская свита), а именно плотными серыми и темно-серыми микрослоистыми, сланцеватыми глинами переслаиваемыми местами песками. Слой этих отложений является газоносным и характеризуется высокой диффузной проницаемостью. На глубине 600 м залегает хадумский горизонт, ранее газоносный, который состоит из рыхлого алеврита. Ниже располагается слой бурого мергеля. На глубине 1000 м находится горизонт Зеленая свита, ранее также газоносный, который представлен темно-зеленым мергелем, песком серым с зеленоватым оттенком рыхлым, мелкозернистым. Глубже находятся песчаники, переслаиваемые глиной. После выработки Северо-Ставропольского месторождения и перевода его в режим газохранилища, в горизонты Зеленая свита и Хадум закачивается природный газ. (Сводный геологический разрез Северо-Ставропольского месторождения 1:1000 масштаба, 1994). Основными почвообразующими породами, на которых развиваются почвы Ставрополья, являются четвертичные отложения. В большинстве случаев - это лессовидные суглинки делювиального происхождения. В Изобильненском районе в качестве почвообразующих пород местами служат элювиальные отложения дочетвертичных пород, чаще в виде песчанистых суглинков со щебнем и дресвой местных известковых пород. На территории Северо-Ставропольского газохранилища и за его пределами распространены следующие отложения: элювий плотных пород, скелетные суглинки, делювиальные засоленные отложения, лессовидные суглинки. Суглинистые отложения залегают на равнинах в северной и центральной части территории и служат почвообразующими породами для чернозёмов обыкновенных карбонатных слабо гумусированных. Для этих пород характерна палевая окраска, слабо уплотненное сложение. Механический состав пород среднесуглинистый. Скелетные суглинки получили более широкое распространение в центральной и южной части территории. Механический состав их обычно от среднесуглинистого до тяжелосуглинистого.
Порода содержит обломки известняка и песчаника до 20%. Почвы, залегающие на этих породах, обычно щебенчато-каменистые. Элювий плотных пород представляет собой продукты выветривания плотных пород в виде целых плит или обломков известняка и песчаника. Эти породы отличаются от вышеописанных тем, что обломки плотных пород составляют 90-95%. Прослойки между породами глинистые. На этих отложениях сформировались среднемощные, маломощные и неполноразвитые скелетные почвы. Делювиальные засоленные отложения встречаются в северо-западной части территории, в замкнутых понижениях. Они занимают незначительную площадь и служат почвообразующими породами для чернозёмно-луговых и лугово-болотных почв.
Химические свойства
Все исследованные почвы характеризуются нейтральной или слабощелочной реакцией среды по всему профилю (табл.1), что характерно для подобных карбонатных разностей черноземов. Содержание плотного остатка водной вытяжки в большинстве случаев не превышает 0,2% как в фоновых, так и в нарушенных почвах. В соответствии с существующими классификационными схемами, почвы не являются засоленными. Лишь в нижней части профиля разреза 15 (региональный фон) имеет место среднее и сильное засоление, а также слабое засоление горизонта АВ разреза 16. Величина плотного остатка в горизонте ТГ значимо не отличается от таковой остальных горизонтов почв. Это свидетельствует о том, что химреагенты загрязняющих почву отходов бурения не являются агентами засоления почв и техногенного галогенеза не происходит.
Сумма обменных оснований фоновых варьирует в широких пределах (от 30 до 70 мг-экв/100г). Горизонты ТГ по этим показателям значимо не отличаются от окружающей их толщи почв. Это свидетельствует о том, что, либо привнос тонкодисперсного материала, обладающего сорбционной емкостью (бентонитовые глины бурового раствора) не велик, либо он уже не обладает существенной емкостью вследствие насыщенности разнообразными химическими реагентами бурового раствора и других отходов бурения. Вполне вероятно, что могут иметь место оба варианта.
В составе ППК основную роль играют Са и Mg , что обусловлено высокой карбонатностью почвообразующих пород. Содержание обменного Na сильно варьирует. Во всех разрезах отмечается слабая или средняя солонцеватость нижней части профиля (5-13% Na). В ряде случаев слабая солонцеватость наблюдается в средней части профиля фоновых почв (горизонты АВ и В), а также в пахотных горизонтах, причем как в переотложенных, так и в фоновых. Важно отметить, что эта солонцеватость никак не проявляется морфологически. Горизонт ТГ нарушенных почв при этом солонцеватостью не отличается. Таким образом, вслед за отсутствием техногенного засоления отсутствует и техногенное осолонцевание нарушенных почв. Динамическое равновесие в системе почвенный раствор -поглощающий комплекс сохранило свою стабильность. По информации, полученной в инженерном и экологическом отделах управления ПГХ, при бурении и обустройстве скважины на поверхность почвы попадает до 5 м бурового раствора ( 8,75 т). В его состав, наряду с бентонитовыми глинами и большим числом разнообразных химических реагентов входит сырая нефть ( 5 %), и именно нефтяные углеводороды часто являются основными химическими загрязнителями почв при строительстве эксплуатационно-нагнетательных скважин. Поступление в почву компонентов нефти (нефтяных углеводородов) вызывает изменение физических, химических, биологических свойств и характеристик.
Поэтому приобретает важность вопрос о степени загрязнения техногенно-нарушенных почв нефтепродуктами (НП). Флуоресцентным методом нами было определено во всех исследованных почвах содержание остаточных нефтепродуктов, извлеченных гексановой вытяжкой, а в некоторых разрезах - и хлороформовой вытяжкой. Анализы проводились в лаборатории углеродистых веществ биосферы географического факультета МГУ. Полученные данные (табл.3) показывают, что нефтяные углеводороды в нарушенных почвах аккумулируются преимущественно в ТГ и переотложеном верхнем горизонте, охватывая тем самым в среднем верхние 35 см почвы. Элювиирования остаточных НП в нижележащие горизонты не наблюдается. Кроме того, четко прослеживается уменьшение содержания остаточных НП по мере удаления от скважины. Но при всем этом даже в ТГ нарушенных почв в непосредственной близости почти всех обследованных скважин (кроме одной) содержание нефтяных углеводородов в гексановой вытяжке незначительно (до 88 мг/кг). Во всех исследованных разрезах верхний переотложенный горизонт содержит примерно такое же количество НП, что и нижележащий техногенный, а иногда и несколько больше (разрезы 2, 4).
