Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова На правах рукописи
advertisement
Северный (Арктический) федеральный университет имени М.В. Ломоносова На правах рукописи КРАЙНЕВА Олеся Владимировна СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ КАК ПОТЕНЦИАЛЬНЫЙ ФАКТОР ЗАГРЯЗНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ И МЕТОДЫ ЕГО ОЦЕНКИ (на примере прибрежной зоны севера Тимано-Печорской провинции) Специальность 25.00.36 – Геоэкология Диссертация на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук Научный руководитель: д. г.-м. н., профессор Губайдуллин М. Г. г. Архангельск – 2014 год Содержание Введение 1 6 АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ 1.1 Основные сведения о геологическом строении территории 14 15 1.1.1 Краткое описание глубинного геологического строения региона 18 1.1.2 Ресурсный потенциал и нефтегазоносное районирование 20 1.1.3 Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны 22 1.2 Анализ факторов воздействия на геологическую среду 25 1.2.1 Природные факторы, определяющие устойчивость геологической среды 26 1.2.2 Факторы техногенного воздействия 32 1.3 Исследование закономерностей регионального изменения свойств 34 и состава нефти 1.4 Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря 2 41 ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЫ 2.1 Варандейское нефтяное месторождение 44 44 2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения 46 2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти 50 2.2 Торавейское нефтяное месторождение 59 2.2.1 Исходные данные о месторождении 60 2.2.2 Анализ изменения состава и свойств нефти 63 2.3 Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным пластам Тобойского месторождения. 70 2 3 ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ КАК ИНДИКАТОР СТЕПЕНИ ВОЗМОЖНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВАХ И МЕТОДЫ ИХ ОЦЕНКИ 76 3.1 Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты 77 3.1.1 Легкие фракции 79 3.1.2 Плотность нефти 81 3.1.3 Вязкость 81 3.1.4 Парафины 82 3.1.5 Сера и ее соединения 83 3.1.6 Смолы и асфальтены 85 3.1.7 Ванадий и никель 86 3.2 Характеристика метрических методов анализа состояния природной среды 90 3.2.1 Классификация объектов 93 3.2.2 Принятие управленческих решений 95 3.3 Экспертные методы оценки 4 98 3.3.1 Организация опросов экспертов 100 3.3.2 Оценка качества работы экспертов 103 РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТИ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ 107 4.1 Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее компонентного состава 107 4.1.1 Предпосылки разработки методики 107 4.1.2 Влияющие факторы 110 4.1.3 Основа и структура методики 112 4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок 116 4.2 Принципы районирования территории по степени потенциального воздействия углеводородов на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря 122 3 4.3 Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида 126 Заключение 138 Библиографический список 141 Приложение 155 4 ВВЕДЕНИЕ При добыче и транспортировке нефти происходит загрязнение природной среды, как правило, при аварийных ситуациях. Особенности и степень этого воздействия зависят от количества и состава нефти, а также от свойств природных систем, принимающих эти вещества. В одних случаях они устойчивы и даже инертны, в других – подвергаются быстрым преобразованиям и активно взаимодействуют с почвенно-грунтовой массой (Глазовская, 1988; Пиковский, 1988, 1993; Солнцева, 1998). В связи с этим возникает проблема, связанная с оценкой потенциального негативного воздействия нефтезагрязнений на природную, и в первую очередь, на геологическую среду. Активное освоение северной части Тимано-Печорской провинции (ТПП) и реализация маршрута отгрузки нефти северным морским путем выводит в ряд первоочередных задач вопрос об экологической безопасности проводимых работ, и о проведении экологического прогнозирования (Аковецкий, 2008) возможных последствий намечаемой деятельности и реализуемых проектов. Впервые для северного региона такая оценка, где авторы учитывали характер загрязнения среды в зависимости от свойств и состава нефти, была выполнена на примере Центрально-Хорейверской впадины (Губайдуллин, Иванов, 2005) при поддержке РФФИ, грант № 05-05-97518. В настоящее время существуют многочисленные методики оценки техногенного воздействия нефти на природную среду в различных регионах и климатических зонах. Однако отработанных методов интегральных количественных оценок экологической роли техногенных воздействий, включая опасность загрязнения природных систем нефтью и нефтепродуктами и общепринятых методов оценки вклада отдельных технических объектов в трансформацию ландшафтов нет. Большинство методик, где так или иначе ведется учет свойств и состава нефти, а также компонентов входящих в ее состав, направлены на оценку эффективности 5 разрабатываемых способов очистки территории от нефтезагрязнений (Глязнецова, Тимофеев, Киреева, Зуева и др.), а также скорости и характере деградации отдельных загрязняющих веществ. Так, например, оценка техногенного воздействия нефти на почвы Западной Сибири (на примере Томской области), основывается на учете величины (концентрации) загрязняющего вещества (нефти) в почве, а также изучении изменения химических и физико-химических свойств грунтов с момента начала загрязнения и их динамика в процессе деградации и окисления нефти (Середина В.П.). Другие методики оценки (Середин В.В., 1998), разработанные на основе результатов почвогрунтами и многолетних подземными наблюдений водами на за загрязненными территории «Лукойл- Пермнефтеоргсинтез», направлены на оценку ведущих геоэкологических признаков для определения эффективности использования известных способов санации. В рамках этой методики учитывается воздействие отдельных компонентов нефти на биоту. Здесь к рассмотрению приняты такие характеристики нефти как содержание легких фракций, метановых (включая твердые фракции) и циклических углеводородов, а также смол и асфальтенов. В итоге ведущие геоэкологические условия санации территорий представляются в цифровом виде, посредством энергетического критерия. Однако нельзя не отметить, что выделенные характеристики нефти учитываются в методиках лишь таблично (через отдельных представителей), безотносительно к их содержанию и расчеты сводятся к вычислению суммарной энергии разрушения загрязняющих веществ, что возможно к применению уже в рекультивационных работах. Необходимо отметить, что применение методов санации, предлагаемых по результатам применения этой методики, связано с нагревом грунтов и воды, что в рассматриваемом нами регионе неприемлемо. Это связано с опасностью последствий растепления многолетних мерзлых пород (ММП) и возможной активизацией таких процессов как солифлюкция, термокарст и пр., что может привести к 6 разрушению строительных конструкций, выполненных по (на I замороженных грунтах) и II (исключающих тепловое воздействие на грунт) типу строительства и тем самым спровоцировать еще большие масштабы аварийных ситуаций. Кроме того, ввиду высокой заболоченности территории и близостью береговой линии, стоимость мероприятий, связанных с затратами энергии на нагрев, будет существенно больше, чем на приводимых в примере западно-сибирских районах. В рамках проекта «Баренц-2020»на территории РФ активно внедряются зарубежные модели типа «OCKAR». Они разработаны с целью моделирования разливов нефти в открытом море и прибрежных акваториях и проработки сценария реагирования на нефтяной разлив с представлением информации о скорости и характере распространения загрязнения, а также возможностях деградации нефти в морских условиях. В этих моделях учитываются свойства нефти, длительность воздействия, объемы выброса загрязняющих веществ, характер аварий, погодно-климатические условия, а также океанографические данные (скорость ветра, волновой режим и др.) При оценке последствий аварий учитывается диспергация загрязнения волнами, испарение, растворение, био-деградация, а также фотоокисление нефти. Модель «OCKAR» была применена при оценке аварии в Мексиканском заливе и в 2007 году при разливе нефти в Норвегии. Однако в качестве характеристик нефти применяются только данные о ее углеводородном составе (С1-С22) и эта информация в модели учитывается лишь при расчете скорости разложения и окисления нефти. Модель «OCKAR» является сложным математическим продуктом, позволяющим учитывать многочисленные параметры и характеристики как техногенные, так и природные. Важно отметить, что оценка поведения нефти в условиях низкого заболоченного берега, где ее проникновение вглубь материка может достигать 10-15 км, что является характерным условием для юго-восточной части Баренцева моря, не представляется возможной без существенных 7 доработок и вложения в модель комплексных данных, характеризующих район, которых в настоящее время нет. Основной целью имеющихся методик является изучение форм преобразования уже загрязненных природных систем, анализ трансформации загрязняющих веществ и выявление эффективных методов восстановления и рекультивации нарушенных территорий и трансформированных почв, без возможности прогнозирования последствий и характера нефтезагрязнений до их возникновения. В настоящее время центром активной добычи и транспортировки нефти на севере ТПП становится прибрежная зона юго-восточной части Баренцева моря, где объемы перевалки товарной нефти составляют более 10 млн. тонн в год. Являясь пограничной зоной «суша-море», данная территория характеризуется высокой чувствительностью к различного рода воздействиям и низкой самовосстановительной способностью природных комплексов. Ввиду низкой плотности населения в районе исследования, основным природным объектом, подвергаемым воздействиям и трансформации в процессе разработки и эксплуатации месторождений и нефтетранспортных систем является геологическая среда1. Относительно слабая изученность района, низкая способность природных комплексов к самоочищению, присутствие близко залегающей многолетней мерзлоты, короткий вегетационный период, а также большое видовое разнообразие добываемой и транспортируемой нефти, выводят вопрос об оценке ее потенциального воздействия на геологическую среду в разряд важных и актуальных. Однако описание, и анализ таких сложных систем и механизмов невозможно достоверно оценить только экспериментально или теоретически, а математические модели потребуют существенных упрощений, поэтому для оценки потенциального воздействия нефти на геологическую среду Геологическая среда – это верхняя часть литосферы, которая рассматривается как многокомпонентная динамичная система, находящаяся под воздействием инженерно-хозяйственной деятельности человека (Сергеев, 1979) 1 8 прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря целесообразно использовать экспертный метод (Губайдуллин, 2003). Целью работы является исследование состава и свойств нефти и разработка методики оценки ее потенциального воздействия на геологическую среду при аварийных разливах в прибрежной зоне юговосточной части Баренцева моря. Для достижения поставленной цели в работе рассмотрены и решены следующие задачи: анализ факторов воздействия на верхнюю часть геологической среды, включая мерзлые породы, поверхностные и частично грунтовые воды, а также почвенно-растительный покров, как индикатор ее состояния; исследование закономерностей изменения свойств нефти; выявление характерных особенностей изменения состава и свойств нефти для месторождений прибрежной зоны; исследование состава и свойств нефти, как потенциального фактора загрязнения, и методов его оценки; разработка методики оценки воздействия нефти на верхнюю часть геологической среды (ГС) прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря; районирование прибрежной территории по степени потенциального воздействия аварийных разливов нефти. Положения, выносимые на защиту 1. Нефть, добываемая из месторождений, расположенных в прибрежной зоне северной части ТПП, характеризуется большим видовым разнообразием и существенным изменением со временем ее состава и свойств, которые влияют на характер загрязнения ГС при аварийных разливах. Для месторождений рассматриваемой территории характерно повышенное содержание смолисто-асфальтеновых веществ, присутствие сероводорода, а также постепенное увеличение со временем содержания в 9 нефти смол, асфальтенов, серы и других компонентов, опасное воздействие которых на ГС на данной территории наиболее вероятно. 2. Разработанная методика, основанная на учете характера воздействия нефти на ГС путем проведения экспертного опроса, позволяет провести оценку уровня экологической опасности возможных нефтяных загрязнений для объекта воздействия на основе комплексного анализа многочисленных факторов и унификации единиц их измерения с применением балльных шкал. 3. Использование методики экспертной оценки на основе балльных классификаций позволило районировать прибрежную зону по степени негативного воздействия возможных аварийных разливов с учетом индивидуальных свойств и состава нефти, а также климатических и геологических особенностей территории, что необходимо для разработки наиболее оптимального размещения пунктов экологического мониторинга и планирования способов рекультивации загрязненных земель. Научная новизна исследований 1. На основе имеющихся и полученных автором новых данных впервые исследованы и установлены основные закономерности изменения химического состава и физических свойств нефти по всему разрезу продуктивных пластов месторождений прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря. Это позволило выявить особенности и динамику изменения отдельных характеристик добываемого сырья, и, как следствие, оценить степень его потенциальной опасности для ГС в случае аварийных разливов. 2. Усовершенствована и адаптирована методика экспертной оценки применительно к задаче исследования потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее индивидуальных физико-химических характеристик. 3. Проведено результатам оценки районирование с рассматриваемой использованием 10 территории установленных по весовых коэффициентов, учитывающих индивидуальный состав нефти и особенности геологической среды прибрежной зоны севера ТПП. Практическая значимость Районирование территории по степени потенциальной опасности добываемого и транспортируемого углеводородного сырья на основании результатов проведенной оценки позволяет заблаговременно выделять участки, где в случае возникновения аварий, последствия загрязнения будут наиболее неблагоприятными. Кроме того, выполненное геоэкологическое районирование позволяет обосновать систему экологического мониторинга объектов и участков, находящихся в зонах высокого уровня потенциальной опасности воздействия нефти на приповерхностную часть геологической среды, а также планировать и рекомендовать мероприятия по рекультивации нефтезагрязненных территорий. Результаты диссертационной работы учтены в ООО «Варандейский терминал» при актуализации программы проведения производственного экологического мониторинга на береговых объектах нефтеотгрузочного комплекса и используются при проведении учебных занятий в Институте нефти и газа САФУ имени М.В. Ломоносова. Личный вклад автора и методы исследований К основной идее диссертационной работы – оценке воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее состава и свойств автор пришел в процессе участия в научно-практических конференциях под руководством профессора М.Г. Губайдуллина, а также в результате продолжительного личного исследования свойств нефти месторождений северо-востока Тимано-Печорской провинции и анализа экологической обстановки в исследуемом районе. Основы использованного подхода, в части экспертной оценки влияющих факторов, изложены в более ранних работах (Айвазян и др. 1989; Саати, Кернс, 1991; Солнцева, 1998; Губайдуллин, 2002, 2005; Коробов, 2008 и др.), но его адаптация и апробация применительно к данной проблеме и территории впервые выполнена непосредственно автором. 11 Методы исследований заключались в использовании широкого комплекса средств, включающих более 1000 лабораторных анализов образцов нефти Варандейского, Торавейского, Южно-Хыльчуюского и других месторождений расположенных в районе исследования, а также их смесей, транспортируемых через Варандейский нефтеотгрузочный терминал, и анализ состояния верхней части геологической среды исследуемого региона (исследования почв, грунтов и поверхностных вод), выполненных автором в период с 2008 по 2013 годы. Исследования также включали в себя анализ и обобщение фондовых и литературных источников; аналитическую и статистическую обработку данных и графическую интерпретацию результатов, с использованием различных электронных приложений. В качестве практического результата, автором выполнено районирование месторождений, расположенных в районе исследования, а также участков действующей сети межпромысловых нефтепроводов с целью выявления наиболее потенциально опасных зон. Результаты районирования можно использовать для минимизации площадей первичных нефтезагрязнений, уменьшения риска попадания поллютантов в почвенно-грунтовые и поверхностные воды, для заблаговременного выделения участков, где наиболее возможно возникновение аварийных ситуаций. Кроме того, полученные результаты расположения пунктов являются инструментом экологического для мониторинга обоснования и методов рекультивации нефтезагрязненных территорий. Апробация работы Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и получили положительную оценку на российских и международных конференциях и семинарах: на II Международной научнопрактической конференции «Проблемы развития энергетической и транспортной инфраструктур в условиях освоения Европейского Севера и Арктического региона на ближайшую перспективу» (Архангельск, 2012); Международной конференции студентов, аспирантов и молодых ученых 12 «Ломоносов-2013» (Москва, 2013); Международной российско-норвежской научной конференции «Исследование и освоение углеводородных ресурсов прибрежных регионов» (Архангельск, 2013); в международном семинаре "Рассохинские чтения" (Ухта, 2012, 2014); на Х научно-технической конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России» (Москва, 2014); на научно-практической конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти, нефтепродуктов и газа» (Уфа, 2012); Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Новые технологии – нефтегазовому региону» (Тюмень, 2013), а также ежегодных научнотехнических конференциях АГТУ-САФУ (Архангельск, 2008-2013). По теме диссертации опубликовано 16 работ, в том числе 4 статьи в ведущих рецензируемых журналах, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ. Структура и объем работы Диссертация состоит из введения, 4 глав, заключения и библиографического списка использованной литературы, включающего 121 источник. Работа изложена на 159 страницах машинописного текста, содержит 31 рисунок и 10 таблиц. 13 Глава 1. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ ПРИ ОСВОЕНИИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРНОЙ ЧАСТИ ТИМАНО-ПЕЧОРСКОЙ ПРОВИНЦИИ Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция (ТПНГП) считается одним из перспективных районов добычи углеводородного сырья на Европейском Севере России. Согласно существующим оценкам, объем начальных суммарных ресурсов нефти в пределах суши ТПП составляет около 5,0 млрд. т (Григорьев, Прищепа, 2009). Большая часть извлекаемых запасов нефти (порядка 1,4 млрд. т) содержится в месторождениях, расположенных в северной ее части – на территории Ненецкого автономного округа (НАО) Архангельской области (рис. 1.1). В настоящее время объемы добычи нефти здесь составляют более 14 млн.т. в год. Накопленная добыча нефти в НАО на начало 2013 года составила более 175 млн. тонн. В свою Рисунок 1.1 – Обзорная карта месторождений северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (Цыбин, 2013) 14 очередь, эффективное и безопасное освоение углеводородных ресурсов региона требует всестороннего изучения его особенностей и главным образом геологического строения, с рассмотрением факторов, влияющих на устойчивость геологической среды и угнетающих ее. 1.1 Основные сведения о геологическом строении территории 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 многолетнего и геологоразведочных строение севера ТПП последовательного работ различных описывается по изучения результатов производственных и итогам научных организаций. В современном структурном плане платформенного чехла севера провинции выделяются три надпорядковые структуры – Тиманская гряда, Печорская синеклиза и Предуральский краевой прогиб. 15 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: 3) 1) Нерицкая моноклиналь, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, 2) Ижемская 4) впадина, Печоро-Кожвинский мегавал, 5) Денисовский прогиб, 6) Колвинскиймегавал, 7) Вангурейская седловина, 8) Хорейверская впадина, 9) Варандей-Адзъвинская структурная зона (рис.1.2). Б – Тиманская гряда, В – Печорская синеклиза, Г– Предуральский краевой прогиб. В1 – Нерицкая моноклиналь: В1.1 – Тобышская ступень, В1.2 – Седуяхинский вал; В2 – Ижемская впадина; В3 – Малоземелье Колгуевская моноклиналь; В5 – Денисовский прогиб; В6 – Колвинский мегавал: В6.1– Ярейюский вал, В6.2 – Харьягинский вал; В7-8 – Хорейверская впадина: В7 – Вангурейская седловина, В8 – Большеземельский свод; В9 – Варандей-Адзьвинская структурная зона; Г – Коротаихинская впадина; Г2 – Воркутское поперечное поднятие; Г3 – гряда Чернышова Рисунок 1.2 – Тектонические структуры платформенного чехла севера ТПП (1: 5 000 000) (Губайдуллин, 2002) 16 Варандей-Адзъвинская структурная зона, занимает крайнюю северовосточную 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 структуры: по вал всему разрезу Сорокина, вал палеозоя. Основные Гамбурцева, положительные Медынско-Сарембойская антиклинальная зона и Талотинский вал (рис. 1.3). Тектонические элементы: 32- Варандей-Адзъвинская структурная зона (авлакоген), 32-1 – Вал Сорокина, 32-2 Мореюская депрессия, 32-3 Сарембой-Лаккеягинский вал, 32-4 Вал Гамбурцева, 32-6 Талотинский вал Рисунок 1.3 - Тектоническая схема Варандей-Адзъвинской структурной зоны [1] 17 1.1.1 Краткое описание глубинного геологического строения региона 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 позднепротерозойские, наложенная палеозойские, синеклиза. мезозойские Здесь и развиты 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 терригеннокарбонатного 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 18 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. 19 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. 1.1.2 Ресурсный потенциал и нефтегазовое районирование В Тимано-Печорском нефтегазоносном бассейне на авлакогеновой стадии в раннем палеозое сформировалось много мелких очагов нефтегенерации, которые работают в разное время, что обусловливает многообразие типов нефти в отложениях этой стадии (Геология, 1983; 1990; Геология нефти, 1990). Стратиграфический включает отложения диапазон от нефтегазоносности ордовикско-нижнедевонских севера до ТПНГП триасовых. Промышленные залежи нефти в основном сосредоточены в средне- и верхнедевонских и нижнекаменноугольных отложениях. Здесь насчитывается большое количество многопластовых месторождений с различными типами пород-коллекторов и ловушек. Коллекторами служат песчаники, известняки и доломиты. Покрышки в основном представлены глинистыми образованиями. Залежи преимущественно антиклинального типа (Губайдуллин, Калашников 2008). Исходя из современных представлений о структуре осадочного чехла и истории развития осложняющих его элементов, на территории северной части ТПНГП выделяются семь нефтегазоносных областей (рис. 1.4). 20 Рисунок 1.4 – Схема нефтегазоносного районирования НАО (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008) Рассматриваемая нами Варандей-Адзъвинская нефтегазовая область (НГО) расположена в северо-восточной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Соответствующая ей одноименная структурная зона представляет собой сложно построенную структуру I порядка. В её составе выделяются структуры второго порядка: валы Сорокина и Гамбурцева, Сарембой-Лекейягинский и Талотинский, Мореюская и Верхнеадзъвинская депрессии. Валы представлены в виде вытянутых линейных структур, разбитых тектоническими блоками, к которым приурочены локальные объекты, как правило, крупные по размеру. В пределах зоны выявлено более 20 месторождений нефти (75 залежей). Разрез осадочного чехла представлен девятью нефтегазоносными комплексами. Практически весь осадочный чехол от силура до триаса является промышленно нефтеносным, хотя концентрация углеводородов по нефтегазоносным комплексам в границах Варандей-Адзъвинской зоны (ВАЗ) неравномерна. На севере ТПНГП находятся целый ряд достаточно крупных месторождений с извлекаемыми запасами нефти в несколько десятков миллионов тонн: Харьягинское, Южно-Хыльчуюское, Торавейское, Наульское, им. Романа Требса, им. Анатолия Титова и некоторые другие. 21 Таким образом, на севере Тимано-Печорской провинции создана мощная сырьевая база для нефтедобывающей промышленности. Относительно невысокая степень разведанности начальных потенциальных ресурсов, средняя степень изученности глубоким бурением и сейсморазведкой, перспективность районов для поиска новых структурных и особенно неструктурных ловушек углеводородов ставят рассматриваемую территорию в число регионов с потенциалом устойчивого экономического развития в течение продолжительного времени. Однако при проведении нефтеразведочных работ, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений значительному воздействию подвергается самая верхняя часть литосферы, сложенная четвертичными отложениями. 1.1.3 Особенности строения верхней части геологической среды прибрежной зоны Как уже отмечалось ранее, исследуемый район располагается преимущественно в пределах Печорской низменной равнины, между Тиманом и Уралом, и представляет собой местность с холмисто-грядовым рельефом. Она с поверхности сложена мощной толщей четвертичных отложений, представленных осадками различного генезиса, залегающих сплошным чехлом и заполняющих впадины дочетвертичного рельефа. Рыхлые отложения относятся к среднему, верхнему и современному ярусам четвертичной системы. Среди них преобладают морские и ледово-морские осадки всех перечисленных ярусов. В геологическом строении верхней части разреза (до глубины 15 м) залегают отложения современного яруса следующих генетических типов: - современные биогенные отложения (bIV); - современные озерные отложения (lIV); - современные аллювиально-морские отложения лайд и пляжей (amIV); - морские отложения верхнего и нижнего голоцена (mIV). 22 Современные биогенные отложения представлены слаборазложившимся сфагново-пушицевым торфом, характеризующимся высокой суммарной влажностью, большой пористостью и низкой несущей способностью. Биогенные отложения распространены на маршах, склонах гряд, плоской и гривистой лайде и залегают на верхнеголоценовых аллювиально-морских отложениях. Средняя мощность биогенных отложений от 0,0 до 0,5 м. Современные озерные отложения развиты ограниченно и приурочены к озерным котловинам, развиты в современных озерах и слагают их днища. Представлены песками мелкозернистыми, пылеватыми, в верхней части разреза оторфованными, заиленными. Мощность колеблется в пределах 2–3,5 м. Современные аллювиально-морские отложения лайд и пляжей представлены в верхней части песками серо-коричневыми и светлосерыми мелкими и пылеватыми, оторфованными в нижней части разреза – неравномерным переслаиванием песка, супеси, ила и глины с примесью органики от 3 до 12%. Отложения распространены на всех геоморфологических уровнях, находятся в мерзлом и талом состоянии, малольдистые. Мощность отложений до 8 м. Современные морские отложения представлены суглинками темно-серыми с линзами, гнездами и прослоями песка серого мелкого, с редким включением обломочного материала. Отложения находятся в талом, пластично-мерзлом и мерзлом состоянии. Морские отложения имеют повсеместное распространение в пределах современных пляжей и лайд и перекрыты аллювиально-морскими и биогенными отложениями. Глубина залегания кровли от 4 до 8 м (Бурков, 2012). Характерными особенностями поверхностных отложений являются: почти повсеместное отсутствие фракций тонкой пыли; несоответствие значений числа пластичности содержанию глинистой фракции; низкая коллоидная активность глинистой фракции, особенно ледниковых отложений, и, соответственно, не очень высокие емкость поглощения и потенциальная защитная способность пород; 23 относительно пониженные значения плотности твердых частиц, что обусловлено значительной заторфованностью отдельных горизонтов пород. Почвы в пределах НАО относятся к зоне тундровых почв Субарктики. Для этой территории наиболее характерны типично тундровые почвы, представленные своеобразным комплексом поверхностно-глеевых с остаточно глеевыми почвами (Юдахин, 2002). Формирование таких почв в типичной тундре (мохово-лишайниковой, бугристой, кустарниковой) объясняется развитием поверхностного оглеения под влиянием периодически сильного переувлажнения верхних горизонтов почвы, сменяемого процессами механического перемещения почвенных масс под влиянием вымораживания и выпучивания (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). Микробиологическая деятельность в почвенных слоях при избытке влаги и недостатке тепла замедлена и в значительной степени подавлена суровыми гидротермальными условиями. Она несколько более активна на самом верхнем горизонте почвы (от 0 до 20 см). Ослабленный темп биологической деятельности вызывает в почве крайне слабый круговорот веществ (вода, соли, органические вещества). Избыток влаги создает условия, ведущие к образованию оторфованного горизонта с наличием в нем грубого, кислого гумуса, богатого нерастворимыми перегнойными веществами. Геоэкологическую ситуацию на Европейском Севере невозможно рассматривать без мерзлотных характеристик. Район характеризуется в основном сплошным распространением многолетних мерзлых пород (Геокриология СССР, 1988; Геокриологические ..., 1992; Основы геокриологии ..., 1998). Здесь расположены как сливающиеся, так и несливающиеся мерзлые толщи. Верхняя поверхность сливающихся мерзлых толщ смыкается со слоем сезонного протаивания. Несливающиеся мерзлые толщи характеризуются опущенной кровлей многолетних мерзлых пород, таким образом, разобщены со слоем сезонного промерзания (Губайдуллин, 2008). Ведущие геохимические процессы в этих районах обязаны наличию ММП, длительному замерзанию водоемов, широкому распространению 24 болот и заболоченных территорий. Здесь распространен криогенез во всех его проявлениях: термокарст, термоэрозия, солифлюкция, пучение и морозобойное растрескивание грунтов; плывунности и др. Все это усиление их тиксотропности, способствует механической миграции загрязняющих веществ, криогенной метаморфизации воды. Для отнесенных к этому району территорий нефтепродуктов на седиментационных накопление в характерна длительная низкотемпературных, барьерах, водоемах и аккумуляция восстановительных медленная минерализация в отложениях, донных в и почвах, формирование сероводородных обстановок и барьеров (Глазовская, 1988). Высокая чувствительность природной среды на этих малоизученных территориях со слаборазвитой инфраструктурой определяет необходимость поиска экологически ориентированного подхода к освоению недр, в том числе разработку методических и экологических приемов с целью снижения техногенной нагрузки на геологическую среду (Губайдуллин, 2008; Гаврилов, 2013). В частности распространению первоначально локальных нефтезагрязнений способствует наличие вечномерзлых грунтов, длительное замерзание многочисленных водоемов, развитие болот и заболоченных территорий. 1.2 Анализ факторов воздействия на геологическую среду В процессе работы нефтедобывающих предприятий в условиях вечной мерзлоты в наибольшей степени загрязнению могут быть подвержены надмерзлотные подземные воды (Зверев, 1982). Они включают в себя воды сезонно-талого слоя (СТС) и воды надмерзлотных таликовых зон. Водоносные горизонты СТС имеют наибольшее распространение. Водовмещающими породами являются пески и супеси средне- и верхнечетвертичного возраста. Мощность водоносного комплекса колеблется в пределах (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). 25 0,2–0,3 (4,0) м Характер возможного воздействия на природные комплексы определяется не только характеристикой факторов воздействия, но и исходным состоянием природной среды и процессами, протекающими в ней. От уровня загрязнения воздуха, водных объектов, почв, степени нарушенности растительного покрова и ландшафтов во многом зависит способность природных комплексов и в частности геологической среды противостоять негативным явлениям. В условиях вечной мерзлоты выделяются природные и техногенные факторы воздействия на экологическое состояние геологической среды (Осипов и др., 1999). 1.2.1 Природные факторы, определяющие устойчивость геологической среды Оценка состояния ГС объединяет данные об экзогенных и эндогенных геологических процессах, а также пораженности дневной поверхности. К таким процессам относятся оползни, эрозия поверхности, карст, абразия, скорость увеличения площади эродированной поверхности, сейсмичность, литологический и минеральный состав, типы грунтов по несущей способности, заболачивание, глубина уровня подземных вод. Согласно выполненному в 2007 году районированию территории Российской Федерации по типам изменений природной среды при добыче и транспортировке нефти в масштабе 1:30 000 000 исследуемый в работе район отнесен к аркторундровой и тундровой группам мерзлотных тундровотаежных районов с повсеместным термокарстом и развеванием поверхности почв (дефляцией). На территории северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции ведущим экзогенным процессом является заболачивание. Зона сплошных мерзлых пород характеризуется также распространением криогенного растрескивания, ростом повторно-жильных льдов, термокарста, термоэрозии, пучения, солифлюкции, эрозии по берегам рек (Юдахин, 2002). 26 Пучение, новообразования мерзлых пород и эоловая дефляция преобладают в южной части региона. Эрозия является одним из самых распространенных экзогенных геологических процессов, развитых повсеместно (Экогеология России, 2000). Основная причина эрозии в тундровой зоне – избыточное увлажнение и тундрово-глеевые почвы, обладающие слабой устойчивостью к эрозии. Абразия и термоабразия морских берегов ввиду своей необратимости относится к опасным геологическим процессам (Айбулатов, 2001; Лобковский и др., 2005). Наиболее сильный размыв берегов выявлен за период 1982–1984 гг на западном участке вблизи пролива Варандейский Шар (5 м/год) и на восточном абразионном участке берега (7,5 м/год) (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). Сопоставление положения линии берега и пос. Новый Варандей в 1981 г и 1987 г показало, что берег за истекшие 6 лет отступил на 11,5 м, т.е. скорость размыва составила 1,9 м/год, максимальная – 3,0 м/год. Основной причиной разрушения берегов о. Варандей являются сильные и продолжительные осенние штормы, сопровождаемые высокими нагонами воды у берегов. Среди доминирующих в регионе криогенных процессов негативное воздействие на инженерные сооружения могут оказать термокарст и термоэрозия; для легконагруженных фундаментов и линейных сооружений – сезонное и многолетнее пучение пылеватых влажных грунтов слоя сезонного протаивания. При нарушении условий теплообмена наиболее опасны из-за развития термокарста участки, сложенные льдистыми и сильнольдистыми озерноболотными осадками с жильными льдами, из-за термоэрозии и солифлюкции участки склонов, сложенные пылеватыми мёрзлыми грунтами. Устойчивость ГС определяется ее способностью к сохранению и восстановлению своих свойств, обеспечивающих нормальные условия функционирования и жизнеобитания путем самоочищения от природного и техногенного влияния; для северных геосистем во многом зависит от устойчивости многолетней мерзлоты к внешним воздействиям (Бурков, 2012). 27 При загрязнении нефтью и пластовыми водами почв и грунтов происходит изменение физических, химических и физико-химических свойств последних. При этом на поверхности почв инициируются такие процессы как оглеение, усиление тиксотропности и плывунности, а также криогенная метаморфизация соленых вод, осолонцевание и осолодение (Глазовская, Пиковский, 2007). Поверхностные водоемы (реки, озера, болота) являются естественным аккумулятором всевозможных отходов производственной и хозяйственнобытовой деятельности человека. Основными загрязняющими веществами с нефтепромысловых объектов являются нефть и нефтепродукты, хлориды и тяжелые металлы. Накопление устойчивых фракций нефти с опасностью сероводородного заражения происходит преимущественно в болотах, поймах и дельтах рек и многочисленных непроточных озер (Национальный атлас почв РФ, 2007). Изменение состава поверхностных вод в результате разливов нефти происходит в условиях сильной и очень сильной криогенной метаморфизации, отсутствии или слабого испарения и концентрации солей и нелетучих нефтепродуктов, а также очень низкой скорости самоочищения природных вод (Глазовская, 1988; Немировская, 2004), что связано с малой минерализацией (вне зоны затопления), низкими температурами и биогенной недостаточностью воды. Для оценки самоочищения используются данные гидрологических справочников, характеризующих водоемы или их участки по количеству дней с температурой воды 16 С и выше и по среднему многолетнему расходу воды в м3/с. Поверхностные водотоки рассматриваемой территории отличаются низкой температурой воды и долгое время находятся подо льдом (средняя продолжительность ледостава 240 суток). Летом открытый водный поток, соприкасаясь с воздухом, обогащается кислородом, очищается от вредных примесей. Этому способствует и 28 солнечное облучение. Но в условиях Севера, в течение длительного времени, водотоки и водоемы находятся подо льдом, не соприкасаются с воздухом и содержание кислорода в них уменьшается, реакция воды становится кислой и процессы самоочищения замедляются. Температурный показатель самоочищения водоемов является низким. Почвы этого района отличаются специфическими особенностями протекания в них биогеохимических процессов. В условиях практически повсеместного распространения многолетней мерзлоты, господства холодных сезонов, сильной заболоченности территории миграция и трансформация загрязняющих веществ, попадающих на поверхности почвы, очень замедлена, преобладает процесс аккумуляции. Торфяные горизонты разных типов почв, а особенно сухоторфяных, обладают высокой сорбционной способностью жидких загрязнителей, представляя собой для них специфический геохимический барьер. Такие геохимические барьеры как окислительный иллювиально-железистый горизонтальную миграцию восстановительный останавливают загрязняющих веществ. глеевый и вертикальную и Отчасти это может рассматриваться как полезное экологическое свойство почв, оставляющее загрязнение на этой площади, где произошло воздействие, и сохраняющее примыкающие к ней территории. Однако самоочищение загрязненных почв происходить практически не будет, и загрязнение, в связи с характерным для этого района чрезвычайно застойным типом биогеохимического круговорота, сохранится на долгие годы (не менее 90–100 лет). Это может иметь негативные последствия для сохранения растительного покрова и животного населения района. Согласно исследованиям, представленным в Национальном атласе почв РФ, скорость самоочищения почв при районировании территории Российской Федерации по типам изменений природной среды при добыче и транспортировке нефти охарактеризована как очень низкая с периодом восстановления растительности более 30 лет (Глазовская, Пиковский, 2007). 29 Неустойчивость фитоценозов значительным образом влияет на комплексные функции геологической среды и может привести к необратимым ее изменениям. В целом растительность района характеризуется чрезвычайно низкой биологической продуктивностью из-за короткого вегетационного периода и плохой теплообеспеченности. Низкие температуры и избыточное увлажнение препятствует разложению опада, а, следовательно, сильно тормозят интенсивность биогеохимического круговорота, который служит основным агентом самоочищения экосистем от антропогенных загрязнений. Недостаток тепла, избыток влаги, очень низкая биологическая продуктивность растительности и крайне заторможенный биогеохимический круговорот делает практически невозможным восстановление механически разрушенного почвенно-растительного покрова. Все эти факторы и процессы позволяют считать природный экологический потенциал рассматриваемой территории крайне низким и распространенные здесь фитоценозы – высоко экологически уязвимыми, то есть крайне неустойчивыми к антропогенным воздействиям (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). Таким образом, реакция на антропогенные воздействия зависит от степени устойчивости каждого ландшафта: способности к сохранению сложившейся естественным путем структуры, интенсивности восстановления, к самоочищению от загрязнения и пр. Уровень проявления этих свойств определяется природным экологическим потенциалом, свойственным каждому природному комплексу, который формируется в результате взаимодействия всех компонентов ГС под влиянием гидротермических ресурсов, являющихся движущей силой этого взаимодействия. Следовательно, экологический потенциал отражает зональные закономерности и согласно «Экологической карте СССР» рассматриваемый район располагается в зоне очень низкого экологического потенциала, который характеризуется: 30 – быстрым загрязнением водоемов с поверхностным стоком, т.к. при высоком коэффициенте увлажнения высок и поверхностный сток, поэтому все растворимые загрязнители и легкие углеводороды смываются водными потоками, загрязняя поверхностные водоемы. Тяжелые углеводороды надолго аккумулируются на низкотемпературных, органогенных и глеевых барьерах; – чрезвычайно медленным протеканием процессов восстановления: самоочищения почвы, зарастания нарушенных земель, что связано с недостатком тепла, определяющего низкую биологическую продуктивность растительности и низкую активность биогеохимического круговорота. Например, самоочищение почвы и восстановление растительности после нефтяного загрязнения составляет 30 лет и более (Национальный атлас почв РФ, 2007); – активизацией целостности режим процессов в результате нарушения почвенно-растительного покрова, что изменяет температурный поверхностных полностью мерзлотных или горизонтов, частично вызывая разрушая солифлюкцию, кормовые, термокарст, стационные, ландшафтообразующие функции растительности; – современными тектоническими движениями в рассматриваемом районе с положительным знаком, что заставляет также учитывать активизацию водноэрозионных процессов, особенно при строительстве переходов через водные объекты. Однако устойчивость геологической среды зависит не только от ее природных свойств, но и от масштабов воздействия (время, охват территории, вид и интенсивность воздействия). Поэтому устойчивость в дальнейшем будем трактовать, как сравнительную. Такое сложное сочетание всех факторов и формирует экологический потенциал территории и накладывает определенные экологические ограничения при освоении региона. 31 1.2.2 Факторы техногенного воздействия К негативным первичным последствиям развития нефтегазового комплекса в условиях НАО, затрагивающим геологическую среду, ряд исследователей (Губайдуллин и др., 2008) относят: механические и термические воздействия, приводящие к изменениям напряженного состояния пород; нарушение их температурного режима, в результате чего развиваются процессы протаивания (промерзания) грунтов и образования термокарста в районах залегания многолетнемерзлых грунтов; химическое загрязнение почвенно-растительного покрова нефтью, нефтепродуктами, строительными отходами, а также тяжелыми металлами, поступающими в почвенный слой в результате сжигания нефтепродуктов и попутного газа; загрязнение наземной гидросферы, служащей источником питания подземных вод, нефтепродуктами, промышленными и бытовыми стоками; воздействия, обусловленные отбором флюидов забором воды из глубоких скважин, загрязнением водоносных горизонтов буровыми растворами при проходке скважин, закачке сточных и других вод для поддержания пластового давления, разработке карьеров и других выемок горных пород. Анализ факторов, связных с загрязнением геологической среды в результате аварийных ситуаций, показывает, что аварийность при добыче нефтяных углеводородов в основном связана с несовершенством технологии производства, плохим качеством или недопустимым износом оборудования, строительным браком, нарушениями технологии отдельных видов работ, коррозией металла (определяемой спецификой природных ландшафтов, где осуществляется добыча), механическими причинами (включая и природные катаклизмы) и другими факторами (Быков, 2000; Гусейнов, Тагиев, 2001; Экологическое состояние ..., 2007). Вследствие этого происходит разгерметизация скважин, разрушение внутрипромысловых и межпромысловых трубопроводов. Общие потери нефтяных углеводородов при добыче и транспортировке нефти оцениваются от 3 до 10 % от годовой добычи. Средние размеры 32 аварийных разливов оцениваются 0,5–2,0 га, в то время как площади катастрофических разливов составляют десятки квадратных километров, например площадь аварии Возей-Головные сооружения превышала 60 км2 (Экологическое состояние ..., 2007). Сброс в окружающую среду огромных объемов нефтяных углеводородов и загрязнение почв, поверхностных, грунтовых и подземных вод приводят не только к экологическому неблагополучию на очень больших территориях суши, крупным экономическим потерям, но, вследствие высокой подвижности загрязняющих веществ (ЗВ), представляют серьезную угрозу для водных экосистем, включая Баренцевоморский бассейн. В НАО только за 2012 год произошло несколько аварийных ситуаций, связанных с выбросом нефти и нефтесодержащей жидкости на Харьягинском месторождении и месторождении им. Романа Требса. Чрезвычайно серьезной проблемой на промыслах является состояние почвенно-грунтовых и собственно подземных вод (включая питьевые). При фильтрации с поверхности земли всего лишь 1 м3 нефти потенциально возможная площадь загрязнения поверхностного слоя грунтовых вод составляет более 5 тыс. м2. Участки загрязнения подземных вод, несмотря на то, что их площади превышают площади нефтезагрязненных земель на поверхности, выявляются значительно хуже. Техногенные потоки, поступающие в геологическую среду при добыче нефти, многокомпонентны и содержат вещества, разнообразные по составу, физико-химическим свойствам, степени токсичности. Для нефти и нефтепродуктов – это метановые, нафтеновые, ароматические и др. группы углеводородов, асфальтосмолы, СО, H2S, меркаптаны, Hg, As и др. (Пиковский, 1988, 1993; Мироненко, Петров, 1995; Губайдуллин, 2006). Поэтому при оценке потенциальной опасности того или иного загрязнителя для природной и как составляющей ее части геологической среды необходимо подробно изучить физико-химический состав загрязнителя для более полного понимания возможных последствий его аварийного попадания в среду. Ввиду того, что 33 нефть Тимано-Печорской провинции характеризуется большим видовым разнообразием как в пределах нефтегазоносных областей, так и месторождений, необходимо ее детальное изучение и выявление имеющихся закономерностей, с целью увеличения эффективности проработки программ экологического мониторинга, а также для снижения рисков возникновения аварийных ситуаций с осложненными последствиями. 1.3 Исследование закономерностей регионального изменения свойств и состава нефти В начале 90-х гг группой исследователей были выполнены работы по изучению свойств и особенностей состава нефти некоторых месторождений, относящихся к Варандей-Адзъвинской и Хорейверской НГО. Однако исследования, позволяющие полностью описать картину разнообразия нефти в данных областях, так и не были завершены. Изучение нефти по физико-химическим характеристикам в пределах вала Сорокина показало, что плотность верхнепермской нефти в песчаниках Наульского и Лабоганского месторождений составляет 936–965 кг/м3, содержание смол – до 18,7 %, серы – до 2,9 %, парафина – 0,02–1 %, при этом наблюдалась закономерность уменьшения плотности нефти в северном направлении. При этом Лабоганскому самая тяжелая нефть была приурочена к месторождению. месторождений вала Также Сорокина, проведен расположенной анализ в нефти пяти базальном пласте чаркабожской свиты мезозойского триасового НГК. Плотность нефти составляла 902–953 кг/м3, смолистость от 6,13 до 17,88 %, сернистость от 1,56 до 2,73 %. Нефть в линзовидных пластах чаркабожской свиты на месторождениях северной части вала Сорокина имеет плотность 903–979 г/м3, их смолистость 9,29–12,06 %, сернистость 1,59–1,87 %, а содержание парафина близко к нулю. На Торавейском, Варандейском, Южно-Торавейском и Наульском месторождениях вала Сорокина нефть, 34 залегающая в песчаниках в подошве Харалейской свиты, имеет плотность 961–994 кг/м3, смолистость 14–21 %, сернистость 2,09–3,64 % и парафинистость 0,1–0,78 %. Нефть, залегающая в песчаниках ангуранской свиты на Торавейском, Южно-Торавейском и Лабоганском месторождениях, тяжелая (до 998 кг/м3), смолистая (до 20 %), высокосернистая (2,6–3,7 %) (Щербаков, 1990). В карбонатной толще вала Сорокина плотность нефти колеблется от 875,2 до 881,4 кг/м3. Отличительной ее чертой является высокое содержание твердых парафинов, достигающее 15,49 %, и связанная с этим высокая вязкость, изменяющаяся от 45,38 мкм2/с до полной потери текучести при 20 С. Количество бензиновых фракций (выкипающих до 200 С) в этой нефти составляет 10–17 %, смол – 9,22–10,76 %, асфальтенов – 6,79–8,80 %. Различия в физико-химических параметрах нефти в карбонатной и терригенно-карбонатной толщах, при ее генетическом единстве, вызваны, по мнению исследователей, либо менее благоприятными условиями сохранности нижней залежи, либо взаимодействием первоначально сходной нефти с различными по литологии породами-коллекторами (Юрьева и др., 1990). В восточной прибортовой зоне Хорейверской впадины (месторождения им. А. Титова и им. Р. Требса) нефть имеет плотность 816,9–841,0 кг/м3, небольшую вязкость в нормальных условиях – 6,45–6,16 мкм2/с, содержит от 18,5 до 28 % бензиновых фракций, небольшое количество смол (2,95–5,40 %) и парафинов (2,0–5,8 %). Подобными свойствами обладает нефть Наульского месторождения, расположенного в северной части вала Сорокина. Для нефти всех описанных месторождений характерна очень низкая концентрация серы, не превышающая 0,5 %, что свидетельствует о том, что она не подвергалась процессам гипергенеза, что также подтверждается результатами исследования ее индивидуального углеводородного состава. Данные изучения индивидуального углеводородного состава бензинов и нефти месторождений восточного борта Хорейверской впадины и северной 35 части вала Сорокина свидетельствуют об их генетическом единстве и высокой степени преобразованности. Существенное различие в физикохимических параметрах нефти отдельных месторождений связано с плохими условиями сохранности залежей, что привело их к частичному расформированию и перетоку основной массы нефти в вышележащие отложения. Проведенные исследования показали, что нефть восточного борта Хорейверской впадины, северной части вала Сорокина и МедынскоСарембойской антиклинальной зоны образована из одной нефтематеринской толщи, находящейся внутри ордовикско-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса (Юрьева и др., 1990). Также были рассмотрены основные геохимические типы нефти на севере Тимано-Печорского бассейна, области их распространения и основные этапы предшествующей эволюции и сделаны выводы о закономерности размещения скоплений и специфике состава углеводородов в залежах отдельных тектонических регионов (Кирюхина и др., 1990). Анализ особенностей углеводородного состава нефти и закономерностей ее размещения на севере Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна показал, что нефть отдельных геохимических подтипов пространственно приурочена к определенным стратиграфическим горизонтам или нефтегазоносным комплексам. Было установлено, что размещение нефти со специфическими индивидуальными признаками внутри вмещающих отложений носит региональный, зональный или локальный характер. Нефть отдельных геохимических подтипов, не свойственных вмещающим отложениям, встречается, как правило, в перекрывающих комплексах и горизонтах, что явилось следствием их вертикальной миграции снизу вверх по зонам тектонических нарушений. Проникновение же нефти в вышезалегающие отложения наиболее активно происходит в пределах тектонических областей, претерпевших этапы крупных перестроек структурного плана. Кроме того, было проведено сравнительное изучение качественных и количественных характеристик нефти в связи с геологическими условиями 36 их залегания (Андреев, 1990) для выявления ее генетических и геохимических типов. Более поздние исследования свойств и состава нефти севера ТПП (Иванов, 2004) включали в себя анализ по четырем направлениям, охватывающим большинство месторождений рассматриваемой территории c северо-запада на юго-восток: вдоль Колвинского мегавала; по валу Сорокина; по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне; в субширотном направлении месторождения Колвинского мегавала, Хорейверской впадины и Варандей-Адзъвинской структурной зоны с югозапада на северо-восток, от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского, включая месторождения Центральной Хорейверской впадины. При анализе рассматривались такие характеристики нефти как вязкость, содержание парафина, серы, смол и асфальтенов, содержание сероводорода в растворенном газе нефти, температура застывания. В случае многопластовых месторождений с залежами, приуроченными к различным отложениям, использовались характеристики нефти залежи (залежей) содержащих основной объем промышленных запасов. В результате были выявлены резкие различия по содержанию парафина в нефти нижнепермских и девонских залежей (рис. 1.5) в пределах Колвинского мегавала. Последние отличались гораздо более высоким содержанием парафина: 16,9–26,8 % (Инзырейское и месторождение им. Ю. Россихина) против 3,2 % в среднем по нижнепермским залежам. Аналогичная зависимость установлена для соотношения парафин–вязкость и парафин–температура застывания. Выявлена обратная зависимость по содержанию серы. Нефть пермского возраста характеризуется более высоким ее содержанием: 0,31– 0,78 % (месторождения Сарутаюское 37 и Южно-Хыльчуюское 5 20 4 10 3 0 2 -10 1 -20 Хыльчуюское (T1,P2) Юж. Хыльчуюское (P1) Ярейюское (P1) Ю.Россихина (D2,D3) Сарутаюское(P1) вязкость,мм2/с 2.83 2.37 2.55 3.72 2.36 3.32 2.58 парафин,% 1.9 4.5 2.6 26.8 2.1 16.9 3.6 23 смолы+асф,% 5.41 3.92 3.31 3.46 5.67 3.89 4.66 5.59 Инзырейское(D2,D3) Сев.Харьягинское(P1) Вост.Харьягинское (D3) сера,% парафин,%; вязкость,мм2/с; смолы и асфальтены,%; t застывания,град.С 30 0 4.56 tзаст,град.С -20 -16 -12 25 -16 26 -9 32 сера,% 0.42 0.78 0.45 0.21 0.31 0.18 0.5 0.22 Рисунок 1.5 – Изменение свойств нефти вдоль Колвинского мегавала (Иванов, 2004) соответственно) по сравнению с девонской: 0,18–0,22 % (месторождения Инзырейское и Восточно-Харьягинское соответственно). В целом же нефть данной площади характеризуется преимущественно как малосернистая. (Иванов, 2004) На территории вала Сорокина в отношении парафина наблюдается та же тенденция (рис. 1.6): 1,3% в среднем по нижнепермским залежам (цепочка месторождений от Варандейского до Лабоганского) и 7,4 % – среднее значение по залежам нижнего и верхнего девона (месторождения Седъягинское, Осовейское, Хосолтинское). Хорошо прослеживается аналогичная первому направлению закономерность содержания серы: небольшие значения в нефти пермских залежей – в среднем 2,12 % и 0,86 % – девонских. В пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны основные промышленные запасы нефти сосредоточены в залежах нижнего девона. На данном участке наблюдается постепенное увеличение содержания серы (рис. 1.7), а также смол и асфальтенов в направлении с севера на юг. 38 5 20 4 10 3 0 2 -10 1 -20 сера,% парафин,%; вязкость,мм2/с; смолы и асфальтены,%; t застывания,град.С 30 0 Варандейское (P1) Торавейское (P1) Юж.Торавейское (P1+P2) Наульское (P1,P2) Лабаганское (P1) Седьягинское (D3) Осовейское (S2,D1) Хосолтинское (D1,D3) вязкость,мм2/с 7.42 6.54 7.1 13.5 28.7 11.86 8.43 13.45 парафин,% 1.1 1.5 1 1.9 1.14 8.5 6.1 7.7 смолы+асф,% 16.1 15.9 13 16.1 18.7 16.6 17.2 16.9 tзаст,град.С -20 -20 -19 -20 -16 15 7 16 сера,% 2.07 1.96 2.02 2.24 2.3 0.77 0.98 0.84 Рисунок 1.6 – Изменение свойств нефти по валу Сорокина (Иванов, 2004) Содержание серы увеличивается от 0,48 % (Медынское м-е) до 0,95 % (Северо-Сарембойское м-е). Содержание смол и асфальтенов возрастает с 5,3 % (Медынское м-е) до 13,9 % (Западно-Лейкъягинское м-е). Исключение составляет лишь массовая доля парафина, содержание которого изменяется 20 4 10 3 0 2 -10 1 сера,% парафин,%; вязкость,мм2/с; смолы и асфальтены,%; t застывания,град.С хаотически в пределах от 6 % (Медынское м-е) до 14,2 % (Мядсейское м-е). -20 0 Мядсейское (D1) Усть-Талотинское (D1) Зап.Лейкьягинское (D1+D2+D3) Сев.Сарембойское (D1) 8.5 5.9 9.3 11.2 11.7 8 14.2 7.8 11.7 11.3 5.3 10.1 12.1 12.3 13.96 13.2 tзаст,град.С -10 3 -6 17 14 13 сера,% 0.47 0.48 0.35 0.78 0.72 0.95 Медынское (D1) Тобойское (D1) 3.6 6 смолы+асф,% вязкость,мм2/с парафин,% Рисунок 1.7 – Изменение свойств нефти по Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне (Иванов, 2004) Четвертое направление включало в себя несколько тектонических элементов: Колвинский мегавал, Хорейверскую впадину и Варандей39 Адзъвинскую структурную зону (рис.1.8). Основные промышленные запасы нефти на рассматриваемых здесь месторождениях сосредоточены в верхнедевонских залежах. По группе месторождений Центрально-Хорейверской впадины нефти характеризуются Максимальное высоким значение содержанием содержания серы, серы смол и отмечено на парафина. Западно- Хоседаюском месторождении – 3,1 %, на нем же нефть обладает наибольшей вязкостью 92,7 мм2/с, суммарное содержание смол и асфальтенов также максимальное – 24,3 %. Ряд авторов (Губайдуллин, Иванов, 2004) особое внимание уделяют присутствию сероводорода в нефти, нефтяном газе и подтоварной воде, делая акцент на том, что присутствие данного компонента интенсифицирует коррозионные процессы в трубопроводах и технологическом оборудовании и 40 6 30 5 20 4 10 3 0 2 -10 1 -20 Сев.Харьягин Инзырейское Вост.Колвин Ардалинское Ошкотынско Сев.Ошкоты Сихорейское Тэдинское Сев.Сихорейс Вост.Сихорей Зап.Хоседаю Сев.Хоседаю Висовое (D3) Седьягинское Зап.Лейкьяги нское 0 Сев.Сарембо ское (P1) (D2+D3) ское (D3) (D3) е (D3) нское (D3) (D3) (D3) кое (D3) ское (D3) ское (D3) ское (D3) вязкость,мм2/с 2.6 3.3 2.6 4.4 2.9 22.7 33.5 22.7 24.7 16.7 40.0 7.7 21.8 11.9 11.2 11.7 парафин,% 3.6 16.9 4.4 13.2 9.8 4.25 8.6 7.1 10 10 8.6 8.2 4.8 8.5 11.7 11.3 смолы+асф,% 4.7 3.9 6.4 7.4 8.8 20.1 19.2 20.0 14.1 16.8 24.3 13.8 19.8 16.6 14.0 13.2 tзаст,град.С -9 26 -8 16 7 16 15 13 14 16 13 6 4 15 14 13 сера,% 0.5 0.2 0.7 0.6 0.8 1.9 2.5 2.1 1.9 2.6 3.1 1.4 1.9 0.8 0.7 1.0 (D3) (D1+D2+D3) сера,% парафин,%; вязкость,мм2/с; смолы и асфальтены,%; t застывания,град.С ухудшает экологические условия для работающих и природной среды. йское (D1) Рисунок 1.8 – Изменение свойств и состава нефти в субширотном направлении – от Северо-Харьягинского до Северо-Сарембойского (Иванов, 2004) Анализ проведенных ранее исследований показал, что для нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской 40 провинции характерна значительная дифференциация состава и физико-химических свойств нефти. Причин разнообразия первоначальных типов нефти несколько – это и наличие разнофациальных толщ в палеозойских отложениях, содержащих специфические формы органического вещества, и сложная геологическая история развития региона, определяемая в значительной мере тектоническим режимом территории (Губайдуллин, 2006), процессы миграции нефти и ее микробиальное окисление (Андреев, 1990). 1.4 Состав и свойства нефти месторождений прибрежной зоны юговосточной части Баренцева моря Физико-химический анализ сырой и товарной (подготовленной) нефти восьми наиболее крупных месторождений (рис. 1.9) прибрежной зоны Баренцева моря (Южно-Хыльчуюское, месторождение имени Р. Требса, Варандейское, выполненный Торавейское, Тобойское, Мядсейское и Перевозное), автором, позволил сделать следующие выводы: по содержанию легкой фракции из рассматриваемых месторождений наиболее высокими значениями отличается им. Романа Требса (30 %), а наиболее Рисунок 1.9 – Месторождения прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря 41 низким - Перевозное (8,4 %); повышенным содержанием серы, относительно месторождений им. Романа Требса (0,25 %) и Тобойского (0,26 %), отличается Варандейское (2,5 %). По концентрации такого токсического компонента как сероводород рассматриваемый регион характеризуется достаточно широким диапазоном значений от отсутствия на месторождениях им. Р. Требса, Тобойском до 55 млн-1 на Мядсейском и Торавейском (Губайдуллин, Дронг, 2013). Физические свойства нефти в пределах рассматриваемой площади также имеют существенные различия, относясь к классам легких, средних и тяжелых. Их плотность варьируется преимущественно в диапазонах от 816,0 до 849,0 кг/м3 и от 895,0 до 917,0 кг/м3 (Губайдуллин, Дронг, 2012). Говоря об изменениях состава и физико-химических свойств нефти (прежде всего плотности) следует отметить, что эти изменения могут быть обусловлены такими явлениями как окисление, выветривание, испарение, фильтрация, осерение и др. Еще И. М. Губкин совершенно справедливо указывал, что различия свойств нефти могут объясняться и первичными причинами, зависящими от состава исходного органического вещества, геохимической обстановки образования нефти и литологических особенностей нефтематеринских пород (Бакиров, 1982). Поэтому дальнейшее изучение особенностей свойств и состава нефти рассматриваемого в работе региона будет включать в себя более детальное изучение месторождений в целом. Подводя итог первой главы необходимо отметить, что для рассматриваемой территории характерна совокупность таких факторов как: сложное геологическое строение территории, суровые климатические условия, наличие ММП, непосредственная близость береговой линии Баренцева моря, большое видовое разнообразие нефти, недостаточная эколого-геохимическая самовосстановительная изученность региона способность природных 42 и крайне комплексов. низкая Все это обуславливает необходимость комплексного изучения региона для обеспечения безопасного с экологической точки зрения освоения его ресурсов и повышения эффективности проведения экологического контроля и мониторинга. 43 Глава 2. ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПРИБРЕЖНОЙ ЗОНЫ Изучение свойств и состава нефти, как сложной природной подвижной смеси, невозможно без комплексного изучения ее происхождения, условий миграции и залегания флюида т.д. И как совершенно справедливо отмечал И.М. Губкин (1937), что «верная разгадка происхождения нефти в природе имеет для нас не только научно-теоретических интерес, но и первостепенное практическое значение. Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление … в каких местах нам искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку». Эти слова и в настоящее время не потеряли своей актуальности. Они очень точно определяют необходимость комплексного подхода в изучении любого процесса с целью эффективного и научно-обоснованного его применения. Поэтому изучение свойств и состава нефти для последующей ее экологической оценки необходимо начать с характеристики месторождений и особенностей состава и свойств пластовых флюидов. Рассмотрим три наиболее представительные месторождения, расположенные в прибрежной зоне исследуемого региона. 2.1 Варандейское нефтяное месторождение Варандейское нефтяное месторождение расположено на территории НАО Архангельской области, в северо-восточной части Большеземельской тундры в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря (рис. 2.1). Оно приурочено к местности, рельеф которой представляет собой слабо всхолмленную пологоволнистую аккумулятивную равнину с перепадами высот от 0 до 12 м и региональным наклоном рельефа на северозапад к морю. Значительная часть площади месторождения находится в приливной зоне, где абсолютные отметки не превышают 5 м. Равнина сильно заболочена и покрыта густой сетью рек (Большой и Малый Торавей, 44 Песчанка), ручьев и озер (Песчанка, Ябтаркато, Ябтото). Болота труднопроходимые, глубиной 1,0–1,5 м, полностью промерзают в зимнее время. Вода в них также солёная морская, т.к. во время штормовых ветров с моря северная прибрежная часть территории заливается водой в глубь материка на 10–15 км (Крайнева, Губайдуллин, 2013). Рисунок 2.1 – Обзорная карта расположения Варандейского месторождения Здесь на всех геоморфологических уровнях имеют широкое распространение ММП. При этом толщина их колеблется в пределах 50–250 м с глубиной до верхней её границы Варандейского месторождения не 0,5–1,5 м. Территория в районе входит в зоны действующих и перспективных заповедных территорий и ограниченной хозяйственной деятельности. Месторождение расположено в пределах Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области ТПНГП. В тектоническом отношении исследуемый район находится в северной части вала Сорокина, который является 45 западным ограничением крупнейшего надпорядкового элемента Печорской синеклизы – Варандей-Адзьвинской структурной зоны. 2.1.1 Геолого-физическая характеристика месторождения Варандейское месторождение введено в пробную эксплуатацию в 1999 году. В настоящее время на месторождении пробурено 43 скважины, в том числе 31 скважина на триасовые отложения и 24 скважины на нижнепермскую залежь. Пробуренными скважинами осадочный разрез вскрыт до глубины 4561 м до девонских отложений. Палеозойскую группу представляют силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы. Отложения нижнего отдела пермской системы залегают трансгрессивно со стратиграфическим перерывом на размытой поверхности московского яруса нижнего карбона. Отдел представлен, преимущественно, карбонатными отложениями в нижней части и терригенными – в верхней части разреза. В составе нижнепермских отложений по многочисленным органическим остаткам определены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Кровля карбонатных отложений нижней перми представляет собой надежный региональный репер, в связи с чем связанный с ней отражающий горизонт Iar является основным опорным горизонтом в районе. На месторождении открыто всего четыре нефтяные залежи: основная в карбонатных отложениях нижней перми (Р1) и три залежи в терригенных отложениях нижнего триаса – пласты харалейской свиты (Т1+2), чаркабожской свиты (T1IV, Т1III, Т1II) и чаркабожской свиты (Т11). Геологический разрез продуктивных толщ по линии скважин № 2, 5, 10, 13, 108 и 112 изображен на рисунке 2.2, а некоторые геолого-физические характеристики продуктивных пластов и физико-химические параметры пластовой продукции приведены в таблице 2.1. 46 Залежь нефти «Р1» открыта в 1976 году. Нефтяная залежь, установленная в нижнепермских отложениях, массивная, сводовая. Глубина залегания залежи в своде на абсолютной отметке минус 1625 м. Рисунок 2.2 - Геологический разрез продуктивных толщ Варандейского месторождения Продуктивные нижнепермские отложения хорошо коррелируются и имеют трехчленное строение: три пачки, различающиеся по литологическому составу и фильтрационно-емкостными свойствами. Представлены органогенными, органогенно-детритовыми и органогенно-обломочными известняками. 47 Выполненные автором лабораторные исследования свойств и состава нефти позволяют дать расширенную характеристику углеводородного сырья по каждому продуктивному пласту месторождения. Исследования нефти проводились по методам, регламентированным ГОСТ Р 51858 «Нефть. Общие технические условия». Нефть нижнепермской залежи относится к тяжелой (плотность при 20 ºС составляет 901,0 кг/м3), с повышенной вязкостью (до 60 мм2/с), смолистой (до 9,1 %), малопарафинистой (до 1,3 %) и высокосернистой (свыше 2 %). Таблица 2.1 – Некоторые геолого-физические характеристики продуктивных пластов Варандейского месторождения (Крайнева, Губайдуллин, 2014) Параметры Средняя глубина залегания Ед. Нижняя пермь изм. Р1 м Тип залежи Тип коллектора Плотность нефти в кг/м3 пластовых условиях Плотность нефти в поверхностных кг/м3 условиях Содержание серы в % нефти Содержание парафина % в нефти Содержание % сероводорода 1650 Триасовые отложения Т1I Т1II Т1III Т1IV Т1+2 1540 1550 1430 1325 1330 пластовые сводовые литологически экранированные массивнопластовая карбонатный, трещиноватопоровый пластовая сводовая терригенный поровый 864,9 850 863 863 880 904 901 910 934 909 906,5 987 2,16 1,78 2,16 2,15 1,93 2,70 0,9 0,72 1,07 1,33 0,41 0,93 отсутствует 0,240 Залежь нефти «Т1I» приурочена к песчаному пласту чаркабожской свиты, залегающему в подошве нижнетриасовых отложений, и относится к типу пластовых, сводовых, частично литологически ограниченных. Нефть залежи T1I является тяжелой, ее плотность в стандартных условиях изменяется в пределах от 900,3 кг/м3 до 941,4 кг/м3. 48 Залежь нефти «Т1III» приурочена к пачке пластов песчаников чаркабожской свиты, неоднородных как по площади, так и по разрезу. Нефть высоковязкая, смолистая: содержание смол 6,99–22,5 %, асфальтенов – 9,91 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 1,3 %, при диапазоне значений от 0,05 до 5,58 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 1,71–3,27 % при среднем значении 2,2 %. Залежь нефти «Т1IV» приурочена к пласту чаркабожской свиты, залегающему в отложениях нижнего триаса. Пласт не выдержан как по площади, так и по разрезу и представлен чередованием песчаников, алевролитов, глинистых алевролитов и глин. Продуктивный пласт Т1IV имеет ограниченное распространение и с северо-востока на юго-запад сначала замещается, а затем полностью выклинивается. Нефть тяжелая, средняя плотность в стандартных условиях составляет 906,5 кг/м3; высоковязкая, при 20 оС не течет; смолистая: содержание смол 6,18–8,27 %, принятое значение – 6,18 %; асфальтенов – 5,82 %; высокосернистая: содержание серы – 1,93 %. Залежь нефти «T1+2» приурочена к пласту песчаников харалейской свиты нижнего триаса. Пласт Т1+2 имеет хорошие корреляционные характеристики и в пределах месторождения развит повсеместно. Нефть тяжелая, плотность в стандартных условиях изменяется от 985,3 кг/м3 до 997 кг/м3; высоковязкая, высокосмолистая: содержание смол 10,4–27,2 %, среднее значение – 16,74 %, асфальтенов – 9,59 %; малопарафинистая: среднее содержание парафинов 0,9 %, при диапазоне значений от 0,13 до 2,38 %; высокосернистая: содержание серы колеблется в пределах 2,19–2,96 %, при среднем значении 2,7 %. Нефь триасовых отложений содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni. Преобладание железа типично для триасовой нефти. Высокое содержание металлов, с одной стороны, создает проблемы при переработке нефти, так как ухудшает действие катализаторов. С другой 49 стороны, некондиционные (непромышленные) содержания металлов не позволяют рассматривать нефти месторождения в качестве сырья для их извлечения (Крайнева, Губайдуллин, 2013). 2.1.2 Анализ изменения состава и физико-химических свойств глубинных и устьевых проб нефти С 1975 года, когда скважиной № 1 Варандейской (интервал перфорации 1670–1695 м) было открыто Варандейское месторождение и выявлена залежь нефти в отложениях нижнепермского возраста, и вплоть до окончания поисково-разведочного бурения была пробурена 21 скважина. В 1979 году впервые запасы нефти в карбонатах нижней перми были утверждены в ГКЗ. В 1999 году Варандейское месторождение введено в пробную эксплуатацию на нижнепермскую залежь, а с апреля 2000 года нижнепермская нефтяная залежь введена в эксплуатационное бурение. В 2005 году после получения новых данных сейсморазведочных исследований 3D и результатов эксплуатации новых добывающих скважин: №№ 1001, 1002, 1003, 1004, 1005, 1006 и 1007, а также с учетом опыта пробной эксплуатации разведочных скважин, был произведен пересчет запасов нефти в отложениях нижней перми. На основании данных бурения новых эксплуатационных скважин и оценочной скважины № 11, а также результатов обработки и интерпретации полевых материалов сейсморазведочных работ 3D, в 2006 году было уточнено геологическое строение и осуществлен пересчет запасов нефти нижнепермской залежи Варандейского месторождения. В период 2007–2008 гг пробурено 12 скважин (две наблюдательные, пять водозаборных и шесть поглощающих), не вскрывших нефтеносные пермские и триасовые отложения. Всего на Варандейском месторождении было пробурено 43 скважины, в том числе на 31 скважина на триасовые отложения, на нижнепермскую залежь 24 скважины. 50 Таким образом, имеются комплексные данные, характеризующие свойства и состав нефти за период поисково-разведочного бурения до 1999 года и за период до 2007 года, на основании которых были утверждены запасы в ГКЗ Роснедра РФ. Результаты анализа глубинных проб нефти, отобранных в период поисково-разведочного бурения до 1999 года, приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2 – Физико-химические свойства сырой нефти залежей месторождения (данные заимствованы из Проекта «Северные ворота») № скв. Глубина перфорации, м Плотность, кг/м3 20۫С Вязкость, мм2/с 20۫С P1 ar/s 1 1743 903,6 49,1 9,07 3,27 1,30 1,93 23 P1 ar/s 4 1673 907,4 59,6 7,65 4,94 1,14 1,56 17 P1 ar/s 8 1668 909,3 29,0 8,20 5,09 2,09 17 P1 ar/s 10 1675 872,2 21,7 6,80 5,52 0,78 2,05 19 P1 ar/s 3 1670 896,3 28,9 7,14 5,09 1,78 1,85 15 901,0 37,7 7,77 4,78 1,25 1,90 18 Залежь Ср. по залежи P1 ar/s Легкие фракции, Смолы, Асфаль- ПараСера, % % % тены, % фины, % 200۫С Т1I 101 1558 900,3 35,7 5,13 5,84 0,59 1,26 12 Т1I 108 1540 941,4 492,7 10,91 9,45 1,80 2,53 2 Т1I 110 1544 907,5 46,6 9,18 4,98 0,70 2,68 10 Т1I 110 1614 903,5 41,5 8,43 4,97 0,62 2,77 18 Т1I 111 1570 908,7 82,7 6,35 5,36 0,87 1,26 6 Т1I 111 1630 904,4 61,7 7,71 4,63 0,85 2,48 8 911,0 126,8 7,95 5,87 0,91 2,16 9 Ср. по залежи Т1I Т1II ср. 1600 934,0 - 13,46 5,79 1,07 2,16 - Т1III ср. 1480 909 - 11,29 9,91 1,33 2,15 - Т1IV ср. 1340 906,5 не течет 6,18 5,82 0,41 1,93 - Т1+2 ср. 1390 987,0 - 16,74 9,59 0,93 2,70 - При анализе физико-химических характеристик нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, проведенных автором, выявлены 51 некоторые закономерности изменения ее состава и свойств как в зависимости от глубины залегания, так и от количества содержащихся в них компонентов. С уменьшением глубины залегания плотность нефти в целом по месторождению увеличивается (рис. 2.3 а). Например, на глубинах 1743–1631 м, приуроченных к артинскому и сакмарскому ярусам пермской системы, средняя плотность образцов установлено 897,8 кг/м3, а уже в триасовых отложениях на глубине 1500 м средняя плотность нефти составляет 910,0 кг/м3. С увеличением глубины уменьшается содержание микроэлементов. Так, для нефти, приуроченной к тем же пермским отложениям, среднее значение серы по массовой доле составляет 1,90 %, а в триасовых отложениях – 2,16 % (рис. 3 б). Содержание твердого парафина с увеличением глубины залегания нефти также возрастает, так в пермских отложениях оно составляет 1,25 %, а в триасовых – 0,91 %. Суммируя выявленные закономерности, можно сделать вывод о том, что нефть, залегающая на меньших глубинах и не подвергшаяся стадиям активного катагенеза, является более тяжелой с повышенным содержанием серы. С увеличением глубины и переходом отложений в иные термодинамические условия происходит накопление жидких и газообразных углеводородов и плотность нефти уменьшается. Кроме того, происходит потеря гетероэлементов (в том числе серы) и уменьшается количество смолисто-асфальтеновых веществ (Бакиров, 1982). Исходя из геолого-физической характеристики месторождения, а также на основании анализа физико-химических показателей образцов нефти, отобранных на разных глубинах и в различных продуктивных залежах, можно сделать вывод, что свойства нефти Варандейского месторождения изменяются в достаточно широком диапазоне (Крайнева, Губайдуллин, 2013). Так, например, вязкость в продуктивном пласте T1I, вскрытом в интервале от 1532 до 1630 м варьирует в пределах от 35,7 мм2/с до 492,7 мм2/с, а разница в плотности нефти в рассматриваемом диапазоне по некоторым образцам превышает 40 кг/м3, изменяясь в пределах от 900,3 до 52 941,4 кг/м3. Содержание серы, смол, асфальтенов и легких фракций, выкипающих до 200 °С, также изменяется в широком диапазоне. Рисунок 2.3 – Графики зависимости некоторых физико- химических параметров нефти Варандейского месторождения 53 На основании данных по исследованию физико-химических характеристик глубинных и устьевых проб нефти, отобранных на новых эксплуатационных скважинах № 1002 и № 1007 и оценочной скважине № 11, пробуренных в период с 2000 по 2006 гг, получены несколько отличные зависимости. В результате анализа восьми проб нефти, отобранных на оценочной скважине 11, за период с 2004 по 2012 гг просматривается следующая тенденция (рис. 2.4) изменения физических свойств. 908.0 40 906.0 35 904.0 Плотность, кг/м3 25 900.0 898.0 20 y = 0.6357x + 898.56 896.0 15 894.0 10 892.0 5 890.0 888.0 плотность вязкость Вязкость, мм2/с 30 902.0 2004 899.3 27.28 2005 903.3 33.16 2006 898.8 27.24 2007 901.3 30.32 2008 894.5 27.32 2009 906.1 36.43 2010 903.4 33.90 2012* 904.7 33.72 0 Год Рисунок 2.4 – Динамика изменения плотности и вязкости нефти в зависимости от продолжительности эксплуатации скважины № 11 С увеличением срока эксплуатации скважины плотность нефти увеличивается. Вместе с этим наблюдается некоторая зависимость (рис. 2.5) изменения вязкости нефти одновременно с изменением ее плотности. По результатам представленного на анализа рисунке компонентного 2.6, также состава, отмечается графически непостоянство характеристик, однако, незначительная тенденция к увеличению характерна только по содержанию серы. Визуально наблюдается некоторая синхронность изменения содержания в образцах нефти смол и парафина. 54 40 y = 0.8645x - 747.76 Вязкость, мм2/с 35 30 25 20 15 894 896 898 900 902 904 906 Плотность, кг/м3 Рисунок 2.5 – Зависимость изменения вязкости нефти от ее плотности 20 4.5 4.0 15 3.5 3.0 2.5 10 2.0 1.5 5 1.0 Смолы, % Парафины, асфальтены, сера, % 5.0 0.5 0.0 парафины асфальтены сера смолы 2004 0.57 3.78 1.76 13.30 2005 1.75 3.38 1.95 13.04 2006 0.70 2.67 2.09 9.22 2007 0.27 3.73 2.19 10.48 2008 1.32 3.60 2.26 15.80 2009 0.97 4.22 2.19 13.37 2010 1.33 4.32 2.18 13.60 2012* 0.67 3.15 0 Год 18.54 Рисунок 2.6 – Динамика изменения химического состава нефти в процессе эксплуатации скважины № 11 Характер изменения физико-химических характеристик нефти, добываемой со скважин № 3 и № 1002, в процессе разработки залежи представлен на рисунках 2.7 и 2.8. По плотности, так же как и в предыдущем случае, наблюдается тенденция к увеличению показателя со временем эксплуатации скважин, содержание серы динамику в сторону увеличения показателя. 55 сохраняет незначительную 70 915.0 60 910.0 50 Вязкость, мм2/с Плотность, кг/м3 920.0 y = 0.7633x + 899.96 905.0 40 900.0 30 895.0 20 890.0 10 885.0 плотность вязкость 2000 903.8 36.74 2001 897.8 30.75 2004 903.5 30.89 2005 899.9 29.99 2008 902.5 30.01 2009 905.7 38.61 2010 905.9 32.33 2011 915.8 57.18 0 Год 2012* 899.1 29.10 а) 20 4.5 4.0 15 3.5 3.0 2.5 10 2.0 1.5 5 1.0 Смолы, % Парафины, асфальтены, сера, % 5.0 0.5 0.0 парафины асфальтены сера смолы 2000 0.63 4.63 2.09 9.42 2001 1.48 3.85 1.81 17.42 2004 1.00 4.17 2.08 13.86 2005 0.88 3.62 2.22 13.08 2008 1.25 4.31 2.40 13.76 2009 1.44 4.42 2.21 8.89 2010 1.07 4.41 1.98 14.36 2011 1.31 3.71 2.34 11.34 2012* 0.58 3.47 0 Год 18.41 б) Рисунок 2.7 – Изменение состава и физико-химических свойств нефти из скважины № 3 в период с 2000 по 2012 гг.: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов. Выполненный автором анализ изменения свойств нефти в зависимости от глубины залегания на примере добывающей скважины № 1007, с увеличением глубины залегания наблюдается постепенное уменьшение 56 907.0 40 906.0 35 905.0 Плотность, кг/м3 25 903.0 902.0 20 y = 0.3464x + 902.53 901.0 15 900.0 10 899.0 5 898.0 897.0 плотность вязкость Вязкость, мм2/с 30 904.0 2004 900.6 29.42 2005 903.0 2006 906.1 31.18 2007 904.5 37.17 2008 905.4 33.42 2009 905.1 34.37 2010 902.8 31.04 2011 905.2 35.42 0 Год а) 20 5.0 15 4.0 3.0 10 2.0 Смолы, % Парафины, асфальтены, сера, % 6.0 5 1.0 0.0 парафины асфальтены сера смолы 2004 1.02 3.70 2.23 14.76 2005 0.66 3.45 2.26 11.50 2006 0.56 3.40 2.12 8.33 2007 0.30 4.58 2.24 10.64 2008 0.35 4.17 2.41 11.07 2009 1.44 4.89 2.18 13.81 2010 1.16 4.07 2.24 14.88 2011 1.82 4.46 0 Год 12.38 б) Рисунок 2.8 – Изменение физико-химических характеристик нефти из скважины № 1002 в период с 2004 по 2010 гг: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов. плотности нефти с 996,3 кг/м3 в интервале перфорации 1338–1347 м до 906,1 кг/м3 на глубине 1611–1625 м (рис. 2.9 а). Содержание смолисто- 57 1040.0 40000 1020.0 35000 1000.0 Плотность, кг/м3 25000 960.0 940.0 20000 y = -20.16x + 1032.3 920.0 15000 900.0 10000 880.0 5000 860.0 840.0 плотность вязкость Вязкость, мм2/с 30000 980.0 13381347 996.3 31927 14081456 996.3 33466 14741505 985.2 11086 15461561 975.1 2358 16111625 906.1 36.56 0 Интервал перфорации, м а) 25 Парафины, сера, % 3.0 20 2.5 2.0 15 1.5 10 1.0 5 Смолы, асфальтены, % 3.5 0.5 0.0 парафины сера смолы асфальтены 1338-1347 0.38 2.92 22.53 9.74 1408-1456 0.11 2.77 20.20 11.10 1474-1505 0.11 2.58 19.12 10.79 1546-1561 0.41 2.21 16.70 6.78 1611-1625 1.17 1.99 12.39 4.53 0 Интервал перфорации, м б) Рисунок 2.9 – Изменение физико-химических характеристик нефти из скважины № 1007 по глубине залегания: а) плотность и вязкость; б) содержание серы, смол, парафинов и асфальтенов. асфальтеновых веществ и, соответственно, гетероэлементов (в том числе серы) также показало тенденцию к постепенному снижению (рис. 2.9 б): асфальтены с 9,7 % до 4,5 %; смолы с 22,5 до 12,4 %. Содержание парафинов, 58 напротив, имеет положительную динамику: с увеличением глубины их содержание меняется с 0,38 до 1,17 %. И, как уже отмечалось ранее, это свидетельствует о нахождении более глубоко залегающих продуктивных пластов в иных термодинамических условиях, что характерно для стадии катагенеза. На основании проведенного анализа физико-химических показателей устьевых и глубинных проб нефти можно сделать вывод, что нефть Варандейского месторождения в виду особенностей геологического строения, характера залегания УВ и ряда других влияющих факторов (Гаврилов, 2007) изменяется в достаточно широком диапазоне, как по свойствам, так подтверждает и по химическому составу аналогичные закономерности, (Крайнева, 2013). Это выявленные ранее для месторождений других регионов (Бакиров, 1982). 2.2 Торавейское нефтяное месторождение Торавейское нефтяное месторождение расположено в 5 км юговосточнее Варандейского также в непосредственной близости от береговой линии Баренцева моря и для него характерны те же географические и гидрографические условия (рис. 2.10). В нефтегазоносном отношении Торавейское месторождение, также как и Варандейское, расположено в пределах вала Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области, которая входит в состав Тимано-Печорской провинции. Торавейская структура была выявлена в 1971 г, месторождение открыто в 1977 г, введено в разработку в 1999 г. Промышленная нефтеносность установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. По величине начальных запасов нефти месторождение относится к категории средних, по геологическому строению – к категории сложных. 59 Рисунок 2.10 – Обзорная схема расположения Торавейского месторождения 2.2.1 Исходные данные о месторождении Пробуренными скважинами осадочный разрез вскрыт до глубины 4534 м до девонских отложений. Палеозойскую группу представляют силурийская, девонская, каменноугольная и пермская системы. Отложения нижнего отдела пермской системы залегают трансгрессивно со стратиграфическим перерывом на размытой поверхности московского яруса нижнего карбона. Отдел представлен, преимущественно, карбонатными отложениями в нижней части и терригенными – в верхней части разреза. В составе нижнепермских отложений по многочисленным органическим остаткам определены нерасчлененные ассельский+сакмарский, артинский и кунгурский ярусы. Кровля карбонатных отложений нижней перми представляет собой надежный региональный репер, в связи с чем, связанный с ней отражающий горизонт Iar является основным опорным горизонтом в районе. Промышленная нефтеносность на Торавейской площади установлена в карбонатных отложениях нижней перми и терригенных отложениях триаса. 60 В триасовых отложениях данного месторождения выявлено восемь залежей нефти в пластах песчаников чаркабожской свиты (Т1I, Т1II, Т1III, T1IV), харалейской свиты (Т1+2I, T1+2II) и ангуранской свиты (T2I, T2II). Структурная карта по кровле продуктивных пород представлена на рисунке 2.11 (Дронг, 2012). Рисунок 2.11 – Геологический разрез* по линии скважин №№ 22, 30, 104, 21, 105, 31, 24, 23. *Разрез построен автором на основании имеющихся данных геологических исследований (Геология и нефтегазоносность …, 1983, 1990). 61 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 62 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, поровотрещинный, трещинный и кавернозно-трещинный. Покрышкой служат глинистые толщи кунгурского яруса (Дронг, 2012). 2.2.2 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 63 залежи), осуществлялся Производственного сотрудниками аккредитованных химико-аналитического лабораторий 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 ºС, 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 ºС выкипает всего 1,5 % легкой фракции нефти. Нефть ангуранской свиты (пласты Т2I и T2II) изучена по трем устьевым пробам. Нефть пласта Т2II в стандартных условиях имеет плотность 966,2 кг/м3. По данным устьевых проб это наиболее тяжелая нефть с плотностью 920,6–985,6 кг/м3, высоковязкая (кинематическая вязкость в 64 среднем составляет 2618,1 мм2/с), практически лишена светлых фракций (4,8 %), со средним содержанием силикагелевых смол 14,41 %, асфальтенов 7,41 %, парафинов 1,03 % и серы 2,52 % (рис. 2.12). 1000.0 Плотность нефти, кг/м3 980.0 960.0 940.0 920.0 900.0 880.0 860.0 840.0 мин. зн. макс. зн. ср. значение T1(I) 887.7 930.3 889.2 T1(II) 850.0 906.0 867.0 T1(III) 878.0 928.0 897.0 T1(IV) 879.9 943.1 919.5 T1+2(I) 952.0 987.0 T2(I) 919.2 968.4 941.0 T2(II) 920.6 985.6 966.2 P1ar 856.0 909.9 902.0 T2(I) 9.37 13.15 12.56 T2(II) 12.31 16.98 14.41 P1ar 5.66 26.40 13.42 Возраст залежи а) 28 Смолы в нефти, % 24 20 16 12 8 4 0 мин. зн. макс. зн. ср. значение T1(I) 7.14 12.92 9.86 T1(II) 9.23 17.03 9.23 T1(III) 7.47 15.39 10.27 T1(IV) 9.29 19.84 10.17 б) 65 T1+2(I) 11.47 15.43 13.45 Возраст залежи 5.0 Сера в нефти, % 4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 мин. зн. макс. зн. ср. значение T1(I) 1.89 2.48 2.15 T1(II) 1.87 2.15 2.15 T1(III) 1.73 5.04 2.35 T1(IV) 1.61 2.53 2.09 T1+2(I) 2.31 2.77 2.54 T2(I) 1.95 2.39 1.95 T2(II) 1.94 2.97 2.52 P1ar 1.50 2.60 2.02 Возраст залежи в) Рисунок 2.12 – Разброс значений по некоторым показателям нефти в каждом продуктивном пласте Торавейского месторождения: а) плотность нефти, б) содержание смол и в) массовая доля серы Нефть содержит значительные количества ванадия, железа и никеля, концентрации которых подчиняются следующей закономерности Fe> V> Ni, отклоняются от нее лишь в нефти пласта Т1I, где ванадий и железо содержатся примерно в равных количествах с некоторым преобладанием ванадия (V > Fe > Ni). Преобладание железа типично для триасовой нефти. Таким образом, по имеющимся данным, отмечается общая тенденция изменения свойств нефти триасовых отложений: в нижней части разреза (пласты чаркабожской свиты) она более легкая, менее вязкая, с более высоким содержанием светлых фракций, малопарафинистая. В верхней части разреза (харалейская и ангуранская свиты) нефть наиболее тяжелая, высоковязкая, с незначительным выходом светлых фракций и более высоким содержанием парафина (Крайнева, Губайдуллин, 2014). По классификации ГКЗ РФ нефть нижнепермской залежи Торавейского месторождения относится к тяжелым (плотность в поверхностных условиях 66 при температуре 20 ºС более 850 кг/м3), с повышенной вязкостью (7,03 мПа·с в пластовых условиях), смолистым (5–26 % силикагелевых смол), малопарафинистым (среднее содержание парафинов не выше 1,32 %), высокосернистым (серы свыше 2 %) (Проект «Северные ворота», 1995; Дронг, 2012). Необходимо отметить, что с каждым годом по мере увеличения количества данных о свойствах и составе нефти средний показатель постоянно изменяется, а диапазон возможных значений увеличивается. На следующем рисунке представлены диаграммы изменения средних значений таких показателей нефти как плотность (рис. 2.13 а) и массовая доля парафина (рис. 2.13 б), по которым осуществляется пересчет запасов и корректируется характеристика углеводородного (УВ) сырья. Проведение анализа изменения состава и физико-химических свойств нефти месторождения по всему разрезу продуктивных пластов, по аналогии с Варандейским месторождением, не представляется возможным по причине отсутствия необходимого исследования количества характеристик пластовой данных. нефти Однако, единичные отдельных скважин, выполненные в одно время, позволяют подтвердить некоторые зависимости, выявленные на Варандейской структуре. На основании сопоставления результатов исследования четырех глубинных образцов нефти со скважин № 25 и № 81, выполненного автором, наблюдается следующее (рис. 2.14 а-г): вязкость нефти в скважинах меняется с определенной долей синхронности с плотностью. С увеличением глубины залегания нефти в рассматриваемых скважинах уменьшается содержание смол и в незначительной степени содержание серы, как и на скважине № 1007 Варандейского месторождения. Соответствуя сложному строению месторождения, нефть отличается крайне разобщенным химическим составом и широким диапазоном физических свойств не только по площади месторождения, но и в пределах одной залежи. 67 1000 Плотность нефти, кг/м3 980 960 940 920 900 880 860 840 -1995 -2005 -2009 -2011 T1(I) 928.0 913.0 889.2 895.8 T1(II) 906.0 867.0 905.2 T1(III) 912.2 915.5 897.0 T1(IV) 906.5 911.5 919.5 T1+2(I) 986.5 969.5 T2(I) 940.5 941.0 T2(II) 958.1 953.5 966.2 P1ar 900.0 896.0 902.0 T1+2(I) 0.22 1.08 1.08 T2(I) 2.95 5.80 5.80 T2(II) P1ar 1.13 1.32 1.32 Возраст залежи а) Массовая доля парафина, % 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 -1995 -2005 -2009 -2011 T1(I) 0.66 0.85 0.60 1.30 T1(II) 1.73 1.93 1.50 T1(III) 0.57 0.86 0.44 T1(IV) 0.04 0.99 0.29 0.44 1.03 б) Рисунок 2.13 - Диаграммы изменения средних значений показателей нефти: а) плотность и б) массовая доля парафина 68 Возраст залежи 60 910.0 50 909.0 40 908.0 30 907.0 906.0 20 y = 4.2x + 902 10 905.0 904.0 плотность вязкость Вязкость, мм2/с Плотность, кг/м3 911.0 1275-1280 906.2 35.63 1340-1349 910.4 50.06 0 Интервал перфорации, м а) 906.0 50 40 902.0 900.0 30 898.0 20 896.0 y = -9.4x + 914.6 894.0 10 Вязкость, мм2/с Плотность, кг/м3 904.0 892.0 890.0 плотность вязкость 1357-1382 905.2 43.22 1419-1446 895.8 31.46 0 Интервал перфорации, м 3.0 17.5 2.5 17.0 2.0 16.5 1.5 16.0 1.0 15.5 0.5 0.0 парафины асфальтены сера смолы Смолы, % Парафины, асфальтены, сера, % б) 1275-1280 1.73 2.59 1.87 17.03 1340-1349 1.87 2.63 1.89 15.94 в) 69 15.0 Интервал перфорации, м Парафины, асфальтены, сера, % 5.0 15.0 4.0 14.0 Смолы, % 3.0 13.0 2.0 12.0 1.0 0.0 1357-1382 1.50 4.18 1.89 14.41 парафины асфальтены сера смолы 11.0 Интервал перфорации, м 1419-1446 1.30 3.16 1.96 12.76 г) Рисунок 2.14 – Изменение свойств и состава нефти по глубине залегания на примере скважин № 25 (а, в) и № 81 (б, г) (Крайнева, Губайдуллин, 2014) Учитывая принадлежность рассмотренных месторождений к одному тектоническому элементу, в свойствах добываемых углеводородов прослеживается некоторая схожесть, поэтому для более подробного анализа свойств нефти изучаемой территории далее рассмотрено Тобойское месторождение, также расположенное в прибрежной части Баренцева моря, но тектонически относящееся к Медынско-Сарембойской антиклинальной зоне. 2.3 Особенности изменения свойств и состава нефти по продуктивным пластам Тобойского месторождения. Тобойское нефтяное месторождение расположено на северо-востоке НАО в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря на Медынском полуострове, в 35 км северо-восточнее Варандейского нефтяного месторождения. Месторождение открыто в 1983 году, введено в разработку в 2003 году. 70 Месторождение относится к Варандей-Адзьвинской нефтегазоносной области (Губайдуллин, 2008). В тектоническом отношении Мядсейское и Тобойское поднятия приурочены к Варандей-Адзьвинской структурной зоне и расположены в пределах Медынско-Сарембойской антиклинальной зоны. В строении осадочного чехла Тобойско-Мядсейского вала выделяются три структурных яруса: ордовикско-нижнедевонский, среднедевонско-триасовый и юрско-четвертичный. Строение территории по каждому из них обладает своими индивидуальными особенностями. По инженерно-геологическим условиям район относится к сложным. Рельеф, представляющий собой прибрежную тундру, слабо всхолмленный с отметками над уровнем моря 5–15 м. Часть площади занята болотами. На территории помимо таких физико-геологических явлений как оплывины, заболачивание, выветривание, речная эрозия и аккумуляция, повсеместно распространены процессы, связанные с наличием толщи многолетнемерзлых пород на глубине до 360 м. Среди них наблюдаются такие криогенные процессы как морозобойное растрескивание, термокарст, сезонное и многолетнее пучение, новообразование ММП и др. Все эти процессы осложняют освоение территории. В результате изучения Тобойской площади геолого-геофизическими исследованиями и глубоким бурением были выявлены несколько залежей нефти: в отложениях овинпармского горизонта лохковского яруса нижнего девона («D1l»); в нижней пачке пражского яруса нижнего девона («D1р»); в песчаниках тиманского горизонта верхнего девона («D3tm»); в отложениях верхнефранского подъяруса верхнего девона («D3f») (рис. 2.15) (Дронг, 2013). В настоящее время на Тобойском месторождении пробурена 21 скважина общим метражом 74030 м, в том числе девять поисковых, восемь разведочных и четыре эксплуатационных. Залежь «D3f» залегает на глубине 2470–2550 м. Свод залежи расположен в районе скважины № 1, наивысшая абсолютная отметка – 71 минус 2634 м. Залежь массивного типа. Эффективные нефтенасыщенные толщины меняются от 47,2 м (скв. № 1) до 11,6 м (скв. № 36), с максимальными значениями в сводовой части залежи. Тип коллекторов – порово-кавернозно-трещинный, характеризующийся неоднородностью. Рисунок 2.15 – Геологический разрез по линии скважин № № 1-12-14-88 72 высокой Нефть верхнедевонской залежи Тобойского месторождения по типу относится к тяжелой (плотность варьируется в диапазоне 907–955 кг/м3), высоковязкой (вязкость в пластовых условиях составляет 17,7–18,6 мПа·с), сернистой (2,12–3,16 %), смолистой (8,4–13,4 %), парафинистой (2,1–9,2 %). Более подробные данные по составу нефти приведены в таблице 2.3. Таблица 2.3 – Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов: «D1l», «D1р» и «D3f» Количество скважин/проб исследованных Средняя глубина залегания, м Плотность нефти при 20°С, кг/м3 Вязкость нефти при 20°С, мм2/с Среднее значение «D3f» Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений «D1p» Среднее значение Наименование параметра Диапазон значений «D1l» 3/9 2/5 7/2 4100 3370 2750 828894 11,998,4 835 12,49 840851 15,932,7 842 21,05 907955 233868 922 465,5 Массовое содержание, %: серы 0,1-1,2 0,3 смол силикагелевых 3,0-7,0 4,2 асфальтенов 0,2-4,6 1,5 парафина 2,816,9 10,7 Выход фракций при 200°С, % 8-24 19,4 Сероводород отс. 0,40,6 4,88,6 1,63,3 3,411,2 0,5 6,5 2,6 7,1 14-22 отс. 17,4 2,13,2 8,413,4 9,423,8 2,19,2 2,9 10,6 11,0 6,2 7-12 9,5 отс. В контуре нефтеносности залежи находятся 16 скважин, еще две расположены в непосредственной близости за контуром. Залежь «D3tm» выявлена в результате получения притоков нефти в скважинах №№ 66, 201 и 202. В контуре нефтеносности залежи находятся 12 скважин, из них три опробованы с получением притоков нефти. В 2006 году в пробную эксплуатацию была введена еще одна залежь (D3tm), 73 приуроченная к тиманским песчаникам верхнего девона. Залежь нуждается в дальнейшем геолого-геофизическом изучении. Принятая при оценке запасов плотность нефти при стандартных условиях составляет 844 кг/м3. Залежь «D1p» приурочена к песчаному пласту в нижней пачке пражского яруса нижнего девона и относится к типу пластовых, сводовых, литологически экранированных. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,6 м (скв. № 14) до 4,6 м (скв. № 11). Покрышкой для залежи служат глинистые отложения нижней пачки пражского яруса, средней мощностью 40 м. Нижняя граница нефтеносности разреза эйфельского яруса принята на абсолютной отметке – минус 3007 м. В контуре нефтеносности залежи находятся семь скважин, из них три пробурены после 2001 года. Физико-химические свойства нефти из этой залежи изучены по четырем устьевым и одной глубинной пробе. В поверхностных условиях плотность нефти изменяется от 839,6 до 850,5 кг/м3, составляя в среднем 842,4 кг/м3. Нефть имеет высокую вязкость при 20 °С – в среднем 21,1 мм2/с. Среднее содержание смол составляет 6,5 %. Количество асфальтенов небольшое – в среднем 2,6 %. Среднее содержание парафина составляет 7,06 %. В большинстве проб содержание серы не превышает 0,5 % (табл. 2.3). Залежь «D1l». В контуре нефтеносности залежи находятся девять скважин. Подошва продуктивных карбонатов вскрыта только скважиной № 63. Залежь пластовая, сводовая, по сейсмическим данным осложненная локальными тектоническими экранами. Нижнедевонская нефть Тобойского месторождения по типу является легкой (плотность в стандартных условиях варьирует в пределах от 828 до 894 кг/м3 при среднем по залежи значении 835,0 кг/м3), маловязкой (12,5 мм2/с), малосернистой (0,31 %), смолистой (4,17 %), парафинистой (10,7 %) (табл. 2.3) (Дронг, 2013). Таким образом, выполненные автором исследования особенностей физико-химических характеристик нефти трех месторождений, расположенных в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря, 74 показывают индивидуальность и разнообразие их состава. Промышленная эксплуатация таких месторождений требует особенно внимательного подхода к охране природной среды и обеспечению экологической безопасности освоения объектов. При разработке экологической документации, уже начиная с предпроектных исследований, необходимо учесть столь широкий диапазон характеристик нефти для научного понимания возможных последствий попадания нефти в геологическую среду, оценки опасности нарушения мерзлотных процессов и реального представления о возможности самовосстановления загрязненных нефтью экосистем прибрежной зоны. В связи с этим, в следующей главе подробно рассмотрены возможные последствия попадания в приповерхностную часть геологической среды отдельных компонентов и соединений, входящих в состав нефти. 75 Глава 3. ХАРАКТЕРИСТИКИ НЕФТИ КАК ИНДИКАТОР СТЕПЕНИ ВОЗМОЖНОГО ЗАГРЯЗНЕНИЯ ГЕОЛОГИЧЕСКОЙ СРЕДЫ ПРИ АВАРИЙНЫХ РАЗЛИВАХ И МЕТОДЫ ИХ ОЦЕНКИ Нефтяная промышленность по уровню отрицательных воздействий на природную среду занимает одно из первых мест среди отраслей промышленности. Опасное воздействие проявляется на всех стадиях освоения нефтяных месторождений, но особую опасность представляют техногенные катастрофы – аварийные разливы нефти и пожары, случающиеся как на самих месторождениях, так и во время транспортных операций. Главным образом аварии возникают по причинам неудовлетворительного качества и ошибок при проведении изыскательских и проектных работ, низкого качества строительства, при нарушении правил эксплуатации, а также вследствие стихийных природных явлений (Губайдуллин и др., 1996 и др.). Особенно значителен ущерб арктическим и субарктическим экосистемам, период восстановления которых может длиться десятки лет (Губайдуллин, 2002). Состав, возможная мощность и потенциальная вероятность поступления загрязняющих веществ от технических объектов в природную среду зависят oт типа сооружений, сложности их конструктивных решений и технологических режимов. При этом практически любые вещества, входящие в состав формирующихся на промыслах техногенных потоков, геохимически активны, часто высокотоксичны и опасны для природной среды (Солнцева, 1995; Немировская, 2004). Для нефтепромыслов и нефтепроводов основными загрязняющими веществами являются нефть и нефтепродукты. Сырая нефть (пластовые жидкости) и товарная (обессоленная) нефть, составляют значительную часть самостоятельных и достаточно мощных техногенных потоков. Величина мировых потерь нефти составляет более 107 т/год, из них только 20% приходится на Мировой океан, остальное – это почвы и пресные воды 76 (Клименко, 1987). Общие объемы утечек нефти очень велики. Статистика свидетельствует, что в России ежегодно происходит до 40 крупных аварий на магистральных и до 25000 на внутрипромысловых нефтепроводах (Оборин, 2008). В процессе поисков, разведки и особенно при эксплуатации нефтяных месторождений воздействию подвергаются не только гидрогеологическая обстановка в продуктивных пластах, но и энергетические и гидрогеохимические условия вышележащих газонефтеносных комплексов, вплоть до горизонтов пресных подземных вод. С ростом добычи нефти, подготовки и переработки углеводородного сырья нефтяной промысел превращается в источник загрязнения окружающей среды токсичными, химически стойкими, высокоподвижными компонентами глубинных флюидов, извлеченных на земную поверхность (Оборин, 2008). 3.1 Состав и свойства нефти как главный фактор степени негативного влияния на природные компоненты До сравнительно недавнего времени основные усилия по изучению воздействия добычи и транспортирования нефти были сосредоточены на проблемах океана. Процессы загрязнения почв, пресных вод, ландшафтов, их отдаленные последствия в литературе были освещены достаточно мало. Но все же в последние 20-30 лет появилось много работ, освещающих различные аспекты изменений свойств природных систем в районах нефтепромыслов. Особенности воздействия загрязнителей, характерных для нефтедобывающего производства, на экологию природной среды зависят с одной стороны, от количества и состава поллютантов – их геохимическая активность, с другой – от свойств принимающих эти вещества природных систем (Солнцева, 1998). Одни и те же вещества в разных ландшафтно-геохимических условиях ведут себя неодинаково: в одних случаях они устойчивы и даже инертны, в 77 других – не только подвергаются быстрым преобразованиям, но и активно взаимодействуют с почвенно-грунтовой массой. Нефть как определенная физико-химическая система – система природного углеводородного раствора, очень сложного, многокомпонентного и разнообразного по составу и соотношению этих компонентов. Нефть – единственный не водный жидкий раствор на Земле. В ней можно найти почти все элементы периодической системы Менделеева, которые называют микроэлементами. В разной нефти концентрации их различны и незначительны (Соболева, 2010). Из микроэлементов наиболее распространены ванадий и никель, содержание которых в нефти месторождений, приуроченных к Варандей-Адзъвинской нефтегазовой области, в среднем составляет от 17 до 96 и от 9 до 53 мкг/кг соответственно. Изучение химического состава нефти имеет не только большое значение для понимания геохимических процессов их превращения в земной коре и оценки экономической привлекательности углеводородного сырья, но и для оценки степени возможного негативного влияния нефти на природные компоненты (Бакиров, 1982). Экологические следствия попадания в природную среду нефти зависят от её состава и свойств, наличия в ней спутников, без которых нефть в природе не существует (Пиковский, 1993), высокой подвижности и способности циркулировать между различными средами (включая биоту) и сохраняться в них длительное время (Флоровская и др., 1981). Кроме того, свойства нефти как гетерогенной системы определяют характер дифференциацию ее фракционирования вещества по плотности, в почвах: вязкости, частичную активности взаимодействия с почвенной массой и др. (Оборин, 2008). В настоящее время открыто большое количество нефтяных месторождений и каждое имеет свой неповторимых состав нефти. Нефть всех месторождений мира отличает, с одной стороны, огромное разнообразие видов, с другой – единство ее состава и структуры, сходство по некоторым параметрам (Пиковский, 1988). 78 Поскольку нефть – это смесь большого количества различных веществ, зачастую она характеризуется температурой начала кипения жидких углеводородов и выходом отдельных фракций, перегоняемых в определенных температурных пределах (Оборин, 2008). 3.1.1 Легкие фракции Фракции нефти, выкипающие до 200 ºС, носят название легких. Легкая фракция, куда входят наиболее простые по строению низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и ароматические углеводороды – наиболее подвижная часть нефти. Большую часть легкой фракции составляют метановые углеводороды (алканы) с числом углеродных атомов С5-С11. Метановые углеводороды легкой фракции, составляющие основную часть легких фракций нефти, попадая в почву, водную или воздушную среды, оказывают наркотическое и токсическое действие на живые организмы. Особенно быстро действуют нормальные алканы с короткой углеродной цепью. Эти углеводороды лучше растворимы в воде, легко проникают в клетки организмов через мембраны, дезорганизуют цитоплазменные мембраны организма (Пиковский, 1988). Высокотоксичны такие соединения, как бутан и пентан (Клименко, 1987). Вследствие летучести и более высокой растворимости низкомолекулярных нормальных алканов их действие обычно не бывает долговременным. Если их концентрация не была летальной для организма, то со временем нормальная жизнедеятельность организма восстанавливается. В соленой воде нормальные алканы с короткими цепями растворяются лучше, чем в пресной, и, следовательно, сильнее действуют на содержащиеся в воде организмы (Краснощекова, Губергриц, 1973). Усиливают токсическое действие нормальных алканов и сопутствующие нефти соленые воды (Пиковский, 1988). 79 Кроме токсического воздействия легкая фракция обладает свойством свободно мигрировать по почвенному профилю и водоносным горизонтам, расширяя, иногда значительно, ареал первоначального загрязнения. С содержанием легкой фракции коррелируют другие характеристики нефти, такие как углеводородный состав, количество смол и асфальтенов. С уменьшением содержания легкой фракции ее токсичность снижается, но возрастает токсичность ароматических соединений, относительное содержание которых растет (Пиковский, 1988). Ароматические углеводороды, содержащиеся во фракции нефти, выкипающей до 200°С – наиболее токсичные ее компоненты (Mitchelletal, 1972). Они являются хроническими токсикантами (Baker, 1971). При концентрации их всего 1% в воде они убивают все водные растения и угнетают наземные (Солнцева 1998). В частности, к очень активным и быстродействующим токсикантам относятся низкокипящие арены – бензол (80°С), ксилол, толуол (110°С) и др. Многие ароматические углеводороды характеризуются ярко выраженной мутагенностью и канцерогенностью (Исмаилов, 1990). Наиболее опасна группа полиароматических углеводородов (Ильницкий, 1975; Шабад, 1971). Однако содержание одного из наиболее токсичных соединений 3,4-бензпирена в нефти не всегда однозначно. В сырой нефти, не подвергшейся значительному термическому воздействию, бензапирен обнаруживается редко. В то же время, по данным некоторых исследователей, количество 3,4-бензпирена в 1 кг нефти может достигать сотен и тысяч микрограмм (Середин, 1998). Все полиароматические углеводороды и в том числе 3,4-бензапирен плохо поддаются разрушению. Экспериментально показано, что главным фактором деградации ряда углеводородов, в частности, полиароматических, особенно в воде и воздухе, является фотолиз под действием ультрафиолетового излучения (Губергриц и др., 1975; Шилина, 1985). В приповерхностном слое геологической осуществляться только на её поверхности. 80 среды этот процесс может 3.1.2 Плотность нефти Физические свойства нефти, к которым относится плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания и др. зависят от фракционного, группового и химического состава и структуры входящих в нефть компонентов. Плотность нефти – наиболее важное свойство, зависящее главным образом от содержания в ней легких фракций, смол, асфальтенов, содержания серы, а также от количества и состава растворенных в ней газов (Соболева, 2010). По плотности можно ориентировочно судить об углеводородном составе нефти и нефтепродуктов. Например, более высокая плотность указывает на большее содержание ароматических УВ, а более низкая – парафиновых УВ. Кроме того, между плотностью нефти и содержанием легких фракций, как правило, наблюдается обратная зависимость и нефти месторождений Центрально Хорейверской впадины эта закономерность подчиняется уравнению (Губайдуллин, Иванов, 2006): Qлф = -0,1333ρ +134,31, (3.1) где Qлф – содержание легких фракций выкипающих при температуре до 200 ºС, %; ρ – плотность нефти, кг/м3. Высокая информативность показателя «плотность» и простота его определения позволяет использовать эту характеристику как универсальную при оценке степени и характера загрязнения геологической среды. 3.1.3 Вязкость В любой жидкости под влиянием внешних сил происходят перемещения молекул относительно друг друга. При этом возникает трение между молекулами. Вязкость – это свойство молекул текучих тел 81 сопротивляться их взаимному перемещению, которое зависит от размера перемещающихся поверхностей, температуры и скорости их перемещения. Вязкость нефти определяется структурой слагающих углеводородов и гетероатомных соединений. Наибольшей обладают нафтеновые, наименьшей – парафиновые нефть вязкостью УВ. Вязкость увеличивают высокомолекулярные соединения, такие как твердые парафины и смолисто-асфальтеновые вещества (Соболева, 2010). Вязкость, являясь одной из важнейших характеристик нефти, определяет ее подвижность при миграции в пластах и ее значение входит во все динамические расчеты, связанные с движением нефти. Кроме того от величины вязкости и плотности нефти значительно зависит степень изменения водно-физических свойств почв и грунтов при разливах нефти, а также скорость распространения нефтяного загрязнения. 3.1.4 Парафины Содержание твердых метановых углеводородов (парафина) в нефти (от очень малых величин до 15–20%) – очень важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Твердый парафин нетоксичен для живых организмов, но вследствие высоких температур застывания (+18 ºС и выше) и растворимости в нефти (+40 ºС) в условиях земной поверхности он переходит в твердое состояние, лишая нефть подвижности. Парафины содержатся практически во всех нефтях и влияют на вязкость и устойчивость поллютантов в природных системах. Твёрдый парафин плохо разрушается и с трудом окисляется. Он может интенсивно мешать свободному влагообмену и дыханию почв, что усиливает восстановительные процессы и интенсифицирует деградацию биогеоценозов (Пиковский, 1988). По содержанию парафинов в нефти выделяются три группы: малопарафиновые (содержание парафина – до 1,5 %), парафиновые (1,5– 6,0 %), высокопарафиновые (более 6 %) (Инструкция …, 1984). 82 3.1.5 Сера и ее соединения В состав нефти входят не только углеводороды, но и соединения, в молекулах которых кроме углерода и водорода содержатся другие элементы. Соединения, состоящие из углерода, водорода, а также серы, кислорода или азота, а иногда тех и других вместе называют гетероатомными, а соответственно серу, кислород и азот – гетероэлементами. Все остальные элементы, входящие в состав нефти, относятся к микроэлементам (Соболева, 2010). Одной из постоянных, а также негативных составляющих нефти является сера. Важными с экологических позиций компонентами нефти являются присутствующие в ней соединения серы (элементарная, сероводородная, сульфидная, меркаптановая). К числу наиболее опасных соединений серы как загрязнителей природной среды относятся сероводород и диоксид серы. Взаимодействуя с влагой, оксиды серы образуют кислотные среды (Ph<4,5), которые оказывают как прямое повреждающее действие на биоту, так и косвенное, закисляя почвы и водоемы. Установлено, что при закислении почвы снижаются доступность для растений питательных элементов (Ca, Mg, Mn) и плодородие почвы. Закисление поскольку необходима уменьшает для скорость разложения жизнедеятельности нейтральная органических большинства среда, бактерий снижается остатков, и грибов продуктивность азотфиксирующих бактерий (при Ph<5,0 азотобактер погибает), что приводит к ограничению поступления связанного азота в растения и торможению их роста. Изменение структуры почвы (снижение грануляции, слияние частиц, уплотнение почвы и резкое уменьшение воздухопроницаемости) негативно сказывается на функционировании корневой системы растений. В кислой почве увеличивается подвижность ионов тяжелых металлов, которые накапливаются в растениях. Некоторые из них, например ионы железа и марганца блокируют поступление фосфора в растения. В целом, 83 повышение кислотности препятствует саморегуляции нейтрализации почв, а это в свою очередь приводит к деградации растительного покрова (Ясаманов, 2007). Оголение пространств приводит к изменению уровня грунтовых вод, что может привести к опустыниванию территорий. В зависимости от массовой доли серы нефть по ГОСТ Р 51858-2002 п. 4.3 подразделяется на классы: с массовой долей серы включительно до 0,60 % – малосернистая нефть; от 0,61 до 1,80 % – сернистая; от 1,81 до 3,50 % – высокосернистая и особо высокосернистая нефть с содержанием серы свыше 3,50 %. Большинство сернистых соединений, кроме меркаптанов и низкомолекулярных сульфидов, концентрируются в смолисто-асфальтеновых веществах (САВ). Все сернистые соединения (особенно элементарная сера, сероводород и меркаптаны) обладают высокой коррозионной активностью (Соболева, 2010). Присутствие сероводорода в нефти, нефтяном газе и в подтоварной воде резко интенсифицирует коррозионные процессы в трубопроводах и технологическом оборудовании, ухудшает экологические условия для персонала и природной среды. Производственные объекты и целые промплощадки переходят в категорию особо опасных объектов и производств со всеми вытекающими из этого последствиями (Середин, 1998). Особо опасное действие присутствующего в нефти сероводорода заключается в охрупчивании стальных технологических конструкций. Сероводородное растрескивание (H2S-corrosion) сталей является следствием наводораживания и снижения пластических свойств металла в процессе электрохимической коррозии в присутствии сероводорода. Вследствие коррозии внутренней поверхности труб и оборудования может произойти аварийная разгерметизация технологических линий, что приведет к потерям нефти и загрязнению окружающей среды. Большинство аварий происходит по причине коррозионного поражения материала труб. 84 3.1.6 Смолы и асфальтены Тяжелая фракция нефти представлена высокомолекулярными гетероатомными компонентами нефти – смолами и асфальтенами (Оборин, 2007). Относящиеся к неуглеводородным компонентам в составе нефти смолы и асфальтены играют очень важную роль, определяя во многом ее физические свойства и химическую активность. Структурный каркас смол и асфальтенов составляют высококонденсированные полициклические ароматические структуры, состоящие из десятков колец, соединенных между собой гетероатомными структурами, содержащими серу, кислород и азот (Пиковский, 1988). Содержание смол и асфальтенов в нефти колеблется в пределах от 1–2 до 6–40 % (Панов и дp., 1986). Смолы – это полужидкие, иногда почти твердые текучие темнокоричневого или черного цвета вещества плотностью около единицы или несколько выше. Молекулярный вес их колеблется в пределах от 300 до 1200. Они хорошо растворяются во всех нефтепродуктах и органических растворителях. При трансформации нефти в водоемах происходит накопление смолистых компонентов, которые вследствие увеличения молекулярного веса оседают на дно и сорбируются осадками. Даже при температурах близких к 0 ºС, в природных условиях пленка сырой нефти преобразуется настолько, что через 4 дня после разлива содержание смолисто- асфальтеновой фракции увеличивается с 4,2 до 24 % (Ehrhardt et al., 1992). Нефтяные смолы особенно нестабильны на воздухе, они могут ароматизироваться и превращаться в структуры подобные асфальтенам (Немировская, 2004). Асфальтены представляют собой бурые аморфные порошки плотностью более единицы. Молекулярный вес их колеблется от 1500 до 2200. При нагревании выше 300 ºС они разлагаются. Вредное экологическое влияние смолисто-асфальтеновых компонентов на почвенные экосистемы заключается в значительном изменении водно85 физических свойств почв. Если нефть просачивается сверху, ее смолистоасфальтеновые компоненты сорбируются в основном в верхнем, гумусовом горизонте, иногда прочно цементируя его. При этом уменьшается поровое пространство почв. Кроме того, смолисто-асфальтеновые компоненты гидрофобны. Обволакивая корни растений, они резко ухудшают поступление к ним влаги, в результате чего растения гибнут (Пиковский, 1993). На самой поверхности почвы высокомолекулярные продукты деградации нефти образуют довольно устойчивые к разложению корочки, затрудняющие дыхание почв (Губайдуллин, 2008). При многократных разливах тяжелой смолистой нефти на поверхности почвы образуются прочные твердые покровы – киры. В целом при окислительной деградации нефти в почвах, независимо от того, происходит механическое вымывание загрязняющих веществ или нет, идет накопление смолисто-асфальтеновых веществ (Губайдуллин, Иванов, 2006). Смолистые вещества очень чувствительны к элементарному кислороду и активно присоединяют его. На воздухе смолистая нефть быстро густеет и теряет подвижность. Вероятно, кислород воздуха играет существенную роль в новообразовании смол за счет ароматических и гибридных структур (Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем, 1988). Эти вещества малодоступны организмам и процесс их метаболизма идет очень медленно, иногда десятки лет. По содержанию смол и асфальтенов нефть разделяется на малосмолистую (1–10 %), смолистую (10–20 %) и высокосмолистую (более 20 %) (Конторович, 1975). 3.1.7 Ванадий и никель В природной нефти выявлено около 60 микроэлементов. Их средние концентрации уменьшаются в следующем ряду: CI, V, Fe, Ca, Ni, Na, К, Mg, Si, Al и далее. 86 Содержание V в ряде месторождений ТПП сопоставимо с рудной концентрацией (Калинин, 2009). Источником ванадия для нефти ВарандейАдзьвинской зоны является вулканогенный материал, обогащенный ванадием и другими металлами (Якуцени, 1999). Как правило, повышенные концентрации ванадия отмечаются в окисленной высокосернистой нефти (Соболева, 2010). Так, например, в нефти Тобойского месторождения при содержании серы – 2,81 % концентрация ванадия достигает 170 мкг/кг, а при содержании серы 0,24–0,52 % содержание ванадия колеблется в пределах – 2–7 мкг/кг (Проект «Северные Ворота», 1995). Скрытые воздействия присутствующих в нефти соединений V и Ni визуально не фиксируются, а их последствия по длительности могут носить характер геологических явлений, создавая устойчивые местные техногенные биогеохимические аномалии (Якуцени, 2000). Ванадий и никель активно ассимилируются растительностью, поступают в естественный биоцикл, переходят в грунтовые воды. То есть создаются множественные возможности опосредованного контакта геологической среды с металлами из нефти. Их токсичность проявляется в способности легко аккумулироваться живыми организмами, вызывая даже в малых количествах нарушения их функционирования. Эти элементы отличаются устойчивостью в процессе перемещения по геохимическим циклам. В силу своих химических свойств они слабо трансформируются и накапливаются в природной среде. Основным депонирующим слоем, где накапливаются тяжелые металлы, является почва (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008). В таблице 3.1 приведены сведения по наиболее обогащенной металлами нефти и природным битумам в Тимано-Печорской нефтегазовой провинции. Ванадий и никель по токсикологической опасности с учетом их высокой токсичности, кумулятивности и способности вызывать отдаленные биологические эффекты относятся к 1-му классу. 87 Устранить последствия загрязнения среды токсическими элементами очень сложно. Тяжелые металлы, накапливаясь, почти не рассеиваются. В почве часть соединений может химически модифицироваться и стать еще более токсичной или, наоборот, нейтральной. Для естественной рекультивации пораженных территорий могут потребоваться десятки и сотни лет (Якуцени, 2000). Таблица 3.1 – Характеристика нефти, обогащенной металлами (Якуцени, 2000). Территория ТиманоПечорская НГП Месторождение Отдел Глубина,м Плотностьнефти,- г/см3 D 100-200 0,939-0,959 Джьерское Усинское D Р-С 1470-1500 1214-1470 0,890 0,968 Тобойское Мядсейское D D 2739-2846 2401-2495 0,876* 0,880 Ярега S, % 1,101,17 1,25 1,882,11 1,21* 1,74* Содержание V2O5, Ni, г/т г/т 91-116 31-36 108 136 46 65-68 409 148 150 100 *по данным автора Общие экологические следствия поступления нефти, нефтепродуктов и других загрязнителей в природную среду сводятся к: а) изменению свойств почв и почвенного покрова, б) загрязнению поверхностных и почвенногрунтовых вод и донных отложений, в) изменению химического состава растений и трансформации растительного покрова, г) общей деградации ландшафтов и изменению социально-экономических условий жизни населения (Солнцева, 1995). Поведение нефти и нефтепродуктов при их попадании в ландшафты, особенно процессы их внутриландшафтной миграции и метаболизма крайне сложны и очень длительны (Сrеsswell, 1977). С течением времени происходит внутрипочвенная деструкция поступившего загрязнителя, включающая физико-химическое и микробиологическое разрушение нефти, сорбцию-десорбцию составляющих нефть компонентов, их растворение, деградацию, образование и разрушение эмульсий и т. д. 88 Длительность процессов разложения нефти в природных системах в значительной степени определяется энергетическим потенциалом территории, влажностью, механическим составом субстратов (Brown, Donelly, 1983). Для разложения нефти необходимы температуры не ниже 6– 10 °С (Солнцева, 1998), оптимально 24–30 °С (Андреева, 1981). Поэтому в холодных, экосистемах нефть очень устойчива и ее деградация может длиться десятилетиями (Еngelhardt, 1985). Кроме того, экологическая опасность от формирования геохимически трансформированных нефтяных углеводородов, преимущественно образующихся в существенно переувлажненных и болотных ландшафтах, может быть очень велика. Интенсивность выноса углеводородов из почв в водных растворах меняется в зависимости от температуры растворов. С понижением температуры растворимость компонентов нефти падает, соответственно процесс их выноса замедляется. Происходит загрязнение не только почвенно-грунтовых, но и собственно подземных вод (Попов и др., 1987). Скорость продвижения фронта загрязнения в песчано-глинистых отложениях может достигать 30 м/год. Кроме того, попавшая в водоемы и водотоки нефть оседает на дно, заражая донные осадки, что приводит к специфическому составу донных отложений (Немировская, 2004). Существенно увеличивается содержание органического углерода: в среднем до 7–10 %, а в отдельных случаях до 30– 60 %. Увеличение органических коллоидов приводит к изменению механического состава донных субстратов, их текстуры и структуры. Осадки становятся вязкими и плотными, что ухудшает их аэрацию. В предельных случаях в донных отложениях малых водотоков сумма водорастворимых соединений (солей) может достигать 2,5–3,5 %. При этом в верхней окисленной части осадков содержится довольно много сульфатов. В более глубоких горизонтах количество сульфатов резко падает вследствие развития глеевой сероводородной обстановки, где сера переходит в восстановленные формы. Физико-химические свойства донных отложений незакономерно 89 изменяются в пространстве и времени, что зависит от механического состава (возможностей сорбции-десорбции) субстратов, удаленности от места попадания загрязнителя, очищающего-загрязняющего влияния открывающихся в рассматриваемый водоток притоков (Солнцева, 1998). Кроме влияния на природные компоненты присутствующие в нефти вещества могут быть причиной выхода из строя технологического оборудования, высокой скорости коррозионных процессов и др., что увеличивает вероятность возникновения аварийной ситуации. Так при классификации по составу и свойствам полученных флюидов, ряд авторов (Балахнов и др, 2009; Губайдуллин) констатирует, что максимальную опасность представляют флюиды с высоким содержанием сероводорода. Имея представление об опасности тех или иных компонентов, входящих в состав нефти, и, установив высокую уязвимость геологической среды, встает вопрос о способах обработки и представления данных. В случае описания и анализа таких сложных систем и механизмов как воздействие нефти на природные компоненты невозможно достоверно оценить только экспериментально или теоретически, а математические модели требуют сильных упрощений. Поэтому далее мы рассмотрим некоторые методы оценки факторов загрязнения, сделав определенный акцент на достоинствах и недостатках каждого из них. 3.2 Характеристика метрических методов анализа состояния природной среды Формирование вследствие и изменение взаимодействия природных многих объектов происходит физико-географических, технико- экономических и социальных факторов. В зависимости от характера взаимодействия, роли факторов, целей исследования, особенностей избранной методики анализа при одних и тех же исходных данных конечные результаты могут сильно различаться между собой. Поэтому вновь весьма 90 актуальным стал вопрос о разработке методологии анализа природных систем, которая содержала бы в себе как можно меньше неопределенностей, и в то же время давала возможность более ясно интерпретировать результаты (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002; Коробов, 2008). B основу метрических методов положен расчет расстояний в различных гиперпространствах. Гиперпространства составляются из координатных осей различных размерностей, которые характеризуют природный объект или систему. Число осей теоретически не ограничено; их может быть как больше, так и меньше количества исследуемых величин. Так, при исследовании уровня загрязнения территории гиперпространство может быть составлено из размерностей концентраций загрязняющих веществ. Мерой близости объектов, помещенных в гиперпространствах, является гиперрасстояние: чем оно меньше, тем теснее связь. Эти методы используются наиболее часто, когда характеристики распределены на какойлибо координатной плоскости, например на поверхности Земли. Наиболее распространенными являются следующие метрики. 1) Метрики махалонобисского типа. С помощью расстояния Махаланобиса можно определять сходство неизвестной и известной выборки. Оно учитывает корреляции между переменными и инвариантно к масштабу. 2) Хеммингово расстояние. Эта мера используется, когда объекты описываются так называемым набором дихотомических признаков, т.е. признаков, принимающих только два значения. Если для каждой характеристики объекта каким-либо образом устанавливаются критерии сходства, то сопоставление объектов между собой дает меру близости: чем больше характеристик сравниваемых объектов совпадает, тем они ближе (или наоборот - чем больше несовпадений, тем объекты более не сходны. 3) Таксономическое расстояние. Используется тогда, когда компоненты вектора признаков объекта можно представить в виде полей. 91 Иногда для улучшения картирования метрические расстояния нормируют на экстремальные значения. Для улучшения качества метрических методов в расчетные формулы могут вводиться веса. Метрические методы нашли широкое применение в экономикогеографическом районировании территорий (Тикунов, 1997). Общим недостатком применяемых на практике метрических методов является их ориентация на сопоставление объектов по какому-либо одному доминирующему признаку. Они дают приемлемые результаты главным образом при анализе объектов, описываемых набором однородных характеристик, но могут использоваться и как элемент более сложных видов анализа. Метод энтропии. Энтропия характеризует устойчивость системы: чем выше энтропия, тем более устойчивой считается система, поскольку может пребывать в большем количестве состояний и тем самым эффективно противостоять воздействию на нее. В биологических системах это означает, что чем разнообразнее кормовая база, тем больше шансов выжить у популяции животных в случае поражения какого-либо вида растительности, поскольку этот вид (в качестве пищи) может быть заменен другим. При помощи энтропии можно сравнивать различные системы, а также систему в различных состояниях. Метод ранговых корреляций. Этот метод применяется при скользящем поквадратном осреднении. Чем выше величина коэффициента ранговой корреляции, тем теснее связаны между собой участки. Вычислить коэффициент ранговой корреляции можно различными способами. Метод совмещенного анализа карт. Когда речь идет об окружающей среде, подавляющее большинство ее компонентов можно картировать, т.е. составить комплекс тематических и специальных карт, в том числе и прогностических, на основании оценочных расчетов изменения природных и социально-экономических характеристик региона. Каждый картируемый 92 показатель по специальным шкалам оценивается в баллах. Карты накладываются друг на друга, и по сумме баллов территория разбивается на однородные участки. По такому принципу составляются, например, экологические (Стурман, 1995; Экологические функции литосферы, 2000) и оценочные карты (Звонкова, 1970). К недостаткам картографических методов относится исключение из рассмотрения некартируемых показателей и неучет относительной роли факторов, т.е. все они считаются равнозначащими (Коробов, 2008). 3.2.1 Классификация объектов В основе классификаций лежит определение степени сходства исследуемых процессов, объектов и явлений, или определение несходства между ними (Спенсер, 1999). Ha практике проведения классификаций в основном реализуется подход, основанный на определении степени сходства между объектами. Классификации, основанные на балльных оценках. В общем случае влияющие факторы выраженными описываются различными различными единицами измерений. характеристиками, Для того чтобы альтернативы можно было сопоставлять между собой наиболее естественным способом, необходимо найти такой сводный показатель, который позволял бы свести все разнообразие исследуемого признакового пространства к некоторой единой величине. В качестве такой величины можно рассматривать балльные оценки влияющих факторов. Идея метода чрезвычайно проста. Каждый фактор, независимо от единиц измерения, оценивается в баллах. Балльные оценки факторов имеют вертикальный характер, т.е. берется один фактор, и по выбранному способу для каждой альтернативы оценивается его величина. Баллы могут возрастать по мере увеличения значения с фактора, но могут и убывать при его росте. Направление компонентов вектора балльных оценок определяется оцениваемым фактором: в одних случаях, чем выше значение величины, тем 93 хуже оценка альтернативы (например, чем больше повторяемость штилей, тем чаще создаются условия для застойных явлений, и балл выше); в других случаях процесс присвоения баллов будет обратным (например, чем меньше растворенного кислорода в воде, тем хуже для экосистемы, соответственно и балл выше). Альтернативы сравниваются между собой по общей сумме набранных баллов. Преимущество вышеизложенными балльных методами классификаций заключается в перед ясности другими интерпретации результатов: в большинстве случаев, чем хуже условия, тем выше балл, и соответственно, чем выше сумма баллов, тем хуже альтернатива (или район, как в приведенных выше примерах). Однако этот метод обладает двумя, но весьма существенными недостатками. Во-первых, он не учитывает различный вклад факторов в конечный результат, т.е. все факторы полагаются равнозначными, что может привести к искажению реальной ситуации. Во-вторых, одинаковая сумма баллов может быть получена вследствие различного сочетания балльных оценок, что дает формальное основание отнести объекты с одинаковой суммой к одному классу. Однако на самом деле это может быть далеко не так. Тем не менее, это обстоятельство не является кардинальным препятствием для проведения классификации, поскольку практически всегда возможно ввести дополнительные критерии для разделения объектов, хотя, надо признать, это приводит к усложнению классификационной модели (Коробов, 2008). Шкалирование показателей компонентов системы. Более точно найти балльные оценки возможно посредством построения соответствующих шкал. Шкалы представляют собой разбитую на интервалы числовую ось или таблицы соответствия. Исследуемой величине, попавшей в определенный интервал или соответствующей определенному набору признаков, присваивается соответствующий балл. При этом в зависимости от характера самой величины балльная оценка может быть как целой, так и дробной. 94 Баллы принимают дробные значения, когда измеряемый показатель представляет собой непрерывную величину. К таким показателям относятся гидрометеорологические величины, концентрации загрязняющих веществ и пр. Точность расчета балльной оценки в этих случаях будет определяться дискретностью измерений показателя, например, 0,01 °С для температурных шкал), но для практических целей достаточно ограничиться десятыми долями балла. Однако для этих величин невозможно установить взаимно однозначный переход, т.е. если по показателю можно точно вычислить балльную оценку, то обратная операция невозможна, поскольку одному и тому же баллу будет соответствовать несколько значений, входящих в соответствующую градацию (Коробов, 2008). 3.2.2 Принятие управленческих решений Методы последовательного анализа вариантов. Содержание этих методов состоит в построении системы правил отбраковки тех множеств вариантов, среди которых либо заведомо, либо «предположительно» не могут содержаться оптимальные решения. Сами правила разрабатываются исходя из природы решаемой задачи. Методы последовательного анализа альтернатив не подразумевают каких-либо стандартных процедур. Существующие алгоритмы представляют собой многошаговый процесс отыскания решения, который сводит задачу нахождения функции п переменных к последовательному нахождению минимума п функций одной переменной. Методы системного анализа. К системному анализу относится большая группа методов, различающихся по своему назначению и возможностям. Наиболее известными и популярными из них являются дискриминантный анализ, факторный анализ и метод главных компонент. 1.Дискриминантным анализом называется совокупность алгоритмов, порождающих на сновании предположений и характера распределения выборки конкретное правило классификации объектов. 95 2. Факторный анализ заключается в возможности нахождения зависимости между р анализируемыми признаками х(1), х(2), ..., х(р) от других, непосредственно не измеряемых признаков f(1), f(2) ... f(k), причем обязательно к<р. Факторный анализ в тех случаях, когда он применим, позволяет снизить размерность системы за счет уменьшения числа описывающих ее параметров, а также выделить основные факторы, влияющие на конечный результат. 3. Метод главных компонент по своей сути сходен с линейными моделями факторного анализа. Их небольшое различие заключается лишь в конкретизации критерия точности аппроксимации (Айвазян и др., 1989) Особое место в методах классификации занимает кластерный анализ, объединяющий в себе несколько различных методологий и отличающийся разнообразием используемых для проведения классификации средств. Отметим, что на качество классификации в этом и аналогичных методах влияет количество заданных классов, которое приходится устанавливать произвольно, а не искать посредством вычислений. В целом же в кластерном анализе существуют десятки методов разбиения объектов на классы. Уже само количество этих методов достаточно ясно указывает на несовершенство методологии кластерного анализа. Основным недостатком группы методов классификации, входящих в системный анализ, является требование априорного задания количества классов, что ставит исследователя в затруднительное положение ввиду отсутствия однозначных критериев разбиения получаемой совокупности метрических характеристик на подмножества. Причем неопределенность возрастает по мере увеличения количества координатных плоскостей, т.е. рассмотрения большего числа факторов. Тем не менее, традиционные методы системного анализа можно применять как вспомогательные для нахождения и уточнения влияющих факторов. Их можно применять для однородных данных, таких как гидрометеорологические характеристики, чтобы выделить вклад различных 96 составляющих в температурные поля, поля атмосферного давления, скорости ветра и др. Наиболее важные компоненты в том случае, если удается найти их интерпретацию, могут быть приняты в качестве влияющих факторов. Анализ рисков применяется и для определения надежности (Мирцхулава, 2002; Muhlbauer, 1996) и экологической безопасности (Лисин и др., 1997) нефтетранспортных систем, которые относятся к категории сложных технических систем, на функционирование которых оказывают влияние природные условия и эксплуатация которых влияет на окружающую среду. Для такого рода систем риски разделяются на следующие группы: технические, природные, экологические и экономические. Если реализация намечаемой деятельности возможна в нескольких регионах, различающихся социальной и политической ситуацией, к ним добавляются геополитические риски. Риск – величина вероятностная, и определить ее можно как вероятность наступления некоторого неблагоприятного события. Таким образом, использование рисков для анализа систем связано со многими техническими трудностями. Однако некоторые риски, характеристики которых могут быть получены, например вероятности особо опасных гидрометеорологических явлений, можно использовать в качестве критериев для решения задач оптимизации размещения промышленных объектов (Коробов, 2008). Исследование систем по своей методологии принципиально отличается от изучения отдельных процессов и явлений. Главное отличие – наличие разнонаправленных потоков (энергетических, информационных и др.) между компонентами системы, а также между системой и окружающей ее средой, понять и формализовать которые достаточно сложно; поэтому сегодня единой теории систем не существует, и вряд ли появления ее следует ожидать в обозримом будущем. 97 3.3 Экспертные методы оценки Экспертные методы анализа систем стали разрабатываться, когда пришло понимание того, что детерминистских и стохастических методов недостаточно для установления количественных связей между отдельными компонентами систем. Экспертные методы исследования систем заключаются в оценке экспертами – специалистами высшей квалификации – степени взаимосвязи между компонентами системы и отражают индивидуальное или коллективное суждение специалистов, основанное на мобилизации профессионального опыта, интеграции и синтеза знаний и интуиции. Математическая и логическая обработка мнений экспертов позволяет получить количественные зависимости между ее компонентами и на основании этих связей дать комплексную оценку системы в целом. Такие комплексные оценки, выражаемые в конечном итоге числовыми величинами, независимо от характера исходных данных позволяют сравнивать между собой различные объекты, формализованные в рамках определенной системы. Несмотря характеристики на то, что в экспертных взаимозависимости методах отдельных количественные 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 98 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). 99 3.3.1 Организация опросов экспертов При проведении экспертных исследований можно выделить следующие этапы: - принятие решения о необходимости проведения экспертных исследований; - создание рабочей группы; - разработка подробного сценария проведения, сбора и анализа экспертных оценок. Этот этап включает в себя конкретный вид информации, предполагаемой к получению от экспертов (способы выражения оценки – тексты (слова), условные градации, числа, ранжирование, разбиение и др.). - на следующем этапе происходит подбор экспертов в соответствии с их компетентностью и формирование экспертной группы; - проведение сбора экспертной информации; - обработка информации и анализ экспертных мнений. 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; 100 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 101 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 R n i 1 ( xi x )( yi y ) h x y , (3.2) где xi и yi – результаты опроса двух сравниваемых экспертов, выраженные в количественной форме, 𝑥̅ и у̅ – средние значения выборки, n – число членов ряда, равное количеству оцениваемых факторов, 102 𝜎𝑥 и 𝜎𝑦 – средние квадратические отклонения. Если экспертные оценки ранжировать по возрастанию их значений, степень согласованности мнений двух экспертов можно определить при помощи коэффициента ранговой корреляции Спирмена: RS 1 6 n ( xi y i ) 2 i 1 n n 3 , (3.3) где xi и yi – ранги, установленные двумя экспертами; n – число рангов. Поэтому для принятия окончательного решения по данным опросов необходимо тщательно проанализировать результаты тех экспертов, чьи суждения резко выпадают из общей картины. Важно найти мотивы, приведшие именно к таким суждениям. Они могут обуславливаться как большей информированностью эксперта, так и более глубоким проникновением в сущность проблемы, нестандартностью мышления. В обоих случаях это может послужить поводом для пересмотра условий постановки задачи, в особенности, если задача – управленческая. С другой стороны, значительные отклонения могут быть вызваны и элементарной некомпетентностью. Определить, какой из двух случаев имеет место – более глубокое проникновение в проблему или же поверхностное, а то и неверное ее понимание – задача лиц, проводящих опрос (Коробов, 2008). 3.3.2 Оценка качества работы экспертов К оценке качества работы экспертов имеется несколько подходов. Их делят (Литвак, 1996) на: априорные; апостериорные; тестовые. Априорными называются методы оценки качества эксперта, при которых не используется информация о результатах его участия в 103 предшествовавших опросах. Среди априорных методов используют самооценивание, взаимное оцениванием анкетирование. Апостериорные методы оценки основаны на сравнении отклонений индивидуальных данных от результирующей оценки. На этой основе могут быть получены разнообразные формулы, использующие различные статистики (Коробов, 2008), например коэффициент отклонения суждений (Литвак, 1996): Ki Di , Dmax (3.4) где Ki – коэффициент отклонения суждений i-го эксперта, Di – отклонение индивидуальной оценки i-го эксперта от результирующей оценки, Dmax – максимально возможное отклонение оценки эксперта от результирующей оценки. Полагается, что чем меньше величина Ki, тем выше качество эксперта. Если Ki выразить в процентах, то можно установить величину – процентную точку, превышение которого недопустимо. Тесты составляются на основе имеющегося опыта решения проблем, подобных рассматриваемым, и могут быть самыми разнообразными. Тестирование лучше проводить до начала опроса, чтобы больше не возвращаться к оценке полученных результатов. Для проведения тестовых экспериментов требуется соблюдение следующих важных правил: тест должен быть разработан специально под конкретные объекты экспертного оценивания; истинные значения оцениваемых параметров (правильные ответы) должны быть известны только аналитической группе, проводящей испытание, но не испытываемому эксперту; должна быть разработана шкала для определения точности оценок, даваемых экспертом; 104 вероятность случайного угадывания истинных оценок должна быть очень мала. Что касается тестов, относящихся к проблемам природной среды, которые по своей сути являются многофакторными, то на них точных ответов попросту нет – природа не повторяется. Для задач географии и геоэкологии тесты, скорее всего, должны носить контрольный характер, т.е. помогать определить квалификацию лица, претендующего на роль эксперта. В этом случае задача составления теста существенно упрощается, и в его основу можно положить понимание специалистом специфики проблемы – знание нормативно-правовой базы, круг первоочередных задач, вопросы методологии, опыт участия в аналогичных проектах. Анализируя ответы кандидатов в эксперты, необходимо принимать во внимание их принадлежность к разным научным школам. Приверженцы различных направлений могут придерживаться неодинаковых мнений при оценке одних и тех же фактов и явлений. В целом многообразие гипотез и теорий – скорее благо, чем вред на пути продвижения к истине, но это обстоятельство не дает однозначно интерпретировать события и ведет к различной расстановке приоритетов. Количественно учесть различия в качестве работы экспертов можно путем введения соответствующих поправочных коэффициентов. Единых рекомендаций здесь нет, и мы рассмотрим несколько возможных подходов. Самым простым путем является взаимная оценка работы экспертов путем присвоения рангов участникам группы. Для большей объективной оценка экспертом самого себя должна быть исключена, поскольку у подавляющего количества людей самооценка завышена. Формула обобщенного рейтинга будет иметь следующий вид: Ki 1 m 1 Ri m 1 i 1 , где Ri – рейтинг, выставленный i-му эксперту коллегами, m – число экспертов. 105 (3.5) Данный подход может быть рекомендован, когда эксперты хорошо знают друг друга. Когда для отбора экспертов используется тестирование, ответы на вопросы могут быть использованы для оценки качества экспертов (Баранов, Птушкин, Трудов, 2004). В результате тестирования составляется иерархия экспертов по качеству их работы; но и здесь возникает проблема выработки числового критерия отсеивания экспертов, аналогичная рассмотренным выше проблемам: начиная с какого значения коэффициента качества Кi эксперта следует исключать из группы. Повысить качество экспертных оценок можно путем привлечения специалистов смежных отраслей. Это поможет выработать более компетентное решение и более точно определить влияющие факторы. Экспертные методы в геоэкологии применяются как самостоятельные методы исследований, и как составная часть исследовательских методологий. Нередки случаи, когда в апробированные в течение многих лет методологии и модели вводят параметры, получаемые в результате экспертных оценок (Коробов, 2008). Ввиду того, что анализ таких сложных систем и механизмов как воздействие нефти на природные компоненты, и в частности на геологическую среду, характеризуется высокой размерностью, большим количеством влияющих факторов и многовариантностью сценариев развития его невозможно достоверно выполнить только экспериментально, математически или теоретически. Поэтому применение экспертных методов в решении задач по оценке влияния нефти на приповерхностную часть геологической среды, поверхностные и подземные воды, а также на состояние мерзлотных процессов, в настоящее время является наиболее приемлемым и эффективным, что подтверждается проведенными исследованиями (Дронг, 2012; Губайдуллин, Крайнева, 2013, 2014). 106 Глава 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ВОЗДЕЙСТВИЯ НЕФТИ НА ГЕОЛОГИЧЕСКУЮ СРЕДУ В данной главе изложена разработанная автором методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с определением основных влияющих факторов. Представлены результаты проведения экспертной оценки по установлению весовых коэффициентов для каждого фактора применительно к объекту исследования. Выполнено районирование территории месторождений и линейных нефтетранспортных объектов по степени потенциальной опасности добываемой и транспортируемой нефти. 4.1 Методика оценки воздействия нефти на геологическую среду с учетом ее компонентного состава 4.1.1 Предпосылки разработки методики Интенсивная разработка месторождений Тимано-Печорской провинции потребовала освоения новых методов контроля и обеспечения безопасности окружающей среды с учетом специфики климатических и геологических особенностей региона, а также индивидуального состава и физикохимических свойств добываемого сырья. Состав нефти в значительной степени влияет на характер загрязнения окружающей среды, скорость распространения загрязняющего вещества, возможность и скорость деградации углеводородов и др. (Пиковский, 1988; Губайдуллин, 2006). Поэтому экологическая оценка последствий потенциально возможных нефтяных разливов при разработке месторождений и транспортировке пластового флюида напрямую должна быть связана с оценкой состава и физико-химических свойств добываемого продукта. Основой для прогноза могут быть уже выявленные характеристики нефти, закономерности нахождения различных веществ и соединений в нефти и газах, а также накопленные сведения об их концентрациях в 107 месторождениях и данные об общем профиле осадочного чехла в нефтегазогеологических провинциях (Кривцов, 1989; Покалов, 1998; Якуцени, 2000). Для оценок воздействия нефтедобывающего производства, технические объекты которого привязаны не только к наземным природным системам, но и геологической среде в целом, необходимы межотраслевые исследования взаимодействия добывающей техники и природной среды. Материалы таких комплексных исследований входят в пакет лицензионной информации (Клубов, Кочетков, 1995). Повышение требований к оценкам состояния природной среды (Аковецкий, 2008), и как составной ее части геологической среды, при добыче и транспортировке углеводородного сырья определяет необходимость применения методов исследований, адекватных новым задачам. Общие принципы и некоторые методические приемы изучения нарушенных земель в процессе производства рассматриваются в ряде работ (Денисова, 1976; Солнцева, 1981,1998; Середина, 2008 и др.). Существует также большое количество методической литературы по оценке влияния разных видов хозяйственной деятельности на состояние ландшафтов и их компонентов. Но, несмотря на значительное число нормативных и методических материалов, регламентирующих принципы получения оценок состояния отдельных компонентов природной среды, единой методической основы анализа зоны техногенеза нет. Существуют несколько разных подходов к изучению влияния техногенных факторов и оценке состояния природной среды. 1. Компонентный (традиционный) подход, основанный на изучении отдельных компонентов природных систем (почв, грунтов, вод, биоты). Методологическая основа этого подхода достаточно хорошо разработана и дает принципиальную возможность использовать понятийный аппарат и методы отраслевых наук, включая общую и прикладную геохимию (Солнцева, 1998). 108 Системный (геосистемный, геокомплексный) подход. В этом 2. случае в методическую схему исследований входит, кроме анализа компонентов среды, и анализ протекающих в них процессов. Усложнение задач определяет и необходимость комплексирования методов, традиционных для разных видов отраслевых исследований (Дьяконов, 1984). 3. Комплексный ландшафтно-экологический подхода к анализу нарушенных территорий. Методика исследований включает ландшафтноиндикационные работы, методы геохимических балансов и др. (Жучкова, 1977, Дончева, 1978). Таким образом, подход к анализу зоны техногенного воздействия не унифицирован, хотя каждая отраслевая наука может и должна подходить к этим вопросам со своих «специализированных позиций», используя собственные методы и идеи. Особенности протекания процессов и явлений в районах, подвергшихся загрязнению нефтью и нефтепродуктами, определяют необходимость введения новых понятий и модификации методологии исследований (Солнцева, 1998), которые должны быть наиболее оптимальны для анализа таких территорий. Для комплексной характеристики всех форм преобразования природных систем и в первую очередь геологической среды под воздействием возможных нефтезагрязнений необходимо в основу оценок положить информацию о составе и физико-химических свойствах потенциального загрязнителя. При этом следует принять во внимание устойчивость изменений, возникающих в ландшафтах в процессе деятельности человека, а также самоочищающие возможности природных комплексов и составляющих их компонентов (почв, грунтов, природных вод и т.д.). Сложность реализации такого подхода обусловлена спецификой нефтедобывающего производства. И при изучении влияния данного производства на геологическую среду необходимо выполнить комплексный методический подход к оценке самой среды и возможных поллютантов. 109 Рассматриваемый регион является наименее изученным районом добычи нефти с точки зрения трансформации природных комплексов в результате механических нарушений поверхности, гидродинамических изменений геологической среды и гидрохимических воздействий на отдельные компоненты ландшафтов или природно-территориальные комплексы в целом (Солнцева, 1988). Параметры таких систем как геологическая среда отличаются чрезвычайной сложностью и их исследование невозможно полностью выполнить теоретически или исчерпывающее представить математическими моделями без сильных упрощений, поэтому для решения геоэкологических задач все чаще применяются экспертные методы. При разработке методики оценки потенциального воздействия нефти на геологическую среду использованы методы экспертных оценок, позволяющие объединить, и учесть профессиональный опыт, знания и интуицию специалистов разных областей знаний, необходимых для всестороннего изучения вопроса и эффективного решения поставленных в работе задач. Предлагаемая методика является частью комплексного продукта по оценке состояния природной среды в зонах разработки, добычи и транспортировки нефти в прибрежной зоне Баренцева моря. Анализ степени возможного негативного воздействия нефти с точки зрения ее свойств и состава на геологическую среду основан на применении балльных оценок. Это позволило унифицировать единицы измерения и посредством экспертной оценки установить весовые коэффициенты влияющих факторов методом попарного сравнения для уточнения принятой модели. 4.1.2 Влияющие факторы По характеру влияния природных процессов на объекты транспортной инфраструктуры все ограничивающие факторы можно разделить на группы (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002): экологические, гидрометеорологические, геологические, навигационные, военные, технико110 экономические и социальные. При оценке потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду основная роль отводится группе экологических факторов. Для осуществления количественного анализа влияющие факторы необходимо было представить в числовом виде посредством выработки системы критериев, показателей и факторов. Под влияющими факторами понимаются характеристики нефти, которые в наибольшей степени описывают исследуемый процесс и отвечают требованиям поставленной задачи. В качестве влияющих факторов приняты эколого-геохимические характеристики и физические свойства нефти, являющиеся, по мнению ряда авторов, первостепенными компонентами негативного воздействия на природную и в том числе на геологическую среду, влияние, опасность и важность учета которых подробно рассмотрена в третьей главе: - плотность нефти при 20 °С; - содержание легких фракций, выкипающих до 200 °С; - массовая доля парафина; - содержание смолисто-асфальтеновых веществ; - массовая доля серы; - массовая доля сероводорода. В качестве показателей приняты нетождественные величины. Выбор критериев определялся наиболее негативными последствиями загрязнения данными компонентами рассматриваемой территории и доступностью информации, т.е. все предложенные для оценки физико-химические показатели нефти определяются на стадии разведки месторождений, что не требует дополнительных специальных исследований первичной оценки потенциальной опасности нефти. 111 для проведения 4.1.3 Основа и структура методики Особенностью поставленной задачи является необходимость учета нескольких показателей, выраженных различными единицами измерений. Поэтому в рассмотренной методике приняты балльные оценки, позволяющие снизить размерность исследуемой системы и найти интегральные характеристики природных и природно-техногенных объектов для их объективного сопоставления между собой. Идея метода основана на том, что. каждый фактор, независимо от единиц измерения, оценивается в баллах. Балльные оценки факторов имеют вертикальный характер, т.е. берется один фактор, и по выбранному способу для каждой альтернативы оценивается его величина. Баллы возрастают по мере увеличения значения фактора. Альтернативы сравниваются между собой по общей сумме набранных баллов IL : I L i pi n (4.1) где L=1…m – количество альтернатив, pi – оценка фактора в баллах, I = 1…n – количество факторов. Чем выше индекс L, тем хуже ситуация. Преимущество балльной классификации заключается в ясности интерпретации результатов: чем хуже условия, тем выше балл, тем хуже альтернатива (или участок). Однако этот метод обладает и весьма существенными недостатками. Во-первых, он не учитывает различный вклад факторов в конечный результат, т.е. все факторы полагаются равнозначными, что может привести к искажению реальной ситуации. Во-вторых, одинаковая сумма баллов может быть получена вследствие различного сочетания балльных оценок, что дает формальное основание отнести объекты с одинаковой суммой к одному классу, хотя на самом деле это не так. Тем не менее, это обстоятельство не является кардинальным препятствием для проведения классификации, 112 поскольку всегда можно ввести дополнительные критерии для разделения объектов, хотя это приводит к усложнению классификационной модели (Юдахин, Губайдуллин, Коробов, 2002). Принцип построения шкалы разработан под конкретную задачу классификации. В данной методике шкала балльных оценок разработана с использованием шкал обозначения типа и класса нефти по ГОСТ Р 518582002 Нефть. Общие технические условия, Инструкции по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (утв. ГКЗ СССР 14.10.1983 г.) и других классификаций, имеющихся в литературе. Для целей наших исследований наиболее подходящей представляется обобщенная классификация нефти, основанная на учете основных физических характеристик и показателей химического состава (Губайдуллин, Крайнева, 2014). Одной из наиболее важных характеристик нефти является ее плотность. Данный показатель используется и контролируется на всех этапах технологической цепочки месторождения до от разработки поступления на проекта по потребительский освоению рынок. Общедоступность и достаточно высокая информативность данной величины послужили причиной включения ее как первого параметра, входящего в методику. Основываясь на классификации, приведенной в ГОСТ Р 518582002, можно сделать вывод, что большая часть нефти, добываемой в рассматриваемом регионе, по показателю «плотность» является средней, тяжелой и битуминозной, редко легкой, в связи с этим, по параметру «плотность», согласно ГОСТ Р 51858 п.4.3 приняты граничные значения, соответствующие определенному нами диапазону и равные 850, 870 и 895 кг/м3. Легкая фракция нефти, включающая низкомолекулярные метановые (алканы), нафтеновые (циклопарафиновые) и ароматические углеводороды является наиболее подвижной и токсичной частью нефти. Кроме того, по количеству легких фракций можно определить состав загрязнителя и судить 113 о количестве содержащихся в нефти ароматических углеводородов. Граничные значения для оценки данного фактора также приняты по ГОСТ Р 51858. Массовая доля парафина в нефти – важная характеристика при изучении нефтяных разливов на почвах. Парафин нетоксичен, однако, переходя в твердое состояние, он лишает почву возможности свободного влагообмена и дыхания, что в свою очередь может привести к полной деградации биоценоза (Губайдуллин, Иванов, 2006). Для оцениваемого параметра «содержание парафина» приняты граничные значения по ГОСТ 11851. При содержании парафина до 1,5 % параметру будет соответствовать 1 балл, в диапазоне от 1,51 до 6,0 % – 2 балла, а при значении более 6,0 % – 3 балла. Особый интерес для многих исследователей представляют смолистоасфальтеновые вещества, воздействие которых подробно рассмотрено в третьей главе. Для суммарного учета данных компонентов с формулировкой «смолисто-асфальтеновые вещества» по классификации Конторовича и др. (1975) приняты следующие граничные значения с соответствующим присвоением баллов: до 10 % САВ суммарно – 1 балл; от 10 до 20 % – 2 балла и при содержании САВ более 20 % – 3 балла (Губайдуллин, Крайнева, 2014). При рассмотрении в оценке массовой доли серы для присвоения баллов приняты граничные значения, приведенные в ГОСТ Р 51858-2002 п.4.3, где нефти по содержанию серы подразделяется на классы. Так для малосернистой нефти с массовой долей серы до 0,60 % включительно будет соответствовать величина – 0 баллов; от 0,61 до 1,80 % – 1 балл; от 1,81 до 3,50 % – 2 балла и для особо высокосернистой нефти с массовой долей серы свыше 3,50 % – 3 балла. По содержанию сероводорода в основу экспертной оценки положена упрощенная классификация по ГОСТ Р 51858 п.4.5 прим.2, где нефти с массовой долей сероводорода «менее 20 млн-1» считаются не содержащими 114 сероводород. Соответственно при содержании сероводорода в нефти более 20 млн-1 параметру присваивается 3 балла по оценочной шкале, а при значении менее 20 млн-1, характеризуемое как «отсутствие» – 0 баллов. На основе представленных граничных значений произведено распределение баллов по предложенным компонентам (таблица 4.1). В зависимости от значений каждому параметру присваивается определенное количество баллов, которые в итоге суммируются. На основании суммарного количества баллов можно судить о степени потенциальной опасности нефти для геологической среды, как по отдельным добычным скважинам и по месторождению в целом (Губайдуллин, Калашников, Макарский, 2008), так и для крупных нефтепромыслов и транспортных магистралей. Таблица 4.1 - Балльная оценка параметров Баллы 0 1 2 3 до 850,0 850,1…870,0 870,1…895,0 более 895 Легкие фракции, % до 21 21…27 более 27 Парафин, % до 1,5 1,5…6 более 6 САВ, % до 10 10…20 более 20 0,61…1,8 1,81…3,5 более 3,5 Плотность, кг/м3 Сера, % до 0,60 вкл. Н2S отсутствует присутствует Такая оценка позволяет наглядно выявить наиболее уязвимые с точки зрения воздействия на среду участки, однако специфичность региона требует внесения в оценку дополнительных условий. Поэтому для повышения точности модели оценки, а также для сопоставления значимости влияющих факторов между собой была проведена процедура экспертной оценки по установлению весовых коэффициентов для каждого влияющего фактора. Это дает возможность учесть экспертные мнения об особенностях взаимодействия нефти, с учетом ее компонентного состава, с геологической средой прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря. 115 4.1.4 Определение весовых коэффициентов методом экспертных оценок Весовые коэффициенты по своей сути являются множителями, корректирующими значения параметров системы в зависимости от их значимости, или оценками вклада факторов (компонентов системы) в конечный результат (Беляев, Кондуфорова, 1990; Бондур, 1993). Весовые коэффициенты k в экспертных методах находятся на основании экспертных оценок методом анализа иерархий. Для проведения такой оценки производится подбор экспертов. Имеется несколько подходов подбора кандидатов для включения в экспертную группу. В данной работе для этой цели был использован априорный метод взаимного оценивания. Для этого отобранной группе кандидатов, специализирующихся по тематике проводимого автором исследования, было предложено составить оценочные списки кандидатов, предложенных для включения в экспертную группу. При этом для каждого кандидата была подготовлена краткая информация о круге научных интересов, проводимых исследованиях и обобщенного обзора публикаций. В результате проведенного взаимного оценивания предпочтения для включения в экспертную группу было отдано тем кандидатам, рейтинг которых был наивысшим. Таким образом, был определен круг лиц для участия в опросе (краткая информация об участниках опроса представлена в Приложении). Далее для сформированной группы экспертов были четко сформулированы цели решаемой задачи и сообщены критерии и показатели, которые будут применены для оценки факторов. Экспертам было предложено оценить (сравнить) между собой влияющие факторы по некоторой балльной шкале, от 1 до 10: 116 y11 y 12 ... y1m y 21 y 22 ... ... ... ... y n1 y n2 ... y 2m ... y nm (4.2) где у – оценка выходного качества объекта, полученная j-го эксперта, п – количество объектов, т – число экспертов. Шкала балльной оценок является относительной и допускает произвольные преобразования, т.е. баллы могут быть любыми числами. Главное требование к оценочной шкале заключается в том, чтобы она давала возможность однозначно сопоставлять объекты между собой (Коробов, 2008). Для сравнения было предложено использовать специальную оценочную шкалу (Саати, Кернс, 1991), представленную в таблице 4.2, которая позволяет тщательно проанализировать какой из двух сравниваемых факторов в большей степени, по мнению эксперта, опасен для геологической среды района исследования. Таблица 4.2 – Иерархия экспертных сравнений соотношения факторов (Саати, Кернс, 1991) Балл Суждение Пояснение 1 Равная важность Равный вклад факторов 2 Промежуточное – 3 Умеренное превосходство Промежуточное Существенное превосходство Промежуточное Значительное превосходство Промежуточное Очень сильное превосходство Опыт и суждение дают легкое превосходство одного фактора над другим – 4 5 6 7 8 9 Сильное превосходство одного фактора над другим – Имеется практически значительное превосходство одного фактора над другим – Имеется значительное превосходство одного фактора над другим 117 Перед экспертами стояла задача сравнить влияющие факторы попарно по отношению к их воздействию («весу») исключительно друг с другом (табл. 4.3). При заполнении матрицы результаты были представлены в виде дроби, где в числителе – основной сравниваемый (строчный или горизонтальный) фактор, а в знаменателе – тот фактор, относительно которого производится сравнение (вертикальный). При проведении оценки эксперты (список экспертов см. в Приложении) анализировали и сравнивали, как предложенные в таблице 4.1 факторы влияют на геосистемы прибрежной зоны Баренцева моря, а также токсичность и опасность для геологической среды различной по составу и свойствам нефти. Также учитывалось негативное влияние присутствующих в нефти химических элементов и их соединений на состояние и безаварийное функционирование технологического оборудования (интенсификация коррозионных процессов и др.). Каждое суждение кодировалось числом от 1/9 до 9. Например, если придано существенное превосходство фактора Ai (например, содержание САВ) над фактором A j (например, содержание легких фракций), то полагают в матрице парных сравнений aij 5, a ji 1 / 5. Пример заполнения такой матрицы приведен в таблице 4.3. Суть обработки матрицы заключается в разложении: A Z U , где 1 1 U ( ,..., ) . Цель – определение компонент вектора весов Z ( z1 ,..., zn ) , что z1 zn позволяет ранжировать критерии Ai . Аппроксимацию весов можно осуществить несколькими способами. Одним из возможных подходов к аппроксимации вектора весов может служить путь вычисления собственного вектора матрицы парных сравнений, который равен соответствующему максимальному собственному числу. 118 Плотность нефти при 20 °С Содержание легкой фракции, выкипающей до 200 °С Массовая доля парафина Содержание смолистоасфальтеновых веществ Массовая доля серы Содержание сероводорода (Н2S) Таблица 4.3 - Матрица парных сравнений групп факторов (пример) Плотность нефти при 20 °С 1 1/3 1 1/7 1/3 1/5 Содержание легкой фракции, выкипающей до 200 °С 3 1 1 1/5 1 3 Массовая доля парафина 1 1 1 1/3 3 1 Содержание смолистоасфальтеновых веществ 7 5 3 1 5 3 Массовая доля серы 3 1 1/3 1/5 1 1/5 Содержание сероводорода (Н2S) 5 3 1 1/3 5 1 Факторы Необходимо отметить, что иногда удается получить весовые коэффициенты прямым расчетом. Это возможно только в тех случаях, когда удается установить прямую связь между влияющими факторами на основании статистических оценок. Осреднение весовых коэффициентов. Найденные в результате обработки экспертных суждений весовые коэффициенты представляют собой прямоугольную матрицу K=(kn,m), в которой количество столбцов n равно количеству факторов, а количество строк m соответствует числу экспертов. Задача заключается в нахождении вектора Kˆ (kˆ1 ,...kˆn ) осредненных оценок весовых коэффициентов. Такая задача может быть решена несколькими способами. Наиболее простой оценкой является среднее арифметическое 1 m Kˆ m k i . Осреднение проводится для каждого фактора в отдельности. m i 1 Такое осреднение допускается проводить в тех случаях, когда плотность 119 распределения ki симметрична или сами коэффициенты практически однородны. Тогда и оценка K̂ m будет несмещенной. При асимметричных плотностях распределения или наличии хотя бы одного-двух резких отклонений экспертных суждений следует использовать другие оценки. Вместе с матрицей парных сравнений была выполнена оценка качества работы экспертов. При использованном методе анализа иерархий для нахождения весовых коэффициентов влияющих факторов качество работы экспертов определялось по индексу согласованности (ИС), который дает информацию о степени нарушения численной согласованности экспертных суждений. Индекс согласованности в каждой матрице и для всей иерархии можно приближенно оценить, используя формулу: ИС n n 1 , (4.3) где – собственное число, n – число сравниваемых элементов. Сравним ИС с величиной, полученной при случайном выборе количественных суждений из шкалы 1/9, 1/8, …, 1, 2, …, 9, но при образовании обратносимметричной матрицы. Средние согласованности (СС) для случайных матриц разного порядка приведены в (табл. 4.4). Таблица 4.4 – Средние согласованности для случайных матриц разного порядка N 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 СС 0 0 0,58 0,90 1,12 1,24 1,32 1,41 1,45 1,49 Если разделить ИС на СС для матрицы того же порядка, то получим отношение согласованности (ОС): ОС ИС 100% . СС 120 (4.4) Качество каждого эксперта было оценено по величине ОС. В случаях, когда рассматривается сложная и зависящая от большого количества факторов система, верхняя граница отношения согласованности принимается на уровне не более 20 %. При превышении ОС установленных пределов, результаты оценки эксперта к дальнейшему рассмотрению не принимались. В результате обработки экспертных суждений, выраженных заполненными матрицами, для каждого из предложенных влияющих факторов был установлен свой весовой коэффициент (табл. 4.5). Полученное Таблица 4.5 – Весовые коэффициенты влияющих факторов (Губайдуллин, Крайнева, 2014) № 1 2 3 4 Влияющие факторы (свойства нефти) Плотность Содержание легких фракций Массовая доля парафина Смолистоасфальтеновые вещества Эксперты 1 2 3 4 Среднее 5 6 7 0,1392 0,0708 0,0356 0,0558 0,0490 0,0463 0,0558 0,0485 0,0247 0,1906 0,3265 0,1524 0,1528 0,2029 0,1524 0,1974 0,1405 0,1264 0,1092 0,1279 0,2366 0,0546 0,1279 0,1313 0,1744 0,3921 0,1623 0,4120 0,4074 0,1567 0,4120 0,3101 5 Массовая доля серы 0,0704 0,0857 0,0634 0,0817 0,0899 0,0799 0,0817 0,0793 6 Сероводород 0,4508 0,1344 0,3029 0,1701 0,0643 0,4596 0,1701 0,2334 * Коэффициент согласованности, % 42,2 36,6 3,9 7,1 14,5 9,4 14,5 9,9 *К дальнейшей обработке были приняты оценки экспертов с коэффициентом согласованности менее 20%. с учетом весовых коэффициентов выражение для расчета суммарных балльных оценок имеет вид: n I j k i pi , i 1 где j – количество ячеек; k – весовые коэффициенты влияющих факторов; p – балльные оценки показателей факторов; 121 (4.5) i – порядковый номер каждого из шести влияющих факторов. Наиболее значимыми, по мнению экспертов, оказались такие факторы как содержание в нефти смолисто-асфальтеновых веществ (0,31), присутствие сероводорода и содержание легких фракций, выкипающих до 200 °С (рис. 4.1). Наименее значимым влияющим фактором определен показатель характеризующий плотность нефти (0,05). 0.31 0.30 0.25 0.20 0.20 0.15 0.13 0.10 0.08 0.05 Сероводород Массовая доля серы Смолистоасфальтеновые вещества Массовая доля парафина Содержание легких фракций 0.00 0.05 Плотность Весовой коэффициент 0.35 Влияющий фактор Рисунок 4.1 – Усредненные весовые коэффициенты влияющих факторов Далее путем шкалирования показателей строится оценочная шкала классификации нефти по уровню ее воздействия на геологическую среду, согласно которой проводится дальнейшее районирования исследуемой территории. 4.2 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 122 различных этапах освоения месторождений углеводородов, а также строительства Существенным и эксплуатации достоинством нефтетранспортных районирования магистралей. 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 123 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. 124 Соответствующая «незначительному» уровню воздействия нефть характеризуется, как правило, низкими значениями плотности (850–870 кг/м3), со средним содержанием парафина (1,5–6 %) и смолистоасфальтеновых 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 компонентов с повышенное возможным содержание присутствием одного или нескольких 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 последующим примеров реализации районированием разработанной территории, методики рассмотрена с система межпромысловых нефтепроводов, а также отдельных месторождений (Крайнева, Губайдуллин, 2014), расположенных в прибрежной зоне юговосточной 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 125 районирование территории по уровню потенциальной опасности нефти для геологической среды в случае аварийных разливов. 4.3 Результаты оценки воздействия нефти в пределах отдельных месторождений и транспортного коридора при перекачке флюида Подробный анализ отдельных нефтяных месторождений, расположенных в районе исследования, выполненный во второй главе, позволил применить имеющиеся данные для проведения оценки месторождений по площади и по разрезу продуктивных пластов. Так, например, для осуществления оценки лицензионная площадь Варандейского месторождения была разбита на участки размерами 0,5х0,5км, характеризующиеся схожестью компонентного состава добываемой нефти и близостью расположения действующих добычных скважин. На основе граничных значений, приведенных в таблице 4.1, каждому параметру (табл. 4.6) на различных участках было присвоено соответствующее количество баллов. Полученные путем прямого суммирования оценки послужили основой для районирования площади месторождения по степени негативного воздействия углеводородов на природную среду, обусловленного их свойствами (рис. 4.2). Нефть, добываемая с большей части продуктивных скважин, по уровню потенциальной опасности характеризуется «незначительной» величиной. Однако за счет высокого содержания смолисто-асфальтеновых веществ (табл. 4.6) при применении весовых коэффициентов (см. табл. 4.5), позволяющих акцентировать оценку степени потенциального негативного воздействия нефти на геологическую среду прибрежной зоны, более чем на 60 % оцениваемых участков уровень потенциального воздействия изменился до «высокого» (рис. 4.3). Ранее, во второй главе на примере Торавейского месторождения было показано, насколько состав и свойства нефти могут варьироваться в пределах одного продуктивного пласта. Здесь целесообразно вернуться к этому 126 1 – береговая линия; 2 – оцениваемые скважины; 3 – все скважины месторождения; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 – незначительный, 5 – средний, 6 – высокий; 7 – границы месторождения Рисунок 4.2 – Схема районирования территории Варандейского месторождения по уровню возможного воздействия геологическую среду при разливе нефти на поверхности (простое суммирование) вопросу, чтобы наглядно показать насколько такой диапазон характеристик залегающей на месторождении нефти (рис.2.12 а,б,в) может повлиять на степень потенциальной опасности после извлечения ее на поверхность из отдельных пластов. Для этого мы воспользовались имеющимся геологическим разрезом месторождения по линии скважин №№22, 30, 104, 21, 105, 31, 24, 23 (рис. 2.11), приняв каждый продуктивных пласт за один оцениваемый участок. Однако, ввиду того, что диапазон разброса 127 Таблица 4.6 – Данные по составу и свойствам нефти Варандейского месторождения по состоянию на 01.01.2013 г. № скв. Плотность, кг/м3 Содержание легких фракций, % Массовая доля парафина, % Смолистоасфальтеновые вещества, % Массовая доля серы, % Сероводород 3 899,1 17,6 0,6 21,9 2,05 отс. 9 912,3 17,6 1,0 19,5 1,55 отс. 10 895,9 18,2 0,4 19,5 2,05 отс. 11 904,7 16,5 0,7 21,7 2,05 отс. 13 901,9 17,6 0,5 20,6 2,05 отс. 1001 906,8 13,1 1,7 19,6 2,11 отс. 1003 905,7 11,8 1,3 22,2 1,59 отс. 1005 897,4 16,7 1,9 27,0 2,05 отс. характеристик нефти в пределах каждого пласта достаточно велик, мы отдельно рассмотрим два варианта оценки: один – по наименьшим значениям характеристик нефти для каждого пласта, второй – по максимальным. Кроме того, для обеспечения полноты представления данных, параллельно для каждого варианта оценки мы также рассмотрим полученные результаты с учетом весовых коэффициентов. Для выполнения такой оценки аналогично предыдущему примеру на основе граничных значений, приведенных в таблице 4.1, каждому влияющему фактору с наименьшим показателем в пределах установленных участков было присвоено соответствующее количество баллов. Баллы по каждому участку суммировались, и с учетом принятой оценочной шкалы произведена оценка участков (в данном примере – продуктивных пластов). На рисунке 4.4а представлен разрез Торавейского месторождения с оценкой нефти по минимальным значениям физико-химических характеристик по каждому продуктивному пласту, на рисунке 4.4б – 128 1 – береговая линия; 2 – оцениваемые скважины; 3 – все скважины месторождения; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 – незначительный, 5 – средний, 6 – высокий; 7 – границы месторождения Рисунок 4.3 – Схема районирования территории Варандейского месторождения по результатам экспертной оценки с учетом весовых коэффициентов влияющих факторов результаты оценки по минимальные значения факторов с учетом весовых коэффициентов, вычисленных по формуле 4.5. Как видно по цветовому распределению, до применения весовых коэффициентов уровень потенциальной опасности нефти (при извлечении ее на поверхность раздельно, т. е. из одного пласта) может быть как «незначительным» (пласт Р1), так «средним» и «высоким» (пласт Т1+2). 129 Однако при уточнении модели за счет применения весовых коэффициентов степень опасности нефти из пластов Т1-1, Т2-1 и Т2-2 становится «высокой». Поэтому с целью снижения уровня потенциальной опасности нефти для геологической среды при извлечении нефти на поверхность можно рекомендовать выполнение разработки этих пластов одновременно с пластами, имеющими меньший уровень опасности флюида с учетом а. б. Рисунок 4.4 – Результаты оценки Торавейского месторождения по разрезу продуктивных пластов (наименьшие значения): а) простое суммирование баллов, б) оценка с учетом весовых коэффициентов 130 результатов проведенной оценки. Кроме того, полученные результаты позволяют рассмотреть возможные более экологически безопасные варианты хранения добытой нефти и подготовки ее к дальнейшей транспортировке. Второй вариант оценки Торавейского месторождения был произведен по аналогии с первым, но характеристики нефти в данном случае учитывались максимальные из установленных по каждому продуктивному пласту. В результате оценки максимальных показателей характеристик нефти (рис. 4.5 а) по данным суммирования баллов нефть трех из восьми пластов Рисунок 4.5 – Результаты оценки Торавейского месторождения по разрезу продуктивных пластов (максимальные значения): а) простое суммирование баллов, б) оценка с учетом весовых коэффициентов 131 была оценена как «средняя» (Р1, Т1-1, Т1-4) по уровню потенциальной опасности (Крайнева, Губайдуллин, 2014). После применения к полученным результатам весовых коэффициентов (рис. 4.5 б) все пласты месторождения были охарактеризованы «высоким» уровнем опасности флюида при его добыче для приповерхностной части геологической среды прибрежной зоны в случае аварийного разлива. В дальнейшем, при оценке Торавейского месторождения в составе нефтетранспортного коридора для него применяются усредненные по всем пластам характеристики нефти с учетом утвержденных запасов, которые также оценены «высоким» уровнем потенциальной опасности флюида для геологической среды. Результаты проведенной оценки Торавейского месторождения показали, что свойства и состав нефти, а вместе с ними и уровень потенциальной опасности для геологической среды может существенно меняться в пределах каждого нефтеносного пласта и месторождения в целом. Поэтому, более научно-обоснованный подход к разработке месторождения по результатам оценки, позволяет контролировать и минимизировать потенциальную опасность нефти при ее добыче за счет очередности ввода в работу продуктивных пластов, а также анализировать варианты более экологически безопасного ее хранения и транспортировки. Аналогичная оценка потенциальной опасности перекачиваемой нефти в зависимости от ее свойств и состава произведена также для системы межпромысловых нефтепроводов, расположенной преимущественно в прибрежной зоне юго-восточной части Баренцева моря. Выбранный транспортный коридор является одним из наиболее производительных межпромысловых нефтепроводов, по которому осуществляется перевалка около 10 млн.т. нефти в год с месторождений севера Тимано-Печорской провинции через морской причал в нефтеналивные танкеры. Природные условия расположения линейного объекта характеризуются избыточным увлажнением, равнинным рельефом, наличием многолетнемерзлых пород и 132 непосредственной близостью береговой линии, что является одним из определяющих факторов при оценке масштабов возможного воздействия нефтетранспортной инфраструктуры на экосистему региона. Для осуществления оценки рассматриваемый транспортный коридор был разбит на участки 5х5км (Губайдуллин, Крайнева, 2014), характеризующиеся схожестью компонентного состава добываемой и транспортируемой нефти (табл. 4.7). Для каждого участка выполнена оценка влияющих факторов в соответствии с граничными значениями, приведенными в таблице 4.1. После чего путем простого суммирования по формуле 3.1 вычислен суммарный балл, характеризующий нефть в пределах каждого выделенного нами участка. По результатам полученных баллов, в соответствии с принятой оценочной шкалой, выполнено районирование территории по степени негативного воздействия углеводородов на геологическую среду (рис. 4.7). Результаты такой суммарной оценки позволили сделать следующие выводы. 1) Смесь нефти Инзырейского, Харьягинского и Южно-Хыльчуюского месторождений, транспортировка которой ведется с «Центрального пункта сбора (ЦПС) «Южное Хыльчую» по двухниточному трубопроводу на Варандейский нефтяной отгрузочный терминал, соответствует «низкому» уровню потенциальной опасности, в то же время индивидуальная оценка нефти Южно-Хыльчуюского месторождения (Дронг, 2009) показывает «средний» уровень, преимущественно за счет остаточного, после удаления основного количества, сероводорода. Товарная нефть Харьягинского и Инзырейского месторождений, обладая значительно меньшей плотностью, характеризуются высоким содержанием парафина (более 9,0 %) и соответственно высокой температурой застывания (+23 °С), что существенно влияет на режим транспортировки. Однако решение о совместной (в соответствующих пропорциях) транспортировке нефти вышеуказанных месторождений позволяет не только обеспечить наиболее оптимальные условия перекачки, но и, с точки зрения возможного воздействия 133 потенциальных разливов нефти на природную среду, существенно уменьшить опасность последствий загрязнения до «незначительного» уровня. Таблица 4.7 – Данные о свойствах и составе нефти перекачиваемых в пределах оцениваемого транспортного коридора Участки характеризующиеся схожестью свойств и Содержа- Массовая Плотность, ние легких кг/м3 состава нефти доля фракций, парафина, САВ, % Массовая доля серы, % Сероводород % % 901,1 13,0 3,3 24,8 1,10 прис. 901,1 14,0 6,9 24,8 1,70 прис. 838,9 21,9 7,9 9,7 0,55 отс. 901,1 14,0 6,9 24,8 1,70 прис. м-я 883,4 14,0 6,9 17,6 1,70 прис. Варандейское м-е 915,4 13,2 1,2 16,3 2,10 отс. (апр.2013) 915,4 23,9 12,7 24,8 5,50 прис. Мядсейское м-е 883,4 14,0 2,4 17,6 1,70 прис. Инзырейское м-я 919,1 23,2 12,7 19,1 2,20 прис. Торавейское м-е 919,1 12,2 1,2 19,1 2,20 прис. М-е им. Р. Требса 851,3 23,9 8,9 8,3 0,90 отс. М-е им. Р. Требса, 915,4 23,9 12,7 16,3 2,10 отс. Медынское м-е Перевозное м-е Медынское, Тобойское, Перевозное, Мядсейское м-я Варандейский нефтяной отгрузочный терминал (апр.2013) Перевозное, Тобойское, Мядсейское м-я Тобойское, Мядсейское Установка подготовки нефти «Варандей», Варандейский нефтяной отгрузочный терминал Варандейское, Торавейское, ЮжноХыльчуюское, 134 Варандейское, ЮжноХыльчуюское, Инзырейское м-я М-е им. Р. Требса, Южно-Хыльчуюское, Инзырейское м-я 851,3 23,9 12,7 8,3 0,90 отс. Инзырейское м-я 850,7 23,2 12,7 5,0 0,80 отс. Южно-Хыльчуюское м-е 850,7 17,3 3,0 5,0 0,80 прис. Инзырейское м-е 832,3 23,2 12,7 4,2 0,40 отс. Тобойское м-е 875,2 13,9 6,9 12,6 1,10 отс. Южно-Хыльчуюское, 1 – нефтяное месторождение; 2 – межпромысловый нефтепровод; 3 – строящийся нефтепровод; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 – незначительный, 5 – средний, 6 – высокий. Рисунок 4.7 – Районирование нефтетранспортного коридора по результатам оценки путем простого суммирования баллов 2) Системы межпромысловых нефтепроводов, связывающих Торавейское и Перевозное месторождения с Варандейским терминалом охарактеризованы «высоким» уровнем потенциальной опасности. Это 135 обусловлено такими высокими показателями влияющих факторов, таких как содержание сероводорода, смолисто-асфальтеновых веществ и высокой плотностью из-за перекачки нефти с этих месторождений в неподготовленном виде. Поэтому по результатам оценки для данных участков, могут быть рекомендованы дополнительные мероприятия по обеспечению безаварийной работы трубопроводных систем. В результате районирования (рис. 4.8), проведенного с учетом весовых коэффициентов (формула 4.5), установленных посредством экспертного опроса (табл. 4.5), семь из оцениваемых участков перешли в категорию «высокой» потенциальной опасности, а количество участков с «незначительным» уровнем уменьшилось с 48 до 41. Таким образом, «взвешенный» учет сероводорода и смолисто-асфальтеновых веществ изменили картину первоначального районирования, выделив участки 1 – нефтяное месторождение; 2 – межпромысловый нефтепровод; 3 – строящийся нефтепровод; уровни потенциального воздействия нефти на геологическую среду: 4 – незначительный, 5 – средний, 6 – высокий. Рисунок 4.8 – Районирование нефтетранспортного коридора по результатам экспертной оценки с учетом весовых коэффициентов влияющих факторов 136 нефтетранспортных объектов, требующие усиления мер по обеспечению их безаварийной работы и рассмотрения более детальных вариантов ликвидации возможных аварийных разливов нефти. Таким образом, разработанная методика экспертной оценки позволила выявить наиболее критичные, с точки зрения потенциально возможных последствий аварийных разливов, участки в пределах месторождений, кустов и нефтепромыслов, а также наглядно показала неоднородность свойств и состава нефти по всему разрезу продуктивных пластов. Полученная в результате применения экспертной оценки информация даст возможность наиболее обоснованно принять технологические решения по обеспечению должного уровня безопасности при добыче и транспортировке нефти. 137 ЗАКЛЮЧЕНИЕ Разнообразие физико-географических условий, различные история и возраст ландшафтов России создают исключительное многообразие современных процессов миграции химических элементов. В сложную систему природных миграционных потоков элементов. Человек своей деятельностью изменяет направление, скорость и состав этих потоков, включая в них массы специфических загрязняющих веществ, поэтому максимальное сохранение исходных условий и снижение уровня опасности для природной среды его деятельность становится первоочередной задачей. Интенсификация процессов добычи и транспортировки нефти в северной части Тимано-Печорской провинции потребовала решить новую задачу по оценке потенциального воздействия разнообразной по составу и свойствам нефти на геологическую среду прибрежно-шельфовой зоны юговосточной части Баренцева моря, промышленное нефтегазовое освоение которой возрастает с каждым годом. При анализе факторов воздействия на геологическую среду прибрежной зоны основной акцент был сделан на особенности свойств и состава потенциального загрязнителя, в качестве которого, в разрезе проводимых исследований, выступает добываемая и транспортируемая в регионе нефть. Ввиду того, что нефть Тимано-Печорской провинции характеризуются большим видовым разнообразием, как в пределах нефтегазоносных областей, так и месторождений, в работе выполнено их детальное изучение и выявление имеющихся закономерностей. Полученные сведения легли в основу методики оценки потенциального воздействия нефти на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря. Кроме того, изучение нефтегазоносности и особенностей геологического строения севера Тимано-Печорской провинции, физикохимических характеристик, добываемой в данном регионе нефти, а также анализ природных и техногенных факторов воздействия на геологическую 138 среду, в дополнение к сформулированным защищаемым положениям, позволило сделать следующие выводы: 1. Особенность рассматриваемой территории обусловлена ее нахождением в пограничной зоне «суша-море», которая в высокой степени подвержена воздействию природных и, в связи с активной реализацией проекта отгрузки нефти северным морским путем, техногенных факторов, среди которых особое место занимает нефть, рассматриваемая как потенциальный загрязнитель. 2. Результаты детального анализа месторождений, расположенных в исследуемом регионе, свидетельствуют о большом видовом разнообразии нефти, добываемой на относительно небольшой по площади территории, и существенном изменении со временем ее состава и свойств. 3. Принятые за основу данные о физико-химических характеристиках нефти и устойчивости изменений, возникающих в природной среде в процессе техногенеза, а также самоочищающие способности природных комплексов и их компонентов (почв, грунтов, природных вод и т.д.) позволили комплексно анализировать все эти факторы и унифицировать многочисленные единицы измерения посредством применения балльных шкал. В результате была разработана методика, позволяющая учесть особенности воздействия сложной и разнообразной по свойствам и составу нефти на специфичную геологическую среду прибрежного района севера ТПП. 4. Разработанная методика, являясь важным звеном реализации комплексного анализа, позволяет уже на предварительном этапе проведения работ оценить потенциальную опасность нефти и эффективно учесть полученные данные при составлении технико-экономических обоснований по освоению нефтяных месторождений и разработке мероприятий по охране окружающей среды. 5. На основании данных, полученных в результате применения методики экспертной оценки, впервые 139 выполнено районирование прибрежной зоны по степени возможного негативного воздействия аварийных разливов с учетом индивидуального состава нефти, а также климатических и геологических особенностей региона. Использование полученных результатов позволит минимизировать площади и последствия загрязнений, уменьшить риск попадания поллютантов в почвенно-грунтовые и поверхностные воды и заблаговременно выделить участки наибольшего риска, где возможно возникновение аварийных ситуаций. В заключение хочется отметить, что данная работа является началом исследования, которое автор продолжает в настоящее время, и выражает надежду на то, что она может быть полезной как для исследователей и специалистов, так и нефтяных компаний в целом. 140 БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 1 Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Варандейского месторождения/ ООО «Компания нефтяных инженеров», – М.: 2009 г. 2 Авторский надзор за реализацией проектного документа по разработке Тобойского месторождения/ Компания «Петро Альянс Сервисис Компани Лимитед», Москва - Нарьян-Мар, 2007 г. 3 Авторский надзор за реализацией технологической схемы разработки Торавейского месторождения/ ООО «Компания нефтяных инженеров», Москва, 2009 г. 4 Айвазян С.А., Бухштабер В.М., Енюков И.С., Мешалкин Л.Д. прикладная статистика. Классификация и снижение размерности. – М.: Финансы и статистика, 1989. – 607 с. 5 Аковецкий В.Г. Аэрокосмический мониторинг месторождений нефти и газа: учебное пособие для вузов / В.Г. Аковецкий. - М.: Недра, 2008. - 454 с.: ил. 6 Андреев Г.И. Закономерности углеводородного состава нефтей Варандей-Адзъвинской структурной зоны //Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР.- Сб. научных трудов ПГО «Архангельскгеология» под ред. Ю.А. Россихина, изд. ЗапСибНИГНИ, 1990. – С.158-162. 7 Баженова О.К. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов и др. М.: Изд-во Моск. ун-та, 2004. – 414 с. 8 Беляев В. И., Конфудорова Н.В. Математическое моделирование экологических систем шельфа. Киев: Наукова думка, 1990. – 242 с. 9 Богданов М.М., Сотникова А.Г. Варандей-Адзъвинский авлакоген (суша, печороморский шельф): зоны нефтегазонакопления в карбонатных верхневизейско-нижнепермский отложениях и приоритетные направления геолого-разведочных работ на углеводородное сырье // Геология и 141 минеральные ресурсы европейского севера России: Материалы XV Геологического Республики Коми, т.III, Сыктывкар: ИГ Коми НИ УрО РАН, 2009. – С. 24-26. 10 Брагин Ю.И., Лобусев А.В. Геологические основы эффективного использования недр месторождений углеводородов: конспект лекций. – Нефть и газ, 2008. – 218 с. 11 Булатов В. И. Нефть и экология: научные приоритеты в изучении нефтегазового комплекса: аналит. обзор / В. И. Булатов. – Новосибирск, 2004. – 155 с. 12 Бурков Д. В. Обеспечение безопасности прибрежно-морского нефтеотгрузочного комплекса в условиях Крайнего Севера на основе геокриологического мониторинга (на примере Варандейского терминала) / Автореф. дисс. канд. техн. наук, 2012. – 25 с. 13 Вассерман Б.Я. Разведанность ресурсов Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на начало XXI века, Геология нефти и газа, вып. №2, 2001. 14 Вассоевич Н.Б. Геохимия органического вещества и происхождение нефти / Н.Б. Вассоевич. М.: Наука, 1986. – 368 с. 15 Виноградов Б.В. Основы ландшафтной экологии / Б.В. Виноградов М.: ГЕОС, 1998. – 418 с. 16 Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. – М.: Наука, 1988. – 254 с. 17 Гаврилов В.П. Арктические перспективы // Независимая газета, 18 Гаврилов В. П. Геодинамический анализ нефтегазоносных 2013. бассейнов (бассейновое моделирование): учебник для вузов / В. П. Гаврилов, Ю. И. Галушкин. – М.: Недра, 2010. – 227 с.: ил. 19 Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазообразования в литосфере и ее следствия // Геология нефти и газа. – 1998. - № 6. – С. 2-12. 142 20 Гаврилов В. П. Происхождение нефти, М.: Наука, 1986. – 176 с., 21 Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР / ил. под ред. Ю.А. Россизина. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1983. – 106 с. 22 Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР / под ред. Ю.А. Россизина. Тюмень: ЗапСибНИГНИ, 1990. – 175 с. 23 Геология нефти и газа Восточно-Европейской платформы /С.П. Максимов, Г.Х. Дикенштейн, А.Н. Золотов [и др.]. М.: Недра, 1990. – 274 с. 24 Геология и геохимия нефти и газа/ А.А. Бакиров, З.А. Табасаранский, М.В. Бордовская, А.К. Мальцева. Под ред. А.А. Бакирова и З.А. Табасаранского. М., Недра, 1982. – с.288. 25 Гецен М. В. Альгофлора Большеземельской тундры в условиях антропогенного воздействия / М. В. Гецен, А. С. Стенина, Е. Н. Патапова Екатеринбург: УИФ «Наука», 1994.- 148 с. 26 Глазовская М.А. Геохимия природных и техногенных ландшафтов СССР: Учеб. пособие для студ.геогр.спец.вузов. – М.: Высш. шк., 1988. – 328 с.: ил. 27 Глазовская М.А. Принципы классификации природных геосистем по устойчивости к техногенезу и прогнозное ландшафтно–геохимическое районирование // Устойчивость геосистем. — М.: Наука, 1983. 28 Гумеров Р. С. Борьба с нефтяными загрязнениями окружающей среды / Р. С. Гумеров, Р. 3. Абзалов, Р. А. Мамлеев // Нефтяная промышленность. Борьба с коррозией и защита окружающей среды: обзор, информ. М., 1987. - Вып. 6. - С. 1-55. 29 ГОСТ 11851-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения парафина, с изменениями №1, 2 от 01.09.88, 01.01.01, (ИУС 7-1988, 9-1990). Государственный комитет СССР по стандартам, М.: 1985. – 13 с. 30 ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической 143 вязкости. Межгосударственный совет по стандартизации, метрологии и сертификации, Минск: 2000. – 19 с. 31 ГОСТ 3900 Нефть и Нефтепродукты. Методы определения плотности, ИПК Издательство стандартов, М.: 2000. – 37 с. 32 ГОСТ Р 50802-95 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов, Госстандарт России, М.: 1995. – 7 с. 33 ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия / разраб. ИПТЭР, ОАО «ВНИИНП», М.: Изд-во стандартов, 2002. 34 ГОСТ Р 51947-2002 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии, Госстандарт России, М.: 2002. – 5 с. 35 Губайдуллин М.Г. Геоэкологические условия освоения минерально-сырьевых ресурсов Европейского Севера России: Монография. – Архангельск: Пом. гос. ун-т, 2002. – 310 с. 36 Губайдуллин М.Г., Дронг О.В. Комплексная оценка потенциального воздействия Варандейского нефтеотгрузочного терминала на окружающую среду /Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. М: ВНИИОЭНГ, 2012, вып.6. – С. 28-32. 37 Губайдуллин М.Г., Иванов Р.С. Интегральная оценка физико- химических свойств нефти как источника загрязнений при разработке нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции /Сб. научн. трудов «Наука – северному региону», вып. 67. Архангельск: изд-во АГТУ, 2006. – С. 75-79. 38 Губайдуллин М.Г., Калашников А.В., Макарский Н.А. Оценка и прогнозирование экологического состояния геологической среды при освоении севера Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, Арханг. гос. техн. ун-т, Архангельск, 2008. – 270 с. 39 Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б., Мосягин А.И. Концепция экспертно-аналитической системы принятия решения по выбору места расположения морских нефтеналивных терминалов на Арктическом шельфе 144 /НТЖ Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. Уфа: ГУП ИПТЭР, 2013, № 1(91). – С. 45-52. 40 Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б. Экологический мониторинг нефтегазодобывающих объектов Европейского Севера России / учебное пособие: Сев.(Арктич.) федер. ун-т – Архангельск, 2012. – 236 с. 41 Губайдуллин М.Г., Крайнева О.В. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Варандейского месторождения и оценка потенциальной экологической опасности сырой нефти /Вестник САФУ, серия «Естественные науки», № 3, 2013. – С. 14-23. 42 Губайдуллин М.Г., Крайнева О.В. Экспертная оценка потенциального воздействия нефти на геологическую среду прибрежной зоны юго-восточной части Баренцева моря / НТЖ «Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе», М: ВНИИОЭНГ, № 4, 2014. – С. 9-14. 43 Губайдуллин М.Г. Методика интегральной оценки физико- химических свойств нефти как загрязняющего фактора окружающей среды [Текст] / М. Г. Губайдуллин, Р. С. Иванов // Вестник Архангельского государственного технического университета. Сер. Прикладная геоэкология. – 2006. – Вып. 66. – С.22-39. 44 Девис Дж. Статистика и анализ геологических данных / Дж. Девис. М.: Мир, 1977. – 572 с. 45 Дронг О.В. Губайдуллин М.Г. Оценка воздействия нефти Южно- Хыльчуюского месторождения на окружающую среду. В сб. научн. статей студентов АГТУ по итогам НИР за 2008 год. Архангельск: изд-во АГТУ, 2009. – С.47-52. 46 Дронг О.В. Интегральная оценка негативного воздействия транспортного коридора варандейского нефтяного отгрузочного терминала на окружающую среду территории НАО // Конкурентный потенциал северных регионов России и эффективность его использования: материалы Всероссийской молодежной научной конференции (7-9 июня 2012) / отв.ред. 145 д.э.н. В.Э. Тоскунина. – Архангельск: Архангельский научный центр УрО РАН, 2012. 47 Дронг О.В. Интегральная оценка Торавейского месторождения как потенциального источника загрязнения окружающей среды / Рассохинские чтения [Текст]: материалы межрегионального семинара (3-4 февраля 2012 года) / под. ред. Н.Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2012. – С. 285-289. 48 Дронг О.В., Калашников А.В. Особенности рекультивации нарушенных земель в прибрежной зоне Арктики // Перспективы и проблемы освоения месторождений нефти и газа в прибрежно-шельфовой зоне Арктики. Материалы международной научно-практической конференции. САФУ. Архангельск, 2010. – С.70-74. 49 Дронг О.В. Характеристика и экологическая оценка свойств нефтей залежей Тобойского месторождения // Исследование и освоение углеводородных ресурсов прибрежных регионов: Материалы Международной российско-норвежской конференции / Отв.ред. д.э.н. В.И. Павленко. – Архангельск, 2013. – С.136-141. 50 Основные Желудова М.С. закономерности Варандей-Адзъвинская структурная распределения по залежей зона. нефтегазовому комплексу и элементам тектонического районирования // Геология и минеральные ресурсы европейского севера России: Материалы XV Геологического Республики Коми, т.III, Сыктывкар: ИГ Коми НИ УрО РАН, 2009. – С.144-146. 51 Заиканов В.Г. Геоэкологическая оценка территорий: [Моногр.] / В. Г. Заиканов, Т. Б. Минакова; Рос. акад. наук, Ин-т геоэкологии. – Москва: Наука, 2005. – 318 с. 52 Иванов Р.С. Анализ свойств нефтей северной части Тимано- Печорской провинции // Геодинамика и геологические изменения в окружающей среде северных регионов: материалы Всерос. конф.: в 2 т. / ИЭПС УрО РАН. Архангельск, 2004. Т. 1. – С. 337–341. 146 53 Израэль Ю. А. Контроль окружающей среды /Ю.А. Израэль. М.: Гидрометеоиздат, 1990. 54 Инструкция по применению классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (утв. ГКЗ СССР 14.10.1983 г), М.: 1984 г. 55 Исмаилов Н. М. Современное состояние методов рекультивации нефтезагрязненных земель /И. М. Исмаилов, Ю. И. Пиковский // Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. – М.: 1988. – С. 222-230. 56 Исмаилов Н.М. Процессы самоочищения нефтезагрязненных почв и пути их интенсификации. Автореф. дисс. докт. биол. наук, 1990. – 47 с. 57 Экологическая химия, под ред. В. Кортье. М.: 1996. – 382 с. 58 Калашников А.В. Методика прогноза и экологического состояния и восстановления нарушенных тундровых земель / А.В. Калашников, СВ. Коробов // Вестник АГТУ. Сер. Прикладная геоэкология. 2007. Вып. 70. – С. 45-49. 59 Калинин Е.П. Геохимическая специфика нефтей Тимано- Печорской провинции // Геология и минеральные ресурсы европейского севера России: Материалы XV Геологического Республики Коми, т.III, Сыктывкар: ИГ Коми НИ УрО РАН, 2009. С.154-157. 60 Касьянова Н.А. Экологические риски и геодинамика. М.: Научный мир, 2003. 332 с. 61 Кирюхина Т.А., Яковлев Г.Е. Проблемы формирования состава нефтей и размещения их скоплений на Севере Тимано-Печорского бассейна // Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР. – Сб. научных трудов ПГО «Архангельскгеология» под ред. Ю.А. Россихина, изд. ЗапСибНИГНИ, 1990. – С.151-157. 62 Комплексный экологический мониторинг Варандейского нефтяного терминала в 2008 году. ЗАО «Нордэко-Евразия», М.: 2008. – 80 с. 147 63 Комплексный экологический мониторинг в 2007 году на объекте «Пусковой комплекс из состава проекта «Пробная эксплуатация залежи Варандейского месторождения». Технический отчет. РАН Северо-Западное отделение института океанологии им.П.П.Ширшова (СЗО ИО РАН), Арх.: 2007. – 112 с. 64 Комплексный экологический мониторинг и мониторинг орнитофауны и териофауны береговых объектов Варандейского нефтяного отгрузочного терминала в 2009 году. НП «Центр Экологии ТЭК», М.: 2009. – 133 с. 65 Конторович А.Э., Нестеров И.И., Ф.К. Салманов и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М., «Недра», 1975. – 680 с. 66 Конюхов А.В. Охрана окружающей среды при проведении геологоразведочных работ в районах Крайнего Севера / А.В Конюхов, Ю.А. Братишко, Ю.И. Кузьмин [и др.]. М: ВНИИОЭНГ, 1985. – 28 с. 67 Конюхов А.В. Учет формирования техногенных ландшафтов при оценке состояния окружающей среды в северных районах нефтегазодобычи / А.В. Конюхов, А.В. Калашников, СВ. Ходырев // Опыт строительства и реконструкции зданий и сооружений на слабых грунтах: материалы междунар. науч.- техн. конф. Архангельск: Изд-во АГТУ, 2003. – С. 62-66. 68 Кормак Д. Борьба с загрязнением моря нефтью и нефтехимическими веществами: Пер. с англ. – М.: Транспорт, 1989. – 365 с.: ил., табл. 69 Коробов В.Б. Классификационные методы решения эколого- экономических задач: Монография / В.Б. Коробов, А.Г. Тутыгин; Поморский гос. ун-т им. М.В. Ломоносова. – Архангельск: Поморский университет, 2010. – 309 с. 70 Коробов, В.Б. Эколого-географическое обоснование экспертной оценки создания нефтяной транспортной инфраструктуры севера ТиманоПечорской провинции: автореф. дис. ... д-ра геогр. наук / В.Б. Коробов. М., 2004. 148 Коробов В.Б. Экспертные методы в географии и геоэкологии: 71 Монография. – Архангельск: Поморский университет, 2008. – 236 с. Кочкин В.Ф., Дрибноход В.Е., Русинова Т.С. Промышленная 72 экология. Разработка природоохранной документации. Отчетность. Практические аспекты: Справ. / к.т.н. В.Ф. Кочкин, В.Е. Дрибноход, Т.С. Русинова; под общ. ред В.Ф. Кочкина. – 2-е изд., перераб. – СПб.: НПО «Профессионал», 2012. – 888 с. Крайнева О.В., Губайдуллин М.Г., Анализ изменения свойств 73 нефти Варандейского месторождения //Материалы международного семинара «Рассохинские чтения». Ч. 1. Ухта: УГТУ, 2014. – С. 68-73. 74 Крайнева потенциальной О.В., Губайдуллин опасности нефтей М.Г. Экспертная Торавейского оценка месторождения при возможных аварийных разливах /НТЖ "Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе". М.: ВНИИОЭНГ, 2014 - № 8. - С. 12-19. 75 Кузнецов А.Н., Федоров Ю. А. Нефтяное загрязнение в водных экосистемах. Закономерности естественной трансформации. Саабрюкен:LAP Lambert Academic Publishing, 2011. – 109 с. 76 Литвак Б.Г. Экспертные оценки и принятие решений. М.: Патент, 77 Лобусев, А. В. Геолого-промысловые основы моделирования 1996. залежей нефти и газа: учебник для вузов / А. В. Лобусев. - М.: Недра, 2010. – 247 с.: ил. 78 Лопатин В.Н. Менеджмент и маркетинг в экологии и природопользовании. М.: НИА; Природа, 2001. – 253 с. 79 М концентраций 01-12-81 Методика асфальтенов, выполнения смол и измерений парафина в массовых нефти, ОАО «ПермНИПИнефть», 1999. – 11 с. 80 Маллард В. В. Исследование свойств сырой нефти. Проект «Северные ворота» фаза II/ Компания Эксон, ГП «Архангельскгеология», 1995. 149 81 Малов А.И. Тяжелые металлы и мышьяк в почвах Ненецкого автономного округа / А.И. Малов // Вестник АГТУ. Сер. Прикладная геоэкология. Архангельск: Изд-во АГТУ, 2007. Вып. 70. – С. 101-114. 82 Малов А.И. Экологические функции подземных вод / А.И. Малов, Екатеринбург: УрО РАН, 2004. – 167 С. 83 Межгосударственный стандарт ГОСТ 2177-99 (ИСО 3405-88) Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава. Разработан межгосударственным техническим комитетом ТК31 «Нефтяные топлива и смазочные материалы» (ВНИИ НП). 84 Мискевич И.В. Оценка степени загрязненности донных отложений Печорского моря нефтяными углеводородами / И.В. Мискевич // Вестник АГТУ. Сер. Прикладная геоэкология. Архангельск: Изд-во АГТУ, 2006. Вып. 66. – С. 122-129. 85 Немировская И. А. Углеводороды в океане. М.: Научный мир, 2004. – 328 с. 86 Оборин образования, А.А. научные Нефтезагрязненные основы биогеоценозы восстановления, (Процессы медико-экологические проблемы): монография/ А.А. Оборин, В.Т. Хмурчик, С.А. Иларионов, М.Ю. Макарова, А.В. Назаров; УрО РАН; Перм.гос.ун-т; Перм.гос.техн.ун-т. – Пермь, 2008. – 511 с.: ил. 87 Осипов В.И. Геоэкология: понятия, задачи, приоритеты / В.И. Осипов // Геоэкология. 1997. № 1. – С. 3-12. 88 Осипов В.И. Опасные экзогенные процессы, М.: ГЕОС, 1999. – 89 Отчет. 290с. Экологический мониторинг береговых объектов Варандейского нефтяного отгрузочного терминала в 2010 году, ООО «ГеоЭкоСервис», Нарьян-Мар, 2010. – 88 с. 90 Панов Г.Е., Петряшин Л.Ф., Лысяных Г.Н. Охрана окружающей среды на предприятиях нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1986. 150 91 Перельман А. И. Геохимия: Учеб. для геол. спец. вузов. – 2-е изд., перераб и доп. – М.: Высш. шк., 1989. – 528 с 92 Пиковский, Ю.И. Природные и техногенные потоки углеводородов в окружающей среде. – М.: Изд-во МГУ, 1993. – 208 с. 93 Пиковский Ю. И. Дифференциация геохозяйственных систем как составная часть ландшафтно-геохимического районирования / Ю. И. Пиковский//Вопросы географии. – М., 1983. – С. 109-117. 94 Пиковский Ю. И., Калачникова И. Г., Оглоблина А. И., Оборин А. А. Экспериментальные исследования трансформации нефти в почвах // Миграция загрязняющих веществ в почвах в сопредельных средах: Тр. III Всесоюзного совещ., Обнинск. Л.: Гидрометеоиздат, 1985. – С. 191-195. 95 Пиковский Ю. И. Трансформация техногенных потоков нефти в почвенных экосистемах //Восстановление нефтезагрязненных почвенных экосистем. Сер. Современные -проблемы биосферы. Под ред. Глазовской М. А.. М., Наука, 1988. – С. 7-22. 96 Программа проведения производственного экологического контроля и .локального мониторинг компонентов природной среды объектов ОАО «Варандейский терминал», Арх.№ВТ-63/2007-156-1-ПЭК, НПФ «ДИЭМ», М., 2007 г. – 98 с. 97 Пунанова С. А. Геохимические особенности гипергенно преобразованных нефтей / С.А. Пунанова, Т.Л. Виноградова // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2011. №10. 98 Пунанова С. А. Геохимические особенности распределения микроэлементов в нафтидах и металлоносность осадочных бассейнов СНГ // Геохимия, 1998. № 9. – С. 959-972. 99 Руководство по анализу воды. Питьевая и природная вода, почвенные вытяжки / Под ред. к.х.н. А.Г. Муравьева. – Изд. 2-е, перераб. – СПб.: «Крисмас+», 2012. – 264 с., илл. 100 Саати Т., Кернс К. Аналитическое планирование. – М.: Радио и связь, 1991. – 224 с. 151 101 Середин В.В. Оценка геоэкологических условий санации территорий, загрязненных нефтью и нефтепродуктами. – Перм. гос. тех. ун-т, Пермь, 1998. – 153 с. 102 Соболева Е.В., Гусева А.Н Химия горючих ископаемых – М.: Издательство Московского университета, 2010. – 312 с. 103 Солнцева Н.П. Добыча нефти и геохимия природных ландшафтов, – М.:1998, МГУ. – 367 с. 104 Солнцева Н. П. Методика ландшафтно-геохимических исследований влияния техногенных потоков на среду // Добыча полезных ископаемых и геохимия природных экосистем. М.: Наука, 1981. – С. 41-47. 105 Солнцева Н. П. Особенности загрязнения почв в районах нефтедобычи / Н. П. Солнцева, Ю. И. Пиковский // Миграция загрязняющих веществ в почвах и сопредельных средах. JL, 1980. - С. 76-82. 106 Технико-экономическое обоснование (проект 2584) «Строительство Варандейского нефтяного отгрузочного терминала. Первая очередь строительства» «Охрана окружающей среды с оценкой воздействия», Книга 9 И2 часть 1/2 И2-ООС, 2005. 107 Техническое задание на систему измерений количества и показателей качества нефти (СИКН), ООО «Башнефть-Полюс», 2011. 108 Трофимов В. Т., Зилинг Д. Г., Барабошкина Т. А., Жигалин А. Д., Харькина М. А .Трансформация экологических функций литосферы в эпохе техногенеза / под ред. В.Т. Трофимова – М.: Изд-во «Ноосфера», 2006. – 720 с. 109 Флоровская В.Н. Углеродистые вещества в природных процессах / Избранные труды. Отв. редактор Ю.И. Пиковский. – Москва: ГЕОС, 2003. – 228 с. 110 Щербаков В.В. Основные результаты и направление поисков залежей углеводородов в терригенных отложениях перми-триаса северовосточной части Печорской синеклизы // Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР.152 Сб. научных трудов ПГО «Архангельскгеология» под ред. Ю.А. Россихина, изд. ЗапСибНИГНИ, 1990. – С.50-56. 111 Экологический мониторинг в районе берегового резервуарного парка Варандейского отгрузочного терминала 2005 года, ЗАО «НордэкоЕвразия», М.: 2005. – 139 с. 112 Экологический мониторинг в районе берегового резервуарного парка Варандейского отгрузочного терминала 2006 года, ЗАО «НордэкоЕвразия», М.: 2006. – 112 с. 113 Экология: геоэкология недропользования: Учебник/А.Г. Милютин, Н.К. Андросова, И.С. Калинин, А.К. Порцевский; Под ред. А.Г. Милютина. – М.: Высш. шк., 2007. – 440 с.: ил. 114 Юдахин Ф.Н., Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б. Экологические проблемы освоения нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции. Екатеринбург: Изд-во УрО РАН, 2002. – 315 с. 115 Юрьева З.П., Косенкова Н.Н., Г.А. Скрипниченко, Л.С. Гернет / Геология и нефтегазоносность Севера европейской части СССР. – Сб. научных трудов ПГО «Архангельскгеология» под ред. Ю.А. Россихина, изд. ЗапСибНИГНИ, 1990. – с.64-72. 116 Ясаманов Н.А. Основы геоэкологии: учеб. Пособие для эколог. Специальностей вузов/ Н.А .Ясаманов. – 2-е изд., стер. – М.: Издательский центр «Академия», 2007. – 352 с. 117 Ященко И.Г. Физико-химические свойства трудноизвлекаемых нефтей в зависимости от содержания парафинов //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – №6. – С. 39-48. 118 Broun K.W. The influence of soil environment on biodegradation of a refinery and petrochemical sluge / K.W. Broun, K.C. Donnely // Environ. Pollut. 1983. V. 6, №2. P. 119-132. 119 Delbecq A.L., Van de Ven A.H. A Group Process Model for Identification and Program Planning // Journal of Applied Behavioral Sciences. 1971. № 7. P. 466-492. 153 120 Ehrhardt M, Burns К.A., Bicego M.C., 1992. Sunlight induced composition alterations in the sea water soluble fraction of a crude oil // Mar. Chem. V.37. P.53-64. 121 Engelhardt F.R., 1985. Petroleum Effects Environment.//Elsevier Science Publishing CO., London. 154 in the Arctic Приложение Краткая информация об участниках опроса Фамилия Имя Отчество Губайдуллин Марсель Галиуллович Ученая степень, место работы, научные интересы, основные публикации Доктор геолого-минералогических наук, профессор, заместитель директора института нефти и газа по науке САФУ им. М.В. Ломоносова Научные результаты: внес значительный вклад в решение целого комплекса методических вопросов геоэкологии территории Архангельской области при крупномасштабном освоении различных месторождений. Им выполнен большой объем оригинальных исследований с использованием комплекса методов, включающих ГИС-технологии, экспертноаналитические системы анализа широкого спектра геоэкологических задач недропользования на территориальном уровне. Впервые сформирована региональная информационная модель геоэкологической оценки, прогнозирования и мониторинга последствий освоения минерально-сырьевых ресурсов. Разработаны научно-методические основы интегральной оценки и прогноза экологического состояния геологической среды на территории Архангельской области. Предложены алгоритмы для расчета интегральных оценок индикаторов состояния экосистемы по результатам экспертных балльных классификаций факторов воздействия на нее с учетом весовых коэффициентов. Обоснованы и реализованы на практике мероприятия, обеспечивающие снижение техногенного воздействия на окружающую среду при разработке недр. 155 Коробов Владимир Борисович Имеет более130 научных публикаций, в том числе: Геоэкологические условия освоения минеральносырьевых ресурсов Европейского Севера России. - Архангельск, 2002. - 310 с.; Экологические проблемы освоения нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции. – Екатеринбург, 2002. - 314 с. (в соавторстве с Ф.Н. Юдахиным, В.Б. Коробовым; Экологический мониторинг нефтегазодобывающих объектов. Учебное пособие. – Архангельск, 2006. – 184 с.; Экспертная интегральная оценка экологического состояния геологической среды // Геоэкология. – 2005, - № 3, - С. 244-252 (в соавторстве с В.Б.Коробовым). Доктор географических наук, профессор, директор Северо-западного отделения Института океанологии имени П. П. Ширшова Российской Академии наук (Архангельск) Преподаваемые дисциплины: Методы контроля качества окружающей среды. Сфера научных интересов: Региональные проблемы рационального природопользования, социально-экономического и экологического развития Европейского Севера России. Экспертные методы в географии. Районирование Ненецкого округа под цели организации нефте- и газодобычи. Эколого-географическое обоснование экспертной оценки создания нефтяной транспортной инфраструктуры севера Тимано-Печорской провинции. Примеры научных публикаций: Коробов В.Б. Экспертные методы в географии. - Архангельск: Поморский университет, 2008. - 236 с. Юдахин Ф.Н., Губайдуллин М.Г., Коробов В.Б. Экологические проблемы освоения нефтяных месторождений севера Тимано-Печорской провинции. Екатеринбург: УроРАН, 2002. 156 Малов Александр Иванович Мискевич Игорь Владимирович Коробов В.Б. Географическое обоснование создания транспортной инфраструктуры ТиманоПечорской нефтегазоносной провинции // Известия РАН. Серия географическая. 2006. № 4. С. 87-98. Доктор геолого-минералогических наук, главный научный сотрудник Института экологических проблем Севера УрО РАН Научные интересы: окислительновосстановительные и кислотно-щелочные условия миграции химических элементов в подземных водах; формирование гидрогенных проявлений урана и их разрушение; формирование кимберлитов. Лауреат Государственной премии 1989 г. за открытие и подготовку к освоению месторождения алмазов имени М.В.Ломоносова в Архангельской области; первооткрыватель Пермиловского месторождения подземных вод в Архангельской области. Имеет 122 публикации, в том числе: Подземные воды Юго-Восточного Беломорья: формирование, роль в геологических процессах. – Екатеринбург, 2003. - 234 с.; Экологические функции подземных вод. – Екатеринбург, 2004. - 168 с.; On dating of groundwater with a high 234U/238U and Eh > 100mV. Mineralogical Magazine. Vol. 75. No. 3. 2011. P. 1395.; Uranium occurrence and behavior in groundwater (the example of North-West Russia) // In: «Uranium: Characteristics, Occurrence and Human Exposure». Eds. A. Y. Vasiliev and M. Sidorov. New York: Nova Science Publishers, 2012. P. 155 – 183. Доктор географических наук, директор научноисследовательского центра «Викинг» 1985 г. защитил диссертацию: «Использование математических моделей для получения режимных гидрохимических характеристик 157 Калашников Антон Владимирович Бурков Денис Владимирович приливных нестратифицированных эстуариев на примере устьев рек юго-восточной части Баренцева моря» по специальности «Океанология». Действительный член Русского географического общества, член ученого Совета Русского географического общества, председатель Архангельского центра Русского географического общества Виды деятельности: • Работы по мониторингу состояния и загрязнения окружающей природной среды; • Предоставление информации о состоянии и загрязнении окружающей природной среды; • Работы по метеорологии, климатологии, гидрологии; Примеры научных публикаций: Оценка воздействия нефтяных углеводородов на биомассу фитопланктона по данным натурных наблюдений в Белом и Печорском морях // Геология морей и океанов: Материалы XIX Междунар.научной конференции (Школы) по морской геологии. Т.III. – М.: 2011. – С.223-227. (в соавторстве с Чугайновой В.А.) Кандидат биологических наук, доцент кафедры транспорта и хранения нефти и газа САФУ им. М.В. Ломоносова Сфера интересов: рекультивация нарушенных тундровых земель в Ненецком автономном округе Примеры научных публикаций: Борьба с разливами нефти при авариях на морских нефтеотгрузочных терминалах: учебное пособие: Арх. : ИПЦ САФУ, 2013. – 87 с. Охрана окружающей среды при нефтегазовом освоении Европейского Севера России : учебное пособие - Арх.: ИПЦ САФУ, 2011 (САФУ). - 87 с. Кандидат технических наук, заместитель главного инженера по товарным операциям ООО 158 Тарасова Галина Михайловна «Варандейский терминал» Сфера интересов: Обеспечение безопасности прибрежно-морского нефтеотгрузочного комплекса в условиях крайнего Севера Примеры научных публикаций: Геоэкологический мониторинг сооружений северного морского нефтеотгрузочного терминала // Нефтепромысловое дело. М.: ВНИИОЭНГ, 2009. № 4. – С. 38-43.; (в соавторстве с Губайдуллиным М.Г.) Инженерно-геологические условия в районе морских сооружений Варандейского нефтяного терминала // Геология морей и океанов. Матер. XVII Междунар. научн. конф. (школы) по морской геологии. – М.: ГЕОС, 2007. – Т. II. С. 206-208. (в соавторстве с Губайдуллиным М.Г. и др.) Директор Инновационно-технологического центра арктических нефтегазовых лабораторных исследований САФУ им. М.В. Ломоносова 159