Header Image

Несмотря на значительные инвестиции в последние годы, большая часть энергетической инфраструктуры России находится в плохом состоянии.

Подробнее ...
5.2. Снижение загрязнения гидросферы в районе месторождения нефти Печать E-mail
14.12.2014 20:28

Использование барьеров для охраны окружающей среды основывается на концентрации загрязняющих веществ на определенных участках и снижения тем самым их нежелательной миграции. Однако при разработке природоохранных технологий возникает и обратная задача – разрушение геохимического барьера для снижения концентрации веществ на загрязненных участках. С таким случаем авторы столкнулись на Полазненском месторождении нефти, где в подземных водах на гидродинамическом барьере накопилось значительное количество нефтепродуктов. Для их ликвидации разработана специальная технология, направленная на разрушение геохимического барьера.

С начала 70-х годов в пределах Полазнинского нефтяного месторождения (Пермский край) стали отмечаться поверхностные нефтепроявления, приводящие к загрязнению Камского водохранилища. Проведенными исследованиями установлено, что на левобережной части месторождения на поверхности подземных вод сформировалась линза нефтепродуктов мощностью около 2 м и наблюдается их разгрузка в Камское водохранилище. Одним из основных природных факторов, приведших к формированию линзы, явилась интенсивная закарстованность территории (Максимович, Казакевич, 2004; Максимович и др., 2005).
Данная территория относится к Полазнинскому участку Полазнинского карстового района преимущественно гипсового и карбонатно-гипсового карста (Максимович, Болотов, 1982; Горбунова и др., 1992). Он занимает левобережье Камского водохранилища в окрестностях пос. Полазна. Мощность гипсово- ангидритовой толщи иренского горизонта достигает 100 м и более, а покровные отложения либо отсутствуют, либо имеют незначительную толщину (рис. 5.4). Карст типично сульфатный. На участке также встречаются карры, карстовые рвы, котловины, овраги, сухие речки и озера. Выявлены карстовые депрессии, заполненные брекчией (Бутырина, 1968; Горбунова и др., 1992). Отличительная черта участка – высокая закарстованность. Средняя плотность составляет 60 карстовых форм/км2, а на некоторых микроплощадках она достигает 500–1000 (рис. 5.5). На площади 28,1 км2 закартирована 1691 карстовая форма, причем 97% их приходится на воронки.
На развитие карстовых процессов района повлияло образование Камского водохранилища в 1954 г., которое вызвало подъем уровня воды на 20 – 22 м. Наполнение весной до проектной отметки и сработка уровня зимой на 6 – 8 м обусловили изменение гидродинамической зональности карстовых вод и периодическое поступление в массив слабоминерализованных вод. Поскольку зона горизонтальной циркуляции увеличивается на 20 м, то естественно, что и процессы растворения и выщелачивания возобновятся с новой силой. Особенно интенсивно они происходят в интервале сливной призмы, т. е. в верхней 6 - 8- метровой толще карстовых вод. Происходит омоложение старых и возникновение новых карстовых форм.
Активизация карстовых процессов происходит не только в береговых обрывах, но распространяется на значительные расстояния в сторону водоразделов. Об этом можно судить по участившимся провалам на побережье и разрушению имеющихся пещерных гротов.
Вследствие интенсивной поверхностной закарстованности территории практически все атмосферные осадки, а также проливы, разливы, в т.ч. нефти, практически беспрепятственно поглощаются трещинами пород, воронками, котловинами и другими карстовыми формами. Любые технологические или непреднамеренные сбросы и утечки нефти за очень короткое время попадают в водоносный горизонт. Это отличает данное месторождение от других, где проливы и разливы нефти, в первую очередь, загрязняют поверхностные воды, почвы, грунты зоны аэрации и затем подземные воды.


Рис. 5.4. Геологический разрез закарстованного массива в районе Полазненского месторождения (по Печеркину, 1969)


Рис. 5.5. Плотность карстовых форм на Полазненском месторождении (Бутырина, 1968)

Карст создает существенную фильтрационную неоднородность массива. Значительная часть карстовых полостей находится в пределах зоны сезонного колебания трещинно-карстовых вод, которая определяется режимом работы водохранилища и достигает 4-5 м. Создание Камского водохранилища, как отмечалось выше, активизировало карстовые процессы. Это создало еще более благоприятные условия для фильтрации загрязнителей в карстовые воды.
Результаты режимных наблюдений показали, что уровень жидкости в скважинах находится практически на одном уровне с Камским водохранилищем. Это свидетельствует об их тесной гидравлической связи, обусловленной карстом (рис. 5.6).
Подземные воды имеют сульфатный гидрокарбонатно-кальциевый состав и минерализацию от 2,3 до 3,2 г/л, рН 6,68-7,38. Такой состав является типичным для районов развития преимущественно гипсового карста (Горбунова и др. 1992) (рис. 5.7, 5.8).
С целью изучения условий разгрузки загрязненных нефтепродуктами подземных вод в Камское водохранилище были выполнены терморезистивиметрические исследования. Это позволило выявить участки Камского водохранилища с аномальными значениями кажущегося сопротивления и температуры воды. В результате данных исследований выявлено три аномальных зоны с пониженными значениями кажущегося сопротивления воды (рис. 5.8). Здесь происходит субаквальная разгрузка нефтезагрязненных подземных вод, что подтвердил химический анализ проб воды.
Минерализация придонной воды в аномальных зонах достигает 0,5-3,5 г/л, тогда как на участках вне зоны сосредоточенной разгрузки в различные сезоны года она составляет 0,1-0,4 г/л. Рост минерализации в аномальных зонах обусловлен в основном увеличением концентрации сульфатов,


Рис. 5.6. Изменение уровня воды и нефти в наблюдательной скважине СС-3.


Рис. 5.7. Химический состав трещинно-карстовых вод


Рис. 5.8. Зоны сосредоточенной субаквальной разгрузки трещинно-карстовых вод, содержащих нефтепродукты гидрокарбонатов и кальция. Вода в придонной части аномальных зон по величине минерализации и составу соответствует трещинно-карстовым водам кунгурского яруса.

В период максимальной зимней межени в зоне 2 разгрузка вод присходит в виде родников. Вода в роднике прозрачная, опалесцирует , имеет резкий характерный запах. Выпадение нефтепродуктов начинается после ее смешения с водами водохранилища. Таким образом, на данном участке наблюдается как субаквальная, так и поверхностная разгрузка трещинно-карстовых вод (Горбунова, Максимович, 1981).
Анализ проб воды на нефтепродукты показал, что вне зон сосредоточенной разгрузки подземных вод их содержание составляет 0,04-0,08 мг/л, что не превышает ПДК в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно- бытового обслуживания и незначительно превышает ПДК в воде водных объектов, используемых для рыбохозяйственных целей. Для выявленных аномальных зон содержание нефтепродуктов значительно выше. Для зоны 1 оно достигает 5,2 мг/л, для зоны 2 – 13,2 мг/л, для зоны 3 – 0,19 мг/л (рис. 5.8).
В ходе выполнения работ было проведено сравнительное исследование характеристик нефти, разрабатываемых башкирской и яснополянской залежей и техногеннных нефтепроявлений. Установлено, что нефть из линзы, несмотря на некоторое их различие, является нефтью этих залежей. Нефть из линзы частично утратила бензиновые фракции и высокомолекулярные парафиновые углеводороды.
Для выявления источников загрязнения было выполнено обследование территории месторождения. В ходе обследования обнаружены карстовые воронки, в которые в 70-80-е гг. прошлого века сливалась нефть, что явилось причиной загрязнения подземных вод. Длительное существование линзы нефти на поверхности подземных вод связано с формированием своеобразного гидродинамического барьера (рис. 5.9).
Препятствием для свободной разгрузки нефти в водохранилище являются менее проницаемые делювиальные и донные отложения, затампонированные нефтепродуктами, и крайне низкие гидравлические градиенты, связанные с высокой проницаемостью закарстованного массива (Максимович, Мещерякова, 2009).


Рис. 5.9. Формирование гидродинамического барьера в зоне разгрузки линзы нефти на проверхности подземных вод в водохранилище

Выполненные исследования и анализ известных способов показали, что наиболее перспективными методами ликвидации нефтяного загрязнения являются разрушение сформировавшегося гидродинамического барьера путем откачки нефти из линзы и затем удаление остаточной нефти, растворенной в воде и сорбированной породами в зоне сезонного колебания подземных вод с помощью микроорганизмов. Для откачки нефти была разработана специальная технология, необходимость которой обусловлена тесной гидравлической связью подземных вод и водохранилища, не позволяющей создать депрессионную воронку. Насосное оборудование (рис. 5.10) было сконструировано таким образом, что позволило откачивать только нефть из линзы, не захватывая воду. Откаченная нефть возвращается в производственный цикл.


Рис. 5.10. Установка для откачки нефти с поверхности трещино-карстовых вод

Это создаст определенное преимущество перед существующими методиками, которые предполагают откачку воды на поверхность (рис. 5.11).
Предлагаемый способ не требует создания комплекса очистных и иных сооружений, имеющих существенную стоимость и являющихся, в свою очередь, источником негативного воздействия на окружающую среду.
Микробиологическая очистка подземных вод. Нефтяные углеводороды (парафины, циклопарафины, ароматические) являются наиболее распространенными загрязнителями окружающей среды. Их чувствительность к химическим и биологическим агентам различна. Парафины устойчивы к химическим воздействиям, но легко поддаются ферментативному окислению. Циклопарафины и ароматические углеводороды, напротив, более чувствительны к химическому окислению, нежели к биологическому. Ферменты, способные вводить атом кислорода в СН3- или СН2-группу, распространены в живой природе достаточно широко. Однако только в микромире имеются формы, способные существовать за счет одних лишь углеводородов. Эти микроорганизмы не являются узкоспециализированными и используют и другие органические вещества, присутствуя в незагрязненных водах, грунтах и почвах (Оборин, Стадник, 1996).


Рис. 5.11. Схема очистки подземных вод от нефтепродуктов с внесением нефтеокисляющих микроорганизмов (Конов, Пашковский, 2001)

В условиях нарастающего загрязнения окружающей среды нефтью и нефтепродуктами целесообразно использовать для борьбы с этим явлением углеводородокисляющие микроорганизмы, размножением которых и обусловлен эффект разрушения сформировавшегося гидродинамического барьера. Интенсивность бактериального окисления может действовать на нефть в десятки раз быстрее, чем обычное химическое окисление (Дзюбан, 1958; Pilpel, 1968).
Биохимическая деструкция нефти в природе. Естественный биоценоз почв, грунтов и грунтовых вод включает большое разнообразие микроорганизмов (бактерий, дрожжей, почвенных водорослей и грибов), обладающих потенциальными возможностями использовать весь спектр углеводородов. Микроорганизмы способны окислять широкий спектр алифатических углеводородов от С1 до С44 (Haines, Alexander, 1974). Процессы бактериального окисления углеводородов всех типов отмечаются по всей зоне нефтегазопоискового зондирования и, естественно, наиболее интенсивны в верхней зоне активного водообмена и аэрации. Наибольшими возможностями, как показали многочисленные исследования нефтяных загрязнений морей, континентальных вод и почв, обладает естественный сложный по составу биоценоз различных микроорганизмов в зоне контакта гидросферы или почв с атмосферой (Оборин, Стадник, 1996; Хмурчик и др., 2005). В настоящее время установлено, что микробиологические процессы деградации алифатических и ароматических углеводородов протекают с большей скоростью в условиях свободного доступа кислорода (Розанова, 1967).
Естественное самоочищение природных объектов от нефтяного загрязнения является длительным процессом, продолжающимся от одного до нескольких десятилетий, в зависимости от условий региона. Развитие нефтеокисляющей микрофлоры в естественной среде, подвергшейся нефтяному загрязнению, ограничивается следующими основными факторами: низкой температурой, недостатком биогенных элементов (прежде всего азота и фосфора), недостатком кислорода, избыточной кислотностью.
В подземных водоносных горизонтах с глубиной, наряду с уменьшением общего количества углеводородокисляющих микроорганизмов, существенно снижается и их разнообразие (Бердичевская, 1983). Начиная с 70-х гг. ХХ в. ведется активный поиск способов интенсификации биологической деградации углеводородов в воде и почве.
Использование углеводородокисляющих микроорганизмов для очистки подземных вод. Биохимическая деструкция нефтепродуктов применяется чаще всего для ликвидации поверхностных разливов нефти. Имеется положительный опыт микробиологической очистки почв на предприятии АО «Нефтехимик» (Пермь) (Середин, 1998). Степень очистки (вместе с рыхлением) составила 95-98%.
Отечественные и зарубежные технологии борьбы с нефтяными загрязнениями подземных вод основаны, в основном, на использовании технических средств (сбор, откачка нефти и т.д.) или различных препаратов, в том числе и микробиологических (путидойл, олеоворин, нафтокс, uni-rem, родер, центрин, псевдомин, дестройл, микромицет, лидер, деворойл и др.). В состав этих препаратов входят монокультуры или ассоциации более 20 видов различных нефтеокисляющих микроорганизмов (бактерий, грибов и дрожжей), большинство из которых относятся к патогенным. Наиболее экологичными способами борьбы с нефтяным загрязнением водной среды является стимуляция природных самоочищающих процессов и интродукция в них нефтеокисляющих микроорганизмов (Соловьев и др., 2001).
Существуют два принципиальных подхода к биодеградации нефтяных углеводородов в естественной среде: стимуляция естественной нефтеокисляющей микрофлоры путем создания оптимальных условий для ее развития (внесение азотно- фосфорных удобрений, аэрация и проч.) и введение в загрязненную экосистему активных углеводородокисляющих микроорганизмов наряду с добавками солей азота и фосфора.
Существует вариант очистки в специальных сооружениях с изъятием грунта, что позволяет повысить температуру среды. В США применяется технология уничтожения жидких нефтяных отходов, при которой стоки вывозят на большие грунтовые площадки, где они перемешиваются с верхним слоем почвы толщиной около 75 см. Нефть разрушается под действием бактерий. Весь цикл разрушения при оптимальных условиях занимает 3 месяца. Каждое поле используют несколько раз в течение 3-5 лет.
Борьба с нефтяным загрязнением подземных вод требует особых приемов и технологий, учитывающих особенности гидродинамического режима подземных вод, литологический состав вмещающих пород и характер перераспределения нефти в системе «вода – порода».
Разработка метода микробиологического разрушения барьера. Для борьбы с загрязнением подземных вод в районе Полазненского месторождения из местных почв и подземных вод было выделено активное нефтеокисляющее сообщество микроорганизмов, состоящее из двух штаммов бактерий, которые по культурально-морфологическим и физиолого-биохимическим свойствам были отнесены к Pseudomonas aeruginosa и Pseudomonas fluorescens (Хмурчик , 2006;Хмурчик, Максимович, 2006). Оба штамма бактерий были мезофиллами с границами хорошего роста и высокой активности в пределах 15-35оС при оптимуме 26+2оС, обладали способностью к денитрификации нитрата.
Нефтедеструктирующую активность консорциума микроорганизмов определяли по убыли индивидуальных компонентов нефти. Определение производилось общепринятыми методами газо-жидкостной хроматографии и ИК-спектрометрии в хлороформенных экстрактах из опытных образцов грунтовых вод, искусственно загрязненных 10 мас.% нефти и подвергнутой бактериальной обработке (2 об.% трехсуточной культуры консорциума с содержанием клеток 1,0.108 КОЕ/мл). Сравнение производилось с контрольными образцами, не подвергнутыми бактериальной обработке.
Технологическая схема применения данного метода, разработанная совместно с В.Т. Хмурчиком, следующая. Через существующие скважины активизированная культура нефтеокисляющих бактерий заливается в подземные воды. Бактерии концентрируются на водно-нефтяном контакте и в последующем распространяются потоком подземных вод по нижней поверхности линзы. Кроме скважин для заливки культуры могут использоваться карстовые воронки (рис. 5.12).
Заливка культуры нефтеокисляющих бактерий в объеме 20 л внесена в испытательную скважину СС-3. Перед самым внесением биомассы в скважину добавляли раствор минеральных удобрений как дополнительный источник азота и фосфора (Максимович и др., 2009).
Для контроля эффективности метода разработано устройство «скважинный пробоотборник» (Патент № 54398), позволяющее создать условия, соответствующие трещинному пространству, но при этом исключающее снос культуры водным потоком (рис. 5.13). Данное устройство предназначено для отбора проб в горизонтах раздела сред нефть – вода. Устройство представляет конструкцию «труба в трубе» с уплотнением, отверстиями для контакта с внешней средой и тросом для опускания – подъема.


Рис. 5.12. Принципиальная схема биохимической очистки подземных вод

Проведенные натурные исследования с использованием пробоотборника показали результаты, близкие к лабораторным. При этом процессы деструкции нефти в подземных водах идут медленнее вследствие дефицита кислорода и низких температур.
Химические анализы проб нефти из скважин показали снижение интенсивности пиков ароматических колец (1600 и 875-750 см-1), CH2- и CH3-групп (2900, 2800, 1470, 1380, 720 см-1) и различных C-O связей (1740-1700, 1260, 1090 см-1) в контрольных и опытных образцах, которое было отчетливым в опытных образцах и слабым – в контрольных. После воздействия микроорганизмов содержание н-алканов (Σn-C12-34) в нефти снизилось в 4,2 раза по сравнению с контролем за счет деструкции, главным образом, низко- и среднемолекулярных углеводородов без всякого предпочтения между углеводородами с четным или нечетным числом атомов углерода. При этом наблюдалось значительное изменение в соотношении между н-алканами и нафтеновыми углеводородами, а также н-алканами и изопреновыми углеводородами. Содержание н-алкильных структур под действием микроорганизмов снизилось примерно в 4 раза.


Рис. 5.13. Схема устройства для контроля микробиологической деструкции нефтепродуктов

Таким образом, проведенные исследования показали, что выделенное микробное сообщество способно использовать углеводороды нефти для поддержания своей жизнедеятельности и, следовательно, может быть применено для интродукции в нефтезагрязненные подземные воды Полазненского нефтяного месторождения с целью их биологической очистки. Данный консорциум может быть применен для очистки не только подземных, но и поверхностных и сточных вод. Его эффективность будет зависеть от конкретных (геохимических, литологических, гидродинамических) природных условий. Метод может быть использован как самостоятельный, так и дополнительный к традиционным, повышая при этом эффективность очистки. Особую эффективность данной технологии можно ожидать при очистке пород от сорбированных нефтепродуктов в зоне сезонного колебания уровня подземных вод.

 
Free template "Frozen New Year" by [ Anch ] Gorsk.net Studio. Please, don't remove this hidden copyleft! You have got this template gratis, so don't become a freak.