Опыт создания гидрогеодинамических ловушек нефтепродуктов в интрузивных массивах

Полный текст

ВВЕДЕНИЕ

На территории нефтехранилищ светлых нефтепродуктов (бензина, дизельного топлива и керосина) возможны утечки, приводящие к техногенному загрязнению подземных вод. Для промышленной и экологической безопасности топливо-заправочных комплексов наибольшие геориски создают линзы взвешенных (эмульгированных) нефтепродуктов (ВН), плавающих на поверхности подземных вод. Например, при подтоплении подвальных помещений подземными водами, загрязненными ВН, возможно образование токсичных и взрывоопасных паров. При увеличении градиента напора линзы ВН могут мигрировать за границы санитарно-защитных зон нефтебаз.

Предметом настоящих исследований являются процессы отделения эмульгированных нефтепродуктов от подземных вод в безнапорном двухслойном пласте, результаты которых обосновывают средства и методы очистки. Способ отделения ВН от подземных вод в однородных песчаных пластах, осуществляемый с помощью ярусных откачек, известен [1, 4, 5, 8, 16]. Однако формальное применение этого способа для очистки от ВН подземных вод интрузивных гранитоидных массивов (ИГМ) гидрогеологических складчатых областей оказалось пожароопасным из-за вероятных самоизливов. В этой связи возникла потребность в разработке адаптированного способа водоочистки от ВН, учитывающего уменьшение с глубиной коэффициентов нефте-, водоотдачи песчаных кор выветривания и трещиноватых магматических пород. Гидрогеодинамический способ очистки подземных вод от загрязнения ВН можно отнести к классу безреагентных (по аналогии с классификацией технологических схем водоподготовки в надземных сооружениях [15]). Гидрогеодинамическая очистка в водоносном пласте основана на использовании физического принципа расслоения несмешивающихся жидкостей, различающихся по плотности примерно на 20%. Для обозначения устройства очистки в пласте от загрязнения подземных вод ВН предлагается термин «гидрогеодинамическая ловушка» (ГДЛ). В класс реагентных можно выделить способ очистки подземных вод на геохимических барьерах, которые имеют электрохимическую природу [14].

Способ гидрогеодинамической очистки от взвешенных нефтепродуктов водоносных пластов двухслойного строения [9, 10] прошел производственные испытания на терминалах светлых нефтепродуктов Среднего Урала, находящихся на интрузивных гранитоидных массивах Восточно-Уральского поднятия, Большеистокском, Верх-Исетском и Седельниковском. По результатам испытаний были разработаны меры по защите подземных вод от техногенного загрязнения ВН на территориях нефтебаз и автозаправочных станций, выполнение которых в г. Екатеринбурге было поручено НПО «Уралгеоэкология»¹.

ИНЖЕНЕРНО-ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ИЗЫСКАНИЯ ЗАГРЯЗНЕНИЯ НЕФТЕПРОДУКТАМИ ИНТРУЗИВНЫХ МАССИВОВ

При инфильтрации нефтепродуктов в ИГМ может происходить формирование газогеохимических ореолов, частичное их поглощение песчаными образованиями кор выветривания, загрязнение растворенными и эмульгированными нефтепродуктами подземных вод водоносных зон тектонической трещиноватости магматических пород. Опыт проведения гидрогеоэкологических работ показывает, что в начальный период устранения загрязнения добыча ВН часто оказывается рентабельной за счет их реализации. В этой связи, с позиции геолого-экономического критерия, возможно обозначать большие скопления ВН на поверхности подземных вод термином “техногенные месторождения”, имеющие следующие поисковые признаки в зоне аэрации: газогеохимический − с взрывоопасными концентрациями метана 5-50%об, геохимический − при содержании поглощенных нефтепродуктов песчаным элювием 1-15%вес. Косвенным поисковым признаком является гидрогеоэкологический, указывающий на водоносные зоны тектонической трещиноватости ИГМ с коэффициентом водопроводимости 50-250 м²/сут, по которым возможна миграция ВН.

Газогеохимические исследования производятся при картировании ореолов метана в зоне аэрации кор выветривания ИГМ, образующихся за счет испарения и биодеградации ВН [2, 12]. Ореолы метана с взрывоопасными концентрациями “сканируют” слои ВН на поверхности подземных вод и могут мигрировать вместе с ними при увеличении гидравлических уклонов.

По данным газогеохимической съемки Седельниковского гранодиоритового массива, выполненной в зимнюю межень 2014 г., приведем графики изменения содержания компонентов биогаза с глубиной (рис. 1). Подземные скопления ВН были представлены смесями бензина и дизельного топлива, находящимися примерно в равных соотношениях. Измерения производились газосигнализатором «Комета-М4» в наблюдательных скважинах диаметром 151 мм без обсадных труб с интервалами опробования по глубине 0.5 м.

Рис. 1. Типичные графики изменения концентрации углекислого газа, кислорода и метана с глубиной замеров над подземным скоплением бензина в Седельниковском ИГМ через 3 суток после окончания бурения.

При газогеохимических измерениях в зоне аэрации над слоями взвешенного бензина на поверхности подземных вод было обнаружено, что концентрация метана сразу после окончания бурения могла достигать 50%об. Через несколько суток произошло испарение бензина в стволе скважин, что засвидетельствовано уменьшением концентрации метана в 2-3 раза. В качестве типичного приведем пример изменения с глубиной компонентов биогаза в зоне аэрации по наблюдательной скв. 75 через трое суток после окончания бурения (%об.): метан – от 1.2. вверху до 17.0 внизу, углекислый газ – от 0.3 до 5.6, кислород – от 20.2 до 1.7 (см. рис. 1). При этом средневзвешенное содержание метана в элювиальных дресвянистых песках зоны аэрации мощностью 3.5 м составило 8.5 %об., что по критериям оценки степени газогеохимической опасности грунтов при инженерно-экологических изысканиях, согласно СП 47.13330.2012, табл.8.1, указывает на их пожаро- и взрывоопасность. Это означает, что при загрязнении подземных вод быстро испаряющимся бензином следует производить газогеохимические измерения в наблюдательных скважинах сразу после окончания бурения.

Геохимические исследования выполняются при картировании ореолов нефтепродуктов, поглощенных песчано-глинистыми образованиями коры выветривания ИГМ, которые впоследствии могут стать источниками вторичного загрязнения подземных вод. На примере данных геохимической съемки Верх-Исетского гранитоидного массива, произведенной в зимнюю межень 1989 г., установлена корреляционная связь между концентрациями дизельного топлива, поглощенного песчано-дресвяным элювием, и в водных вытяжках. На железнодорожной станции Свердловск-Сортировочный (04.08.88 г.) произошел взрыв двух вагонов с гексогеном, вызвавший пожар на складе дизельного топлива. В резервуарах хранилось 3419 т дизельного топлива, а после его выгорания и просачивания в ИГМ в них осталось только 530 т. В семи скважинах, находившихся вблизи глиняной обваловки сгоревших резервуаров, был произведен поинтервальный отбор 35 проб песчаного элювия (через 0.3 м по глубине зоны аэрации). Статистическое обобщение результатов анализов позволило установить линейную зависимость между поглощенным и вымываемым дизельным топливом (рис. 2).

Рис. 2. График зависимости содержаний дизельного топлива в водных вытяжках (Св, мг/дм3) от поглощенного песчаным элювием Верх-Исетского ИГМ (Сп, г/кг). Уравнение регрессии Св = 3.6 Сп – 0.6; коэффициент корреляции 0.93.

В пробах песка, взятых из верхней части зоны аэрации, содержание поглощенного дизельного топлива составляло около 1% вес. (10 г/кг), а в водных вытяжках из него – около 20 мг/дм³, что близко к величинам его растворимости 8-22 мг/дм³ [5]. В пробах песка, отобранных из капиллярной каймы, содержание поглощенного дизельного топлива достигало 4.7% вес. (47 г/кг), а в водных вытяжках растворенного и эмульгированного дизельного топлива − 170 мг/дм³. По результатам выполненных геохимических исследований был сделан прогноз, что при загрязнении нефтепродуктами элювиальных песков ИГМ зоны аэрации свыше 1%вес. будет происходить их вымывание инфильтрующимися атмосферными осадками с образованием слоя взвешенного дизельного топлива на поверхности подземных вод. Последующий мониторинг подтвердил, что в период половодья на участках с содержанием сорбированного дизельного топлива 10-15%вес. слой эмульгированного дизельного топлива над поверхностью подземных вод нарастал со скоростью около 0.1 м/сут.

Нужно отметить, что методика выполнения измерений массовой доли нефтепродуктов в минеральных отложениях методом ИК-спектрометрии², действующая в настоящее время для целей государственного экологического контроля, не обеспечивает получение результатов анализов при определении бензина. Погрешности анализов обусловлены испарением бензина при технологически необходимом нагревании проб грунта.

Гидрогеоэкологические исследования проводятся для обнаружения водоносных зон тектонической трещиноватости ИГМ, по которым происходит миграция ВН. При водопонижении в них создаются эллипсовидные воронки депрессии подземных вод, куда может происходить направленная миграция разрозненных линз ВН [11].

На примере Восточно-Уральской гидрогеологической складчатой области рассмотрим характерные особенности анизотропии свойств ИГМ [3, 13]. Геофильтрационная структура ИГМ определяется развитием зон региональной и тектонической трещиноватости. Сочетание слабоводоносных зон региональной трещиноватости с локальными водоносными зонами тектонической трещиноватости с коэффициентом водопроводимости 50-250 м²/сут обусловило концепцию о корово-блоковой структуре ИГМ. Анализ неоднородности интрузивных массивов по критерию среднеквадратичного отклонения логарифма водопроводимости обосновывает замкнутый характер элементарных бассейнов подземного стока, в которых депрессионные воронки водозаборов не выходят на соседние водосборные площади. На Среднем Урале характерные величины восполнения эксплуатационных ресурсов подземных вод ИГМ составляют: в водоносных зонах тектонической нарушенности – до 2.1 дм³/с·км², в слабоводоносных зонах – 0.1-0.5 дм³/с·км². Гравитационная водоотдача песчаных кор выветривания со значениями около 0.1 имеет определяющее значение в восполнении эксплуатационных ресурсов трещинно-жильных подземных вод в интрузивных породах, обладающих коэффициентом водоотдачи около 0.001. За счет периодической сработки емкостных запасов поровых подземных вод в корах выветривания в маловодные годы формируется до 50% общего водоотбора. При снижении динамических уровней депрессионных воронок ниже кор выветривания ИГМ прекращается приращение среднемноголетней величины их восполнения.

УСТРОЙСТВО ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКИХ ЛОВУШЕК НЕФТЕПРОДУКТОВ В ИНТРУЗИВНЫХ МАССИВАХ

Безопасное устройство ГДЛ должно учитывать уменьшение с глубиной коэффициентов гравитационной емкости − от песчаных кор выветривания к трещиноватым гранитам. Анизотропия емкостных свойств ИГМ влияет на величины подъема подземных уровней нефтепродуктов при их инфильтрации. Указанный процесс можно проиллюстрировать следующим примером: при просачивании дождевых осадков уровни подземных вод в трещиноватых гранитах поднимаются гораздо выше, чем в расположенных по соседству песчаных массивах [7]. Объем инфильтрующихся ВН из водоносных слоев в песчаной коре выветривания может превышать объем емкостного пространства трещиноватых интрузивных пород, участвующий в формировании гравитационных запасов, что создает потенциально возможную опасность их самоизлива из депрессионной воронки подземных вод.

Для предотвращения пожароопасных самоизливов взвешенных нефтепродуктов, накапливающихся в ГДЛ на границе пористых и трещиноватых коллекторов, возможно применение одного из двух технических решений по созданию дополнительных объемов породы, участвующих в накоплении гравитационных запасов нефтепродуктов, в зоне аэрации или насыщения.

Техническое решение по созданию дополнительных объемов в песчаном элювии зоны аэрации включает в себя сооружение специальных горизонтальных горных выработок, оборудованных фильтрами, для накопления смеси легких нефтепродуктов, которые не вместились в трещинно-жильные коллекторы [9]. Для замедления процесса растекания ВН при восстановлении уровней подземных вод (в случае аварийных остановок откачек) производится устройство глиняных барражей по периметру основания депрессионного конуса. К недостаткам технического решения по созданию дополнительных объемов в песчаной коре выветривания зоны аэрации ИГМ следует отнести формирование опасных газогеохимических метановых ореолов над горизонтальными горными выработками, где накапливаются ВН. Данное обстоятельство не позволяет производить земляные работы в зоне аэрации на площади основания депрессионного конуса ВН.

Техническое решение по созданию дополнительных объемов в трещиноватых интрузивных породах зоны насыщения заключается в бурении вокруг водопонизительных скважин ГДЛ технологических скважин, оборудованных фильтрами или засыпаемых щебнем и создающих дополнительную емкость не менее 30 м³. В результате образуется дополнительная емкость в форме цилиндра. Для предотвращения миграции ВН в санитарно-защитную зону нефтебаз создаются гидравлические завесы при наливах или нагнетаниях откачиваемых вод в поглощающие скважины, сооружаемых в водоносных зонах тектонической трещиноватости ИГМ. В водоносных зонах ИГМ образуется водооборот с одновременной сепарацией ВН в ГДЛ. При равновеликих объемах накапливающихся ВН в депрессионных конусах и цилиндрах площади оснований последних и, соответственно, опасных газогеохимических метановых будут в 3 раза меньше при сниженной глубине залегания, что свидетельствует о большей безопасности такого устройства ГДЛ [10] по сравнению с вариантом сооружения дополнительных объемов породы в корах выветривания в зоне аэрации.

На примере Седельниковского гранодиоритового массива рассмотрим пространственно-временные изменения напора, формирующегося при откачке депрессионного конуса взвешенной смеси бензина и дизельного топлива. С помощью кругового вертикального электрического зондирования установлено простирание водоносной зоны тектонической нарушенности гранодиоритового массива с коэффициентом водопроводимости около 100 м²/сут. По данным геофизического каротажа методами расходометрии и резистивиметрии с засолкой при наливах выявлены в разрезе водоносные зоны с коэффициентами фильтрации от 2.1 до 9.4 м/сут, приуроченные к трещиноватым жилам кварца или дайкам гранит-порфиров (рис. 3).

Рис. 3. Графики (а) формирования депрессионного конуса ГДЛ-443 взвешенной смеси бензина и дизельного топлива в Седельниковском ИГМ: 1 − песчаный элювий; 2 − трещиноватые гранодиориты; 3 − водоносные зоны в дайках гранит-порфиров (цифра справа – коэффициент фильтрации по расходометрии, К, м/сут); 4 − начальный уровень подземных вод; динамические уровни подземных вод (внизу) и нефтепродуктов (вверху) в наблюдательных скважинах (б): 5а – с. 447, 5б – с. 448, 5в − с. 445, при откачке из центральной скважины куста 443 с дебитом 138 м3/сут.

В центральной скважине 443 гидрогеологического куста глубиной 70 м был установлен стальной кондуктор на глубину 30 м с цементацией затрубного пространства. Наблюдательные скважины куста обсажены сетчатыми фильтрами с поверхности земли до “крепкой скалы”. Опытная кустовая откачка подземных вод производилась погружным электронасосом с дебитом 138 м³/сут. В воронке депрессии подземных вод ИГМ сформировался объемный конус взвешенной смеси бензина и дизельного топлива, затем начался самоизлив ВН на поверхность земли (см. рис. 3).

СПОСОБ ГИДРОГЕОДИНАМИЧЕСКОЙ ОЧИСТКИ ИНТРУЗИВНЫХ МАССИВОВ ОТ ВЗВЕШЕННЫХ НЕФТЕПРОДУКТОВ

Технологический регламент гидрогеодинамической очистки водоносных зон трещиноватости ИГМ от взвешенных нефтепродуктов должен разрабатываться применительно к модели безнапорного двухслойного пласта. Такая модель характеризуется коэффициентами нефте-, водоотдачи верхнего слоя в песчаном элювии и коэффициентом водопроводимости нижнего слоя в трещиноватых магматических породах [6]. Основное перетекание нефтепродуктов в ГДЛ происходит на этапе гравитационного режима, который наступает через десятки суток непрерывных откачек подземных вод.

На примере Большеистокского гранодиоритового массива рассмотрим динамику нефте-, водоотдачи песчано-глинистыми отложениями в эрозионно-тектонической депрессии. Водоносная зона тектонической трещиноватости гранодиоритов имеет субмеридиональное простирание, ширину около 100 м, коэффициент водопроводимости около 70 м²/сут, что на порядок выше слабоводоносной зоны региональной трещиноватости. На топливно-заправочном комплексе, расположенном на участке Большеистокского ИГМ и функционировавшем более 70 лет, хранился в основном керосин, в небольших объемах авиационный бензин и дизельное топливо. Вследствие загрязнения на поверхности подземных вод появились плавающие слоистые взвеси нефтепродуктов (“керосина”), имеющие в плане форму эллипса площадью около 100х300 м² и мощностью 0.1-1.5 м. Групповые откачки подземных вод выполнялись одновременно из трех ГДЛ, в каждой из которых объем извлекаемых гравитационных запасов вод из гранодиоритов дополнительно увеличен за счет технологических скважин на 30 м³. При откачках дебиты воды измерялись водомерными счетчиками. Расстояние между водопонизительными скважинами ГДЛ составляло примерно 80 м. На каждую водопонизительную скважину ГДЛ была предусмотрена водопоглощающая, что позволяло утилизировать откачиваемую воду и создавать водооборот. В паре с водопонизительными скважинами сооружены нефтезаборные скважины для откачки эмульсии “керосина” в резервуары-отстойники, из которых вода сливалась обратно в водоносный пласт. В нефтезаборные скважины производились ежемесячно наливы горячей воды для раскольматации сетчатых фильтров от гелеобразных продуктов биохимической деструкции “керосина” в аэробной среде. В анаэробной среде водоносной зоны трещиноватых гранодиоритов не обнаружены свидетельства процессов биодеградации “керосина”. Исследование динамики нефтеотдачи и водоотдачи заключалось в установлении корреляционной связи между объемами откаченных из ГДЛ “керосина” и подземных вод (рис. 4). На этапе упругой водоотдачи продолжительностью около 50 сут в разные годы откачивалось 4-8 м³ “керосина” и соответственно 10 тыс. м³ подземных вод (связь между показателями параболическая). На этапе суммарной упругой и гравитационной водоотдач уже добывалось 7-16 м³ “керосина” при откачке того же объема воды, т.е. устанавливалась линейная связь.

Рис. 4. Графики зависимости объемов добычи “керосина” (Vн, м3) от объемов откаченных подземных вод (Vв, м3) из ГДЛ-3 в Большеистокском ИГМ. Динамику снижения загрязнения характеризуют увеличивающиеся объемы выкачиваемых вод, необходимых для извлечения 1 м3 “керосина”: 1 – 2012 г. ~ 1800 м3, 2 – 2013 г. ~ 2900 м3, 3 – 2014 г. ~ 3700 м3.

При очистке подземных вод Большеистокского ИГМ, производившейся в периоды летне-осенней межени с 1999 г. по 2014 г., было собрано из ГДЛ 764.7 тыс. дм³ “керосина”, качество которого исследовано по 285 пробам (рис. 5). Учет добытого “керосина” и его оплата осуществлялись по результатам взвешивания. Извлеченный “керосин” реализовывался, например, как печное топливо или компонент для приготовления зимнего дизельного топлива, что уменьшало себестоимость гидрогеоэкологических работ. По мере сработки емкостных запасов линзы ВН отмечается последовательное снижение рентабельности их извлечения.

Рис. 5. Гистограммы распределения плотности (а), кинематической вязкости (б), температуры вспышки в закрытом тигле (в) по данным исследования смесей керосина, авиационного бензина, дизельного топлива, добытых в период 1994-2014 гг. из ГДЛ в Большеистокском ИГМ.

ВЫВОДЫ

Для обеспечения промышленной и экологической безопасности нефтехранилищ рекомендуется проводить газогеохимический мониторинг в скважинах сразу после окончания бурения. Главным поисковым признаком в зоне аэрации на обнаружение линз взвешенных нефтепродуктов на поверхности подземных вод служат метановые ореолы с взрывоопасными концентрациями 5-50%об.

В центре гидрогеодинамических ловушек предлагается создавать дополнительные объемы в трещиноватых магматических породах, которые участвуют в формировании гравитационных запасов взвешенных нефтепродуктов. Дополнительные объемы целесообразно создавать цилиндрической формы с помощью технологических скважин, чтобы предотвращать геориски самоизливов взвешенных нефтепродуктов из ловушек.

Гидрогеодинамический безреагентный способ очистки заключается в сепарации взвешенных нефтепродуктов при создании водооборота в водоносных зонах трещинно-жильных подземных вод. При этом достигается утилизация откачиваемых подземных вод при одновременном создании гидравлических завес против неуправляемой миграции эмульгированных нефтепродуктов. Откаченная водонефтяная эмульсия отстаивается в резервуарах, затем вода сливается в ловушки. Периодическая раскольматация фильтров нефтезаборных скважин от продуктов биодеструкции нефтепродуктов может производиться наливами горячей воды.

Примечания:

¹ Постановление Главы города Екатеринбурга № 418 от 29.05.98 г.

² ПНД Ф 16.1:2.2.22-98. Количественный химический анализ почв. Методика выполнения измерений массовой доли нефтепродуктов в минеральных, органогенных, органоминеральных почвах и донных отложениях методом ИК-спектрометрии. http://files.stroyinf.ru/Index2/1/4293831/4293831615.htm

Об авторах

А. А. Скалин

Автор, ответственный за переписку.
Email: inform@uralgeoecology.ru
Россия, ул. Мельковская, 9, Екатеринбург, 620027

А. В. Скалин

Email: inform@uralgeoecology.ru
Россия, ул. Мельковская, 9, Екатеринбург, 620027

Список литературы

Дополнительные файлы

Доп. файлы

Действие

1. JATS XML

Скачать

2. Рис. 1. Типичные графики изменения концентрации углекислого газа, кислорода и метана с глубиной замеров над подземным скоплением бензина в Седельниковском ИГМ через 3 суток после окончания бурения.

Скачать (86KB)

Метаданные

3. Рис. 2. График зависимости содержаний дизельного топлива в водных вытяжках (Св, мг/дм3) от поглощенного песчаным элювием Верх-Исетского ИГМ (Сп, г/кг). Уравнение регрессии Св = 3.6 Сп – 0.6; коэффициент корреляции 0.93.

Скачать (93KB)

Метаданные

4. Рис. 3. Графики (а) формирования депрессионного конуса ГДЛ-443 взвешенной смеси бензина и дизельного топлива в Седельниковском ИГМ: 1 − песчаный элювий; 2 − трещиноватые гранодиориты; 3 − водоносные зоны в дайках гранит-порфиров (цифра справа – коэффициент фильтрации по расходометрии, К, м/сут); 4 − начальный уровень подземных вод; динамические уровни подземных вод (внизу) и нефтепродуктов (вверху) в наблюдательных скважинах (б): 5а – с. 447, 5б – с. 448, 5в − с. 445, при откачке из центральной скважины куста 443 с дебитом 138 м3/сут.

Скачать (171KB)

Метаданные

5. Рис. 4. Графики зависимости объемов добычи “керосина” (Vн, м3) от объемов откаченных подземных вод (Vв, м3) из ГДЛ-3 в Большеистокском ИГМ. Динамику снижения загрязнения характеризуют увеличивающиеся объемы выкачиваемых вод, необходимых для извлечения 1 м3 “керосина”: 1 – 2012 г. ~ 1800 м3, 2 – 2013 г. ~ 2900 м3, 3 – 2014 г. ~ 3700 м3.

Скачать (109KB)

Метаданные

6. Рис. 5. Гистограммы распределения плотности (а), кинематической вязкости (б), температуры вспышки в закрытом тигле (в) по данным исследования смесей керосина, авиационного бензина, дизельного топлива, добытых в период 1994-2014 гг. из ГДЛ в Большеистокском ИГМ.

Скачать (187KB)

Метаданные