Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений: понятие и классификация 9
1. 1. Нефтедобыча и ее влияние на экосистему 9
1.2. Пластовые воды: общая характеристика и классификации 11
1.3. Химический состав и физические свойства нефтепромысловых пластовых вод 19
1.4. Влияние пластовых вод на почвенно-растительный покров в условиях техногенеза. 24
1.4. 1. Пластовая вода как загрязняющий фактор 24
1.4.2. Загрязнение почвенного покрова в результате разлива пластовых вод и влияния его на растительность 28
1.4.3. Трансформация нефтепродуктов в почвенном покрове 32
1.4.4. Миграция тяжелых металлов 33
1.4.5. Полициклические ароматические углеводороды как токсичный компонент 35
1.5. Утилизация пластовых вод 37
1.5.1.Способы утилизации пластовых вод 37
1.5.2. Методы очистки пластовой воды 40
1.5.3. Методы извлечения микроэлементов 45
Глава 2. Физико-географическая характеристика района исследования 53
2.1. Литологическая характеристика Северо-Западного Прикаспия 53
2.2. Природно-климатическая характеристика района исследования 60
2.3. Объекты исследований 63
2.4. Методы исследований
2.4.1. Аналитические методы 72
2.4.2. Расчетные методы 75
Глава 3. Особенности физико-химического состава пластовых вод нефтяных месторождений Северо-Западного Прикаспия на территории РК 78
3.1. Гидрохимическая характеристика пластовых вод исследуемых месторождений 78
3.2. Характеристика физических свойств исследуемых пластовых вод 73
3.3.Распределение генетических коэффициентов в пластовых водах 86
Глава 4. Органические вещества, содержащиеся в пластовых водах 99
4.1. Содержание нефтепродуктов в пластовых водах исследуемых месторождений .99
4.2. ПАУ в пластовых водах исследуемых нефтяных месторождений 101
4.3. Корреляция содержания нефтепродуктов и ПАУ в исследуемых пластовых водах 109
Глава 5. Неорганические вещества исследуемых пластовых вод 112
5.1.Микроэлементный состав 112
5.2. Тяжелые металлы, идентифицированные в пластовых водах 119
5.2. Извлечение йода и брома при помощи ионообменной процессе 130
Заключение 137
Выводы .139 Список литературы
- Загрязнение почвенного покрова в результате разлива пластовых вод и влияния его на растительность
- Природно-климатическая характеристика района исследования
- Характеристика физических свойств исследуемых пластовых вод
- ПАУ в пластовых водах исследуемых нефтяных месторождений
Введение к работе
Актуальность исследования. В современном мире нефтедобывающая промышленность наносит огромный ущерб окружающей среде. В связи с этим, нефтепродукты и пластовые воды являются приоритетными загрязнителями окружающей среды. Выброшенные на поверхность пластовые воды изменяют микрорельеф территории и являются источниками вторичного засоления почв вокруг скважин. Они являются полиингридиентными полютантами, обладающими высокой геохимической активностью и токсичностью. В их составе присутствуют нефтяные углеводороды, разнообразные соли и механические примеси, которые, поглощаясь почвой и, поступая в грунтовые воды, резко изменяют их химические и физико-химические свойства – солевой состав, щелочность, реакцию почвенных суспензий, почвенно-поглощающий комплекс, нарушают водно-воздушный режим и углеродно-азотный баланс.
В Северо-Западном Прикаспии интенсивно эксплуатируется довольно много месторождений нефти и газа. Рост добычи углеводородного сырья значительно осложнил экологическую ситуацию в Калмыкии. В последнее время большинство нефтяных месторождений обводняются, то есть объем добываемой пластовой воды увеличивается. Этот факт не может не остаться незамеченным. Довольно часто из-за коррозии нефтепроводов возникают случаи разлива пластовой воды. Все больше и больше происходит отторжение земель за счет засоления почв. Конечно, нельзя игнорировать и то, что в пластовых водах содержатся определенные концентрации микроэлементов, а именно ионов йода и брома.
Таким образом, использование пластовых вод нефтяных месторождений Калмыкии в качестве минерального сырья для дальнейшей переработки представляется весьма актуальной и имеет практический интерес.
Исходя из этого, необходимо получение дифференцированной информации об эколого-химических характеристиках пластовых вод и использовании сорбционного метода для извлечения химических элементов из пластовых вод, а именно иодид-ионов и бромид-ионов.
Степень разработанности темы исследования. Цель и задачи, поставленные в ходе исследования, требовали изучения и анализа литературных данных, которые отражали бы информацию о химическом составе и свойствах пластовых вод и описании методов их очистки. В данном исследовании предпринята попытка использования пластовых вод в качестве источника иодид-ионов и бромид-ионов, применении ионноообменных смол в качестве сорбентов ионов йода, брома и описании термодинамических показателей процесса извлечения.
Работа выполнена в рамках внутривузовского гранта, регионального гранта и гранта РФФИ 13-05-96502.
Целью работы являлась эколого-химическая характеристика пластовых вод нефтяных месторождений Северо-Западного Прикаспия Республики Калмыкия и оценка этих вод в качестве гидроминерального сырья для получения иодид- и бромид-ионов, которая минимизирует воздействие нефтедобывающего комплекса. Достижение поставленной цели потребовало решения следующих задач:
1) установить гидрохимический состав пластовых вод различных месторожде
ний территории Республики Калмыкия, а именно солевой состав и содержание тяже
лых металлов (ТМ);
2) установить содержание полициклических ароматических углеводородов
(ПАУ) и нефтепродуктов в пластовых водах нефтяных месторождений;
-
установить уровни содержания иодид- и бромид-ионов в пластовых водах, оценить возможность их использования в качестве гидроминерального сырья;
-
изучить закономерности извлечения иодид- и бромид-ионов на анионитах АН-2ФН и АН-31 в качестве мероприятия, обеспечивающего предотвращения загрязнения окружающей среды.
Научная новизна. Впервые в ходе исследований установлен химический состав (солевой состав, содержание ТМ, ПАУ) пластовых вод нефтяных месторождений Республики Калмыкии: Восточно-Камышанское, Екатерининское, Калининское, Комсомольское, Красно-Камышанское, Курганное, Надежденское, Тенгутинское, Со-стинское, Шахметское. Определены классы и уровни загрязнения пластовых вод, классифицированы воды исследуемых нефтяных месторождений по уровням загрязнения. Установлено, что пластовые воды являются причиной интенсивного засоления почвенного покрова, которое усиливается аридностью климата Северо-Западного Прикаспия.
Проведено термодинамическое описание ионнообменного процесса извлече-
ния иодид- и бромид-ионов с использованием анионитов АН-2ФН и АН-31 (определены константы процесса, значения изменений энтальпии и энтропии).
Установлено, что полное насыщение анионита в динамических условиях происходит по истечении 80 мин, при постоянной температуре и скорости подачи пластовой воды. Установлено, что степень извлечения иодид- и бромид-ионов из пластовых вод наиболее интенсивно происходит при температуре 25С и составляет 87 %.
Теоретическая и практическая значимость. Установлен состав природных пластовых вод нефтяных месторождений Северо-Западного Прикаспия на территории Республики Калмыкия. Определен основной солевой состав пластовых вод, и они отнесены к типу хлоридно-натриевым. Состав пластовых вод влияет на почвенный покров, вызывая интенсивное засоление и деградацию природных растительных сообществ с преобладанием галофитов. Информация о химическом составе пластовых вод позволяет дальнейшую разработку месторождений. По комбинаторному индексу загрязнения (КИЗ), исходя из содержания тяжелых металлов, все пластовые воды были отнесены к загрязненным водам. Установлены оптимальные режимы извлечения иодид- и бромид-ионов из пластовых вод с помощью анионитов АН-2ФН и АН-31.
Результаты исследования являются основой для мониторинга и диагностики вод и почв, загрязненных в результате разлива пластовых вод. Результаты исследований также могут быть использованы при разработке региональных нормативов в природоохранных мероприятиях по предотвращению засоления почв.
Методология и методы исследования. В ходе выполнения работы применялись методы, позволяющие достаточно надежно количественно и качественно проводить идентификацию химического состава (аналитические методы, потенциометрия, флу-4
ориметрия, хроматомасс-спектрометрия, атомно-абсорбционная спектрофотометрия). Все исследования выполнены на современном оборудовании, отвечающем мировым стандартам. Для обработки экспериментальных данных использованы общепринятые методы математической статистики, стандартные программы для построения графиков, диаграмм.
Основные положения, выносимые на защиту:
-
Результаты определения и отнесения пластовых вод нефтяных месторождений Республики Калмыкия к водам с порогом высокой токсичности.
-
Результаты исследования содержания иодид- и бромид-ионов в пластовых водах, оценка пластовых вод в качестве гидроминерального сырья.
3. Результаты по исследованию применения анионитов АН-2ФН и АН-31 для
извлечения иодид-ионов и бромид-ионов из пластовых вод, которые рассматривают
ся в качестве гидроминерального сырья.
Личный вклад автора заключается в изучении литературных источников, получении экспериментальных результатов, их обработке и систематизации, участии в написании публикаций в соавторстве. Выбор цели и задач исследования, анализ и обсуждение экспериментальных данных проведены совместно с научным руководителем.
Достоверность полученных результатов и апробация работы. Достоверность результатов обеспечивается использованием современных физико-химических методов исследования, применением аттестованных методик и использованием оборудования и средств измерения, прошедших поверку. Воспроизводимость результатов экспериментов находится в пределах допустимой погрешности. Погрешность измерений оценивалась по многократным измерениям с последующей обработкой результатов методами математической статистики. Выводы, сделанные по результатам работы, и научные положения аргументированы и прошли апробацию на научных конференциях и в рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК РФ.
Материалы диссертации были представлены на Всероссийской научной конференции, посвященной 40-летнему юбилею Института физико-химических и биологических проблем почвоведения РАН «Биосферные функции почвенного покрова» (Пущино, 2010); 5 Международной научно-практической конференции «Фундаментальные и прикладные проблемы получения новых материалов исследования, инновации и технологии» (Астрахань, 2011); 7 Всероссийской научной конференции студентов и молодых ученых «Актуальные проблемы инновационного развития агропромышленного комплекса. Будущее АПК» (Астрахань, 2011); Межрегиональной научно-практической конференции «Актуальные проблемы химии и методики обучения химии» (Элиста, 2012); Всероссийской научно-практической конференции «Исследования молодых ученых – вклад в инновационное развитие России» (Астрахань, 2012); IV Международной научной конференции « Современные проблемы загрязнения почв» (Москва, 2013).
Публикации Основные результаты диссертационной работы отражены в 12 научных работах, из которых 7 - в научных изданиях, рекомендованных ВАК РФ.
Структура и объем диссертации Диссертационная работа состоит из введения, 5 глав, выводов, заключения, списка литературы и приложения. Работа изложена на 162 страницах, содержит 29 таблиц и 33 рисунка и приложения на 16 страницах. Спи-5
сок цитированной литературы состоит из 203 источников, в том числе, 32 зарубежной литературы.
Загрязнение почвенного покрова в результате разлива пластовых вод и влияния его на растительность
Воды, которые обрамляют залежь, то есть заполняют вокруг залежи поровое пространство, называют подошвенными или краевыми. Иначе говоря, краевые воды представляют собой воды пониженных участков нефтяных пластов, которые подпирают залежь со стороны контура нефтеносности. При геологических исследованиях скважин наблюдаются краевые воды, которые находятся в верхних размытых сводовых частях антиклинальных складок или в головных частях моноклинально залегающих нефтеносных пластов, тогда данный тип вод называются верхними краевыми водами. Встречаются и воды, которые залегают в водоносных пропластках продуктивного пласта. Промежуточными называют воды, приуроченные к водоносным пропласткам, залегающим в самом нефтеносном пласте. Верхние и нижние воды это воды исключительно водоносных пластов, которые залегают либо выше или ниже нефтеносного пласта.
Рассматривая классификацию расположения пластовых вод относительно продуктивных горизонтов, пластовые воды можно разделить на следующие виды: подошвенные, промежуточные, верхние, нижние, смешанные. В свою очередь, верхние воды представлены природными водами, которые залегают выше продуктивного пласта, соответственно нижние - ниже продуктивного пласта. В качестве смешанных пластовых вод подразумевают воды, которые поступают из ниже и выше лежащих водоносных горизонтов.
Для различных месторождений минерализация пластовых вод изменяется в пределах от 15 до 3000 г/л. Минерализация пластовых вод, как правило, возрастает с глубиной залегания продуктивных горизонтов, из которых извлекается нефть.
Классификация, предложенная Овчинниковым А.М. (1948), основана на сочетании принципов, которые основываются на выделении природных обстановок формирования вод по составу газов и классов вод в пределах каждой обстановки по преобладающим компонентам. Овчинников А.М. различает три обстановки формирования вод: окислительную, восстановительную и метаморфическую [132]. По Овчинникову А.М. все природные воды по минерализации классифицируются на 6 типов: - ультрапресные – природные воды с минерализацией 0,2 г/дм3; - пресные – воды с минерализацией 0,2 – 0,5 г/дм3; - воды с относительно повышенной минерализацией 0,5 – 1 г/дм3; - солоноватые – воды с минерализацией от 1 до 3 г/дм3; - соленые – минерализация вод от 3 до 10 г/дм3; - воды повышенной солености с минерализацией от 10 до 35 г/дм3. Согласно академику В.И.Вернадскому (1933), все пластовые воды (в том числе и поверхностные) по величине минерализации подразделяются на четыре класса: 1) пресные с минерализацией до 1 г/л (или 1000 мг/л); 2) солоноватые (слабоминерализованные) – от 1 до 10 г/л (1000-10000); 3) солевые (минерализованные) – от 10 до 50 г/л (10000-50000); 4) рассолы, минерализация которых выше 50 г/л (50000 мг/л) [35]. При всем разнообразии пластовых вод можно выделить следующие типы: тектонические, шельфовые и технические. К типу тектонических пластовых вод относят воды, которые поступают в основном по тектоническим трещинам из пластов с более высоким напором. Шельфовые воды – это подземные воды шельфовых частей материков, иначе говоря, прибрежных частей дна Мирового океана. Техническая вода при бурении и эксплуатации месторождения поступает в нефтегазовые пласты с низким давлением, а также при ремонтных работах в скважине.
Так называемые нефтяные коллекторы, которые отлагались в водных бассейнах, представлены осадочными породами. Следственно, все поровое пространство в осадочных породах до просачивания в них нефти было заполнено водой. В результате всех тектонических процессов и вертикальных перемещений нефтяных и газовых коллекторов, присутствующие углеводороды мигрировали в верхние части пластов, где, исходя из плотности, происходило их распределение. В нефтяной залежи количество связанной воды распределяется от нескольких долей процентов до почти 70% объема порового пространства. В настоящее время, в ходе длительных исследований было доказано, что если пласт в залежи имеет небольшую проницаемость и содержит до 35-40% воды, то тогда из данной скважины может добываться безводная нефть. Это объясняется тем, что при данных условиях связанная вода в пласте не перемещается. Неотъемлемой составной частью выбросов месторождений служит пластовая вода. Именно из-за пластовых вод возникают различные осложнения в процессе эксплуатации месторождений, а особенно при подготовке нефти.
В классификации пластовых вод по степени полезности выделяют соленые, слабосоленые и пресные.
Важнейшей характеристикой пластовой воды является также показатель концентрации водородных ионов рН, который указывает на кислотную или щелочную среду водных растворов.
В практике нефтегазовой гидрогеологии по рН все воды делят на 5 типов:1) до 3 – кислые; 2) 4 – 6 – слабокислые; 3) 7 – нейтральные;4) 8-10 – слабощелочные;5) 11-14 – щелочные. На данный момент насчитывается несколько десятков классификаций природных вод по химическому составу. К наиболее распространенным классификациям относятся классификации Алекина О.А., Валяшко М.Г. (1935) и Сулина В.А (1948). В основу классификации Сулина В.А. положены такие критерии, как преобладание определенных ионов, соотношение между этими ионами и характеристик Пальмера.
Природно-климатическая характеристика района исследования
Известен способ выделения йода и брома из природных вод, включающий предварительное их подкисление серной кислотой до значения pH 1-3, окисление галогенов газообразным хлором с последующей их воздушной десорбцией или сорбцией на твердом носителе, в частности на угле или ионообменнике [85]. Недостатками этого способа являются: - высокие капитальные затраты, связанные с необходимостью организации сложного и токсичного хлорного хозяйства; - значительные эксплуатационные расходы, обусловленные затратами на газообразный хлор и серную кислоту; - образование токсичных радиоактивных отходов в виде осадков гипса, концентрирующих на себе естественные радионуклиды, содержащиеся в природных водах; - дополнительные затраты, связанные с известкованием отработанных вод и их дегалогенированием перед сбросом в окружающую среду. Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому способу является способ выделения йода и брома из буровых вод, включающий предварительное их подкисление минеральной кислотой с последующим селективным электрохимическим окислением галогенов в бездиафрагменном электролизере [157]. Недостатками указанного способа являются: - значительные эксплуатационные расходы, обусловленные затратами на подкисление буровых вод; - образование токсичных, в том числе и радиоактивных отходов в случае применения для подкисления дешевой серной кислоты; - затраты, связанные с известкованием отработанных вод и их дегалогенированием перед сбросом в окружающую среду. Большую часть добываемого в мире брома (90–95%) добывают из гидроминерального сырья. Производимая в Туркмении и Азербайджане продукция из-за низкого качества неконкурентоспособна. В России бром производили на Кучукском сульфатном заводе, в ПО «Сильвинит» и Уральском ПО «Галоген».
Так, например, АО «Татнефть» имел патент № 2107021 « Способ получения брома из пластовой воды нефтяного месторождения», но на 27.04.2012 года прекратил свое действие. Новообразованием в предлагаемом способе является удаление основного количества органических примесей из исходного сырья, совмещенное с процессом упаривания рассола на вакуум-выпарной установке до снижения рН до 1± 0,1 и повышения плотности до 1,35 г/см3. При этом достигается снижение концентрации органических соединений и увеличивается содержание бромида в рассоле.
Данный патент относится к способам извлечения брома из бромсодержащих растворов солей, в частности, из пластовой воды нефтяного месторождения.
Известен способ получения брома с подогревом рассола, что позволяет увеличить степень извлечения брома [156].
Недостатком известного способа является низкая эффективность, обусловленная дополнительным расходом тепла.
Наиболее близким техническим решением предлагаемому изобретению является способ получения брома, включающий нагревание рассола, содержащего бром и хлориды магния, калия и натрия, хлорирование его с одновременной подачей водяного пара (авт. Св. N 652111, БИ N 10, 1979 г.). С целью интенсификации процесса хлорирования и снижения содержания воды в продукте рассол перед хлорированием нагревают до 112 – 117oC, хлорирование ведут в присутствии твердых хлоридов магния, калия и натрия.
Недостатком данного способа является повышенный расход хлора на окисление органических веществ, присутствующих в пластовой воде нефтяного месторождения, вспенивание в процессе хлорирования и продувки водяным паром и, самое главное, попадание органических веществ в готовый продукт бром в количествах, превышающих допустимые нормы ГОСТа. Суть данного патента заключается в том, что в процессе выпаривания пластовой воды, содержащей 1 – 2% органических веществ, удаляется большая часть этих веществ при соблюдении трех условий: повышение плотности жидкости до 1,35 г/см3 и более, снижение pH до 1± 0,1 и интенсивное кипение жидкости с отбором пара под вакуумом. Такой режим выпаривания реализуется на вакуум-выпарной установке после кристаллизации 98% хлористого натрия и отгонки 85% воды, содержащейся в исходной пластовой воде. В этом заключается отличие предлагаемого технического решения от известных способов получения брома, которое (отличие) позволяет снизить содержание органических веществ в пластовой воде в 7 – 10 раз и обеспечить получение технического брома марки Б по ГОСТ 454 – 76. Другим ожидаемым положительным эффектом от использования предлагаемого способа является повышение концентрации брома в исходном сырье перед хлорированием в 6 – 9 раз.
Снижение pH до 1 способствует переходу асфальтогеновых кислот в нерастворимое состояние. Увеличение плотности дисперсионной среды (воды) облегчает всплытие глобул дисперсной фазы и приводит к разрушению эмульсии. Увеличение концентрации неорганических солей (кальция и магния) до состояния пресыщения способствует потере устойчивости коллоидной системы и переходу мицелл полярных асфальтосмолистых компонентов в мелкодисперсное состояние с последующим удалением.
Таким образом, происходит удаление органических веществ, при использовании в качестве бромсодержащего сырья пластовой воды нефтяного месторождения в процессе вакуумной выпарки.
По патенту №2132819, автором которого является Жилин А.Г., предлагается способ комплексной переработки гидроминерального сырья. Автором предложена технология использования йодобромсодержащей воды с почти стопроцентным извлечением. Суть технологии заключается в том, что используемая вода хлорнатриевого типа предварительно очищается и концентрируется в виде дистиллята, а йод и бром извлекаются из рассола.
Характеристика физических свойств исследуемых пластовых вод
Курганное месторождение. Курганное представлет собой совокупность нескольких залежей нефти и газовой шапки. Месторождение открыто в 1987 году. В 1990-1992 гг. между Курганной и Северо-Курганной структурой продолжалось бурение и была установлена пространственная общность залежей нефти. В результате Курганная и Северо-Курганная структуры, залежи в их пределах и запасы по ним вошли в единое месторождение под названием Курганное. По совокупности данных Курганное месторождение по размерам структуры относится к категории мелких и отличается сложным тектоническим строением. Продуктивная толща представлена нижнеаптскими и неокомскими отложениями. В нижнеаптских отложениях выделяют два продуктивных пласта, которые сложены глинами и песчаником. Залежь пласта 1 нижнеаптского подъяруса на Курганной структуре открыта первой. Залежь по размерам, по добыче нефти является самой крупной на Курганном месторождении. Залежь пласта 2 является второй на месторождении по величине принятых начальных запасов нефти. Вода на залежи появилась спустя два года после эксплуатации и неуклонно возрастала обводненность скважин. В неокомских отложениях также выделяют два продуктивных пласта, сложенные песчаником. Продуктивные песчано-алевролитовые пласты характеризуются малыми толщинами, высокой неоднородностью, невыдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу. На месторождении велика доля бездействующих скважин, большинство действующих имеют недопустимо низкие дебиты по нефти и по жидкости.
По классификации нефтей нефть Курганного месторождения можно охарактеризовать как малосмолистую, парафинистую, малосернистую, вязкую с температурой застывания 16С, газосодержание 183-122 м3/м.
Красно-Камышанское месторождение. Красно-Камышанское месторождение эксплуатируется с 1972 года. Месторождение приурочено к брахианти-клинали субширотного простирания, осложненной с юга и востока сбросами. Продуктивный пласт слагается песчаником, характеризующимся поровым типом нижнеаптскими отложениями. Залежь относится к типу пластовых сводовых, тектонически экранированных и литологически ограниченных. Обводненность скважин в среднем составляет 75%.
Нефть Красно-Камышанского месторождения представляет собой нефть маловязкую с высокой температурой застывания 20С, малосмолистую, малосернистую, парафинистую с газосодержанием 54 м3/м. Восточно-Камышанское месторождение. Восточно-Камышанское месторождение в структурном отношении приурочено Каспийско-Камышанской структурной ступени, который осложняет южный склон вала Карпинского. Месторождение представляет собой антиклиналь, вытянутую в юго-восточном направлении. В пределах площади выделяют четыре залежи: альбская, две нижнеаптские, юрская. Восточно-Камышанское месторождение разрабатывается с 1972 года. Продуктивный пласт представлен отложениями байосского и нижнеальбского яруса. Коллектор терригенный, неоднородный. Нижнеаптская залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная, но уже выработана. Залежь нижнеальбского пласта приурочена к своду антиклинали и является ловушкой структурного типа. Обводненность скважин достигает 90%. Нефть Восточно-Камышанского месторождения характеризуется как вязкая с температурой застывания 15С, малосернистую, малосмолистую, парфинистую с газосодержанием 47 м3/м. Екатерининское месторождение. Екатерининское месторождение в тектоническом отношении входит в состав Камышанско-Каспийской антиклинальной зоны, осложняющий южный склон вала Карпинского. Продуктивная толща представлена пластами нижнеаптского и келловейского яруса. Месторождение введено в разработку в 1976 году. В структурном отношении по кровле продуктивного пласта келловейского яруса поднятие представляет собой симметричную брахиантиклинальную складку. В пределах поднятия выявлено три залежи, приуроченные к нижнеаптскому подъярусу и келловейскому ярусу. Нефтяная залежь келловейского яруса во внутриконтурной зоне неоднороден. Залежи нефти пластовые, сводовые. Залежи нефти приурочены к песчаникам нижнеаптского и неокомского возраста. Коллектор неоднороден по литологическому составу, тип коллектора поровый.
Нефть Екатерининского месторождения может быть охарактеризована следующими характеристиками: маловязкая с температурой застывания 19С, малосмолистая, среднепарафинистая, малосернистая с газосодержанием 29 м3/м.
Надежденское месторождение. Надежденское месторождение расположено в пределах Промыслового блока Каспийско-Камышанской ступени. Месторождение представляет собой узкую изометричную антиклинальную складку, осложненную небольшими куполами в приосевой части, «структурными носами» и заливами на периклиналях. Складка простирается с северо-запада на юго-восток, слегка погружаясь в этом же направлении. Продуктивные пласты приурочены к нижнемеловым неокомско-нижнеаптским отложениям. Разработка месторождения осуществляется с 1976 года. На Надежденской площади песчаники продуктивных неокомско-нижнеаптских отложений несогласно залегают на глинистых породах байосского яруса средней юры и перекрываются глинами нижнеаптских образований нижнего мела.
Нефть Надежденского месторождения характеризуется как вязкая с температурой застывания 17С, малосернистая, малосмолистая, парафинистая с газосодержанием 50,3 м3/м.
Комсомольское месторождение. Комсомольское месторождение приурочено к поднятию, относящаяся к Комсомольско-Артезианской антиклинальной зоне, расположенной на южном склоне вала Карпинского. В структурном отношении кровля продуктивного пласта байосского яруса поднятие представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания. Размеры поднятия с глубиной изменяются незначительно. В пределах поднятия выявлены две нефтяные залежи в коллекторах нижнеаптского подъяруса и байосского яруса. Залежи неполно пластовые.
ПАУ в пластовых водах исследуемых нефтяных месторождений
Нефтепродукты — смеси углеводородов, а также индивидуальные химические соединения, получаемые из нефти и нефтяных газов. К нефтепродуктам относят различные углеводородные фракции, получаемые из нефти. Понятие «нефтепродукты», в более широком смысле, принято представлять как товарное сырье из нефти, прошедшее первичную подготовку на промысле, и продукты переработки нефти, использующиеся в различных видах хозяйственной деятельности: бензинные топлива (авиационные и автомобильные), керосинные топлива (реактивные, тракторные, осветительные), дизельные и котельные топлива; мазуты; растворители; смазочные масла; гудроны; битумы и прочие нефтепродукты (парафин, присадки, нефтяной кокс, нефтяные кислоты и др.)[50].
Важную роль в распределении нефтепродуктов в водотоках принадлежит физическим процессам сорбция нефти взвесью и ее осаждение. По мере удаления от источников загрязнения концентрация нефтепродуктов во взвесях снижается, что обусловлено испарением их летучих компонентов, а также биохимическим окислением [23].
Повышенная концентрация нефтепродуктов представляют главную опасность пластовых вод. При попадании пластовых вод в открытые воды ведет к определенным реакциям обитателей этих вод. Так, например, при концентрации 0,4 мг/л нефтепродуктов в воде у рыб наблюдаются физиологические нарушения и опухоли [111], при 20 мг/л у рыб наблюдается интоксикация нервной системы, а у молоди осетров - летальный исход [120]. Нефтепродукты вызывают не только отравление и гибель рыб, но и при разливе этих вод происходит деградация почв.
Содержание нефтепродуктов в исследуемых пробах вод находится в диапазоне от 0,196 до 14,394 мг/л. Среднее значение токсиканта для исследуемых проб пластовой воды составляет 4,758 мг/л. Минимальная концентрация нефтепродуктов отмечается в пробе воды Состинского месторождения, а максимальная концентрация отмечается в пробе воды Курганного месторождения (табл.13,табл.14). Норматив по содержанию нефтепродуктов в природных водах составляет 4 мг/дм3. Наблюдаем, что содержание нефтепродуктов превышают ПДК от 1 до 4 раз в пластовых водах
Содержание нефтепродуктов в пробах пластовой воды нефтяных месторождений:1-Восточно-Камышаанское,2-Екатерининское, 3-Калининское,4-Комсомольское,5-Красно-Камышанское,6-Курганное,7–Надежденское,8-Состинское, 9-Тенгутинское, 10-Шахметское.
Полиароматические углеводороды (ПАУ) представляют собой высокомолекулярные органические соединения, структура которых состоит из двух и более конденсированных бензольных колец. Они относительно мало растворяются в воде, но хорошо — в жирах. Почти все количество ПАУ в атмосфере абсорбировано поверхностью взвешенных частиц.
ПАУ могут накапливаться в природных объектах, перераспределяться между средами, превращаются в более токсичные соединения, создавая опасность загрязнения всех компонентов в окружающей среде [105,164,191,196].
В молекуле ПАУ два бензольных кольца либо имеют два общих атома углерода, либо соединены углерод-углеродной связью. Именно предприятия энергетического комплекса, нефтеперерабатывающая и химическая промышленность представляют собой одни из приоритетных источников поступления этих углеводородов в экосистему. Эмиссия ПАУ происходит за счет термических процессов, происходящих в промышленности, а именно сжигания органического сырья и ее переработка или за счет карбонизации.
В последние годы в общем объеме добываемого и перерабатываемого углеводородного сырья неуклонно растет доля тяжелых нефтей, отличительная особенность которых – высокое содержание ПАУ и высокомолекулярных гетероатомных компонентов [127]. Наиболее опасна группа полиароматических углеводородов [64,166]. Полициклические ароматические углеводороды (ПАУ) являются одним из наиболее распространенных, токсичных и устойчивых к разложению суперэкотоксикантов, поступающих в окружающую среду [192]. Отличительной особенностью данных углеводородов является канцерогенное и мутагенное воздействие на живые организмы [2,38,67]. 0ни являются хроническими токсикантами [175].
Среди веществ-экотоксикантов полиароматические соединения занимают одно из первых мест по урону, наносимому окружающей среде. В настоящее время наблюдается большое разнообразие полиароматических углеводородов. Их утилизация сводится в основном к захоронению на специальных полигонах. Токсичность, канцерогенность и мутагенность этих веществ общеизвестна В нефтях идентифицированы фенантрены, хризены, пирены, бензпирены, тетрафены [6,161,194,201]. Содержание одного из наиболее токсичных соединений — 3,4 бензпирена в нефтях колеблется от 250 до 8050 млрд-1 [6].
По типу сочленения бензольных колец в структуре полиароматических углеводородов различают линейную структуру, например, антрацен и угловую структуру, например, фенантрен. Особый случай углового сочленения-наличие общих для трех сочлененных циклов атома углерода, как, например, в пирене [88].
ПАУ можно рассматривать как производные нафталина и дифенила. По данной классификации все полиароматические углеводороды делят на две группы. Первая группа называется ката-анелированные ПАУ, сюда входят углеводороды – производные нафталина. Вторая группа – пери-конденсированные ПАУ, сюда входят углеводороды – производные дифенила. ПАУ химически довольно стабильны, это объясняется наличием в структуре сопряженной системы – электронов.
Физические свойства. При комнатной температуре это твердые вещества с очень низкой летучестью. В воде малорастворимы, но растворимы в органических растворителях. В водных эмульсиях взвешенные частицы абсорбирут ПАУ, вследствие этого наблюдается повышение концентрации ПАУ в природной воде. Для ПАУ характерна флуоресценция при поглощении ультрафиолетовых лучей.
Заблуждением многих является тот факт, что при взаимодействии с другими веществами, канцерогенность ПАУ уменьшается. Как показала практика, многие образовавшиеся ПАУ производные наиболее канцерогенны, чем исходный реагент. Как уже было упомянуто, что в ходе пиролиза органического сырья, образуются радикалы, которые соединяясь между собой, образуют молекулы ПАУ.
Содержащие ПАУ аэрозоли, таким образом, распыляемые в воздухе, могут переноситься ветром на большие расстояния. Тип воздействия ПАУ на живые организмы ключевым образом зависит от структуры самого углеводорода и может изменяться в очень широких пределах. Многие полициклические ароматические углеводороды являются сильными химическими канцерогенами. Такие соединения, как бенз(a)антрацен, бензапирен и овален, обладают ярко выраженными канцерогенными, мутагенными и тератогенными свойствами [38,167].