Приложение Г (справочное). Основные виды загрязнения поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата

Приложение Г
(справочное)

Основные виды загрязнения поверхностных вод суши в районах разработки месторождений нефти, газа и газоконденсата

Г.1 Нефть и нефтепродукты. Нефтяное загрязнение природных вод

Г.1.1 В районах НГП нефть и НП (углеводороды, смолы и асфальтены) являются основными и наиболее опасными загрязнителями ПВС. При добыче, подготовке к транспортировке и самой транспортировке значительное количество этих продуктов поступает в окружающую среду, вызывая нефтяное загрязнение атмосферы, почв, природных вод, биоты, которое является одним из наиболее опасных и характерных видов загрязнения в районах НГП.

Г.1.2 Основная часть нефти и НП поступает в водные объекты не столько со сточными водами производственных объектов, сколько с Н(Д)С; в районах газопромыслов существенную роль играет также воздушный перенос летучих углеводородов.

Г.1.3 В связи с отмеченными особенностями поступления нефти и НП в водные объекты, наиболее интенсивное загрязнение ПВС в районах НГП нередко наблюдается в период весеннего половодья (при таянии загрязненного снежного покрова), а также в период дождевых паводков; в южных районах (районах интенсивного орошения полей), кроме того, в вегетационный период.

Г.1.4 Состав нефти из разных месторождений очень различен. Основными групповыми компонентами нефти и НП являются углеводороды, смолы и асфальтены. Углеводороды обычно преобладают в массе нефти и поэтому являются важнейшей характеристикой, определяющей ее тип. К числу основных классов УВ, входящих в состав НП, относятся: парафиновые, нафтеновые моно- и полициклические, нафтено-ароматические углеводороды [6]. Среди летучих компонентов, поступающих в атмосферу при нефтегазодобыче, преобладают метановые и нафтеновые углеводороды.

Г.1.5 Содержимое газового конденсата (природной смеси легкокипящих нефтяных углеводородов) подобно нефтяному, но в отличие от последнего не содержит смолистых веществ и асфальтенов.

Г.1.6 Многие компоненты нефти и НП обладают высокой токсичностью, а также проявляют мутагенные и канцерогенные свойства. Этими свойствами НП обусловлены довольно жесткие требования к их содержанию в природных водах. К числу наиболее токсичных соединений нефти относятся 4-7-ядерные ПАУ, что послужило основанием для выделения класса ПАУ в самостоятельную группу приоритетных ЗВ, подлежащих обязательному контролю. Наиболее распространенным представителем ПАУ, обладающим канцерогенным действием, является бенз(а)пирен. Бенз(а)пирен, в связи со сложностью определения суммарного содержания ПАУ, нередко используется в качестве индикатора загрязнения воды данной группой углеводородов.

Примечание - Определение концентрации бенз(а)пирена в случае контроля нефтяного (углеводородного) загрязнения признано обязательным, однако при этом необходимо учитывать и то, что суммарное содержание ПАУ, как правило, существенно превышает концентрацию бенз(а)пирена в воде и особенно в ДО и поэтому требует также обязательного определения.

Г.1.7 Исходный состав нефти, добываемый в различных районах, может резко различаться, что вносит определенные нюансы в загрязнение природных вод и, прежде всего, в соотношение углеводородной и смолисто-асфальтеновой составляющих НП. В составе вод, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, доля смолисто-асфальтеновых компонентов может значительно перекрывать углеводородную составляющую. Определение уровня загрязненности НП ПВС, подверженных загрязнению нефтью тяжелого состава, в этом случае только по углеводородной составляющей считается далеко неполным: возможно значительное занижение действительного уровня загрязненности воды НП [9]. Величины суммарного содержания нефтепродуктов (углеводородов, смол и асфальтенов) лежат в основе определения ущерба, наносимого в результате загрязнения ими водных объектов, а также в основе нормирования ПДК [6]. Поэтому необходим учет этих компонентов при исследовании любых аспектов изучения нефтяного загрязнения.

Г.2 Пластовые воды. Солевое загрязнение природной среды

Г.2.1 Пластовые воды - это воды, добываемые вместе с нефтью и газоконденсатом и отделяемые от них на УКПН. В водные объекты пластовые воды могут поступать, прежде всего, в составе недостаточно очищенных сточных вод УКПН, а также с Н(Д)С при первоначальном аварийном изливе их в составе сырья на поверхность водосбора (при аварийных выбросах из скважин, прорыве внутрипромысловых трубопроводов, водоводов соленых вод, утечках нефти из резервуаров и т.д.).

Г.2.2 Пластовые воды, как правило, отличаются высокой минерализацией (от 1 до 80 г/л и более) и различным солевым составом, содержат нефть (до 1-3 г/л), различные органические вещества, сопутствующие нефтяным месторождениям (нафтеновые кислоты, фенолы, эфиры и др.). В пластовых водах некоторых месторождений отмечаются значительные содержания железа, сероводорода, оксида углерода, фтора, йода, бора, брома, лития, стронция и др. Даже в пределах одного месторождения химический состав этих вод может существенно различаться.

Г.2.3 Солевое загрязнение водных объектов под влиянием высокоминерализованных пластовых вод сопровождается резким увеличением минерализации воды и содержания солеобразующих компонентов (хлоридов, сульфатов, ионов натрия), возможны последующие изменения класса и типа воды, общего содержания биогенных веществ, ряда металлов и др. Наиболее заметно на этот вид загрязнения реагируют водные объекты с низкой способностью к разбавлению, например, малые реки.

Г.2.4 При первоначальном изливе пластовых вод в составе сырья на поверхность водосбора влияние их на водные объекты сказывается, как правило, с Н(Д)С с водосбора и определяется условиями геохимической трансформации почвогрунтов под этим влиянием.

Г.2.5 Аварийные разливы рассольных пластовых вод зачастую вызывают засоление почв с последующим перерождением их в солонцы и солонцовые формации, соляное загрязнение почвенных растворов, что, в конечном итоге, определяет характер изменения химического состава воды водных объектов, принимающих поверхностно-склоновые воды и почвенно-грунтовые воды с засоленных территорий водосбора: увеличивается содержание хлоридов, сульфатов, поглощенных ионов кальция, магния, натрия, калия, содержание фосфора, азота; изменяется, как правило, в сторону защелачивания среды значение рН воды и др.

Г.3 Кислотное загрязнение окружающей среды в районах разработки высокосернистых нефтегазовых месторождений

Г.3.1 Высокое содержание КВ (соединений серы, в меньшей мере азота) в составе сырья некоторых нефтяных (например, Волжских и Башкирских) и особенно газоконденсатных (Астраханского, Оренбургского и других) месторождений создает особую опасность кислотного загрязнения природной среды (атмосферного воздуха, почв, природных вод).

Г.3.2 Основными КВ в составе соединений серы являются диоксиды серы, сероводород, сероуглерод, меркаптаны, тиофены и др., в составе соединений азота - оксиды азота.

Г.3.3 Поступление КВ в природную среду возможно уже на этапе бурения и эксплуатации скважин, поскольку проблема недопущения выбросов сернистых соединений при освоении скважин в мировой практике не решена. Наиболее опасны аварийные ситуации (фонтанирование скважин, разрывы трубопроводов и др.).

Г.3.4 Дальность воздушного переноса диоксида серы и оксида азота, а также наиболее характерных продуктов их реакций (серной и азотной кислот) от источника выброса может быть различной (от 0 до 1000 км и более) и определяется целым рядом факторов.

Г.3.5 Одним из основных индикаторов прямого негативного влияния КВ на природные воды является падение значений рН ниже 7,0. В районах с низкой способностью экосистемы (в т.ч. числе водной) к нейтрализации техногенных кислот (преимущественно северные районы) длительное влияние осаждений КВ на окружающую среду со временем может привести к стабильному ее закислению (необратимый процесс снижения рН до значений ниже равновесного, т.е. ниже 5,6). Это длительный и в основном плавный процесс. В периоды аварийных выбросов КВ, таяния ледяного покрова, аккумулировавшего КВ, поступления в водные объекты талых снеговых и ливневых вод с загрязненных промплощадок, почвенно-грунтовых - с оросительных систем и др., возможны резкие кратковременные (эпизодические) понижения значений рН воды, что может оказаться весьма опасным для водной биоты.

Г.3.6 В южных регионах, отличающихся высокой буферной емкостью экосистемы к закислению, стабильное закисление водных объектов маловероятно; в то же время здесь возможны кратковременные (эпизодические) скачки значений рН воды как в сторону подкисления (ниже 7,0), так и в сторону защелачивания (выше 7,5) [10].

Г.3.7 Индикатором загрязнения ПВС под влиянием кислотных выбросов, кроме изменений значений рН воды, является: увеличение минерализации воды, концентрации сульфатов; замена в ряде случаев гидрокарбонатного (естественного) класса воды на сульфатный; снижение карбонатной щелочности окружающей среды; значительная вариабельность концентраций гидрокарбонатов, кальция, магния, натрия; появление в воде сероводорода, меркаптанов, увеличение концентрации соединений азота и др. [10].

Г.3.8 В перспективе по мере геохимических изменений в почвогрунтах на водосборах водных объектов под влиянием кислотных осаждений, к перечисленным последствиям закисления водной среды может добавляться стабильное или скачкообразное увеличение содержания в воде соединений ряда металлов - алюминия, магния, железа, кадмия, свинца, меди, цинка, органических соединений ртути и др. - результата растворения пород в кислой среде и, как следствие, загрязнения металлами (в т.ч. в токсичной форме) природных вод [10].

Г.3.9 Вышеперечисленное обязывает при ведении контроля за влиянием кислотных выбросов объектов разработки высокосернистого месторождения на качество ПВС учитывать не только те последствия, которые обнаруживаются сразу (первичное загрязнение), но и те, которые могут проявиться в результате долговременных геохимических изменений на водосборе под влиянием кислотных осаждений (вторичное загрязнение). Все это требует заблаговременного начала и стабильного продолжения наблюдений за динамикой характерных показателей состава воды водных объектов, водосборы которых подвержены влиянию КВ, в т.ч. за содержанием металлов в воде и ДО.

Г.4 Буровые сточные воды

Г.4.1 При бурении скважин применяется довольно широкий ассортимент химических реагентов и органических соединений (таблица Г.1), которые могут в значительных количествах попадать в БСВ и в последующем - в водные объекты [11].

Таблица Г.1 - Основные химические реагенты и соединения, применяемые в технологических процессах при бурении скважин

Неорганические соединения	Органические соединения
Едкий натр	Смеси соединений
Поташ	Нитролигнин
Натрий	Гипан
Известь	Игетан
Едкое кали	Петролатум
Калий	Фосфаты
Магний	СПАВ
Барий	Пенофенольный лесохимический реагент
Хлористый кальций	Карбоксиметилцеллюлоза
Кальцинированная сода и др.	Конденсированная сульфатспиртовая барда
	Углещелочной реагент
	Полиакриламид
	Гидролизованная кремнийорганическая жидкость
	Оксиэтилидендифосфоновая кислота
	Растворы на углеводородной основе

Г.4.2 Индикатором загрязнения водных объектов под влиянием БСВ может быть: появление в воде веществ, применяемых в буровых растворах в качестве химических реагентов; общее увеличение содержания минеральных и органических веществ; изменение значений рН воды и др.

Г.5 Синтетические поверхностно-активные вещества

Г.5.1 Характерными ЗВ в районах нефтегазодобычи являются также СПАВ, которые широко используются в различных технологических процессах (при бурении, промывке, глушении скважин, при подготовке сырья к транспортировке - в качестве деэмульгаторов нефти, при транспортировке - в качестве ингибиторов коррозии, парафино- и солеотложений в резервуарах и трубах). Основные СПАВ, применяемые в технологических процессах данной отрасли, представлены в таблице Г.2 [11].

Таблица Г.2 - Основные СПАВ, применяемые в технологических процессах при добыче нефти, газа и газоконденсата

Процесс	СПАВ
Бурение скважин и добыча нефти	Анионоактивные (алкилсульфаты, алкилсульфонаты, сульфанолы, ДНС моноалкилсульфоянтарной кислоты), неионогенные (ОП-7 и ОП-10, синтанолы, синтамид, проксанолы, проксамины.)
Подготовка нефти к транспортировке	Проганит; сепарол СЕ 5084 и СЕ 5085; дипроксамин-157-65м; дисолван-4490, -4411, -4422, -4450; проксанол
Транспортировка нефти	Танин-А; мервелан-К (0); термситол-4411; корексит-7755, -7664, -7798; додиген

Г.5.2 В водные объекты СПАВ могут поступать как со сточными водами производственных объектов НГП, так и с Н(Д)С с прилегающих к ним территорий. С учетом широкого ассортимента применяемых СПАВ и высокой вероятности загрязнения ими природных вод необходимо установить строгий контроль за содержанием как анионоактивных, так и неионогенных СПАВ в водных объектах, сопряженных с территорией НГП.

Г.6 Диэтиленгликоль

Г.6.1 Гликоли (чаще всего ДЭГ) применяются в технологии добычи газа в качестве гигроскопической жидкости, абсорбирующей влагу из газа. В районах газодобычи ДЭГ может поступать в водные объекты со сточными водами УКПГ и ГКС, а также с Н(Д)С с их территорий.

Г.6.2 ДЭГ является токсичным (в том числе мутагенным) веществом, поэтому сточные воды, содержащие его даже в небольшом количестве, представляют серьезную угрозу загрязнения окружающей среды. Для ДЭГ установлена ПДК - 0,05 , показатель вредности - санитарно-токсикологический [4].

Г.7 Метиловый спирт

Г.7.1 Метиловый спирт (метанол) - высокотоксичное вещество, применяется на объектах газодобывающего комплекса для очистки газа в качестве реагента, предотвращающего образование гидратных пробок в аппаратах и трубопроводах.

Г.7.2 В водные объекты метанол может попадать со сточными водами УКПГ и ГКС, а также с Н(Д)С с территорий, прилегающих к буровым и эксплуатационным скважинам, трубопроводам, УКПГ и ГКС.

Г.7.3 ПДК метанола в водных объектах рыбохозяйственного значения составляет - 0,1 [4].