Прогнозная модель загрязнения ландшафтно-геохимической системы нефтью

Принципы построения модели. Комплексное ландшафтногеохимическое районирование по типам изменения природной среды при нефтедобыче позволяет построить качественную прогнозную модель загрязнения каскадной ландшафтно-геохимической системы (КЛГС) нефтью. Ее задача - оценить среднегодовой баланс техногенных потоков нефти в системе в целом с учетом конкретных ландшафтно-геохимических условий. Построение прогнозной модели загрязнения КЛГС нефтью основывалось на принципах ландшафтно-геохимического районирования (Гла-зовская и др., 1983), моделирования миграционных процессов в геохимических ландшафтах (Козловский, 1972) и районирования территорий по условиям природной региональной миграции вещества (Глазовский, 1983).

Структура модели представляет собой четыре тесно взаимосвязанных иерархических блока: 1) ландшафтно-геохимическая

арена (бассейн стока) 1-го порядка; 2) бассейн стока 2-го порядка; 3) технобиогеом - физико-географический комплекс, характеризующийся относительно однородными условиями миграции, трансформации и аккумуляции вещества определенного состава; 4) очаг техногенного давления - совокупность существующих и потенциальных источников техногенных потоков загрязняющих веществ внутри технобиогеома.

Внутри блоков различаются: подвижный резерв нефти и нефтепродуктов, находящийся в каналах миграции, и неподвижный (малоподвижный) резерв нефти и нефтепродуктов, накапливающийся в областях транзитной аккумуляции - почвах и донных отложениях. При развертывании модели во времени учитывается как накопление нефти за все предыдущие годы, так и ее перемещение в подвижный резерв с потоками-носителями (водой, твердыми частицами).

Территориально всю каскадную ландшафтно-геохимическую систему 1-го порядка можно представить как совокупность тех-нобиогеомов, соединенных системой каналов миграции. Поэтому прогнозная модель загрязнений среды нефтью представляет собой по существу функциональную модель каналов миграции, связывающих ее основные блоки. Блок-схема модели показана на рис. 18. Рассмотрим основные структурные блоки прогнозной миграционной модели.

г

І

_|

• 2
• ?Ш'

5

с=о

6

Рис. 18. Блок-схема прогнозной модели загрязнения каскадной ландшафтно-геохимической системы нефтью: / - ландшафтно

геохимический район; 2 - технобиогеом;3 - технобиогеом с очагом техногенного давления; 4 ~ каналы миграции КЛГС 2-го порядка (а) и замыкающие створы (6); 5 - канал миграции главной речной артерии (а) и расчетные створы (6); 6 - вход в каскадную ЛГС 1-го порядка

Очаги техногенного давления. Очаги техногенного давления - это в основном совокупность нефтепромыслов и нефтепроводов, функционирующих в пределах данного технобиогеома. Основные их характеристики - величина суммарной добычи нефти за год, коэффициент потерь нефти в окружающую среду, а также параметры состава нефти (например, относительное количество легких фракций). Потоки из очага техногенного давления в технобиогем - это внеландшафтные потоки. Нефть в них ведет себя, как правило, как независимый (активный) мигрант, подчиняясь силам гравитации. В следующих трех блоках она уже будет входить в ландшафтно-геохимические потоки и вести себя как зависимый тассивный) мигрант.

Технобиогеомы. Технобиогеом - это основной блок прогнозной модели, определяющий судьбу мигрантов. Он характеризуется почвенно-геохимическими условиями, влияющими на величины накопления, разложения и распределения загрязняющих веществ между подвижным и малоподвижным резервами. Основные параметры технобиогеома, включенные в прогнозную миграционную модель: площадь загрязнения, нагрузка загрязняющих веществ на единицу площади, удерживающая способность почв, препятствующая вымыванию нефти, степень дренированности ландшафта, величина плоскостного жидкого и твердого стока, коэффициенты испарения и деградации нефти за год, зависящие от термического и окислительно-восстановительного режимов почв, “коэффициент вымывания”, связанный с коэффициентами дренирования, удерживания и величиной жидкого и твердого стока, “коэффициент старения нефти”, замедляющий вымывание ее из почвы в последующие годы.

Бассейн стока 2-го порядка. По каналам миграции внутри технобиогеома (плоскостной жидкий и твердый сток, подземный сток) нефть попадает в речную систему каскадной ландшафтногеохимической системы 2-го порядка, составляющую третий блок прогнозной модели. Процессы трансформации загрязняющих веществ в речной системе зависят от начальной концентрации нефти в воде, среднего времени добегания нефти до замыкающего створа, коэффициента самоочищения поверхностных вод.

Территория, занятая КЛГС 2-го порядка, включает несколько различных технобиогеомов. Общая сумма загрязняющих веществ, поступающих в бассейн в течение данного года:

т

где т - количество технобиогеомов, 5_;- - площадь загрязнения в пределах У-го технобиогеома, Aj - количество нефти на единицу площади У-технобиогеома, находящейся в подвижном резерве.

Эквивалентное миграционное поле каскадной ландшафтно-геохимической системы определяется коэффициентом самоочищения поверхностных вод, суммарно характеризующим испарение, разложение и осаждение нефти в речной системе. В этой части модели вычисляется за рассматриваемый год количество нефти, достигшей замыкающего створа речной системы, и количество нефти, выпавшей в донный осадок, характеризуемое коэффициентом осаждения нефти.

Общее количество нефти (-Р₃.с.), достигшей замыкающего створа речной системы, складывается из нефти, не успевшей спуститься на дно или разложиться, и нефти, вновь поднявшейся со дна вместе с влекомыми наносами.

Главная речная артерия КЛГС 1-го порядка. Миграционные потоки нефти из бассейнов стока 2-го порядка попадают независимо друг от друга в главную речную артерию (ГРА) каскадной Л ГС 1-го порядка, которая является областью транзитной аккумуляции загрязняющих веществ. Процессы переноса, трансформации и осаждения нефти в ГРА моделируются по отдельным отрезкам, заключенным между двумя замыкающими створами К Л ГС 2-го порядка.

Нефть, поступающая в рассматриваемый отрезок ГР А через створ, на пути до г + 1 створа будет частично оседать на дно, частично разлагаться и испаряться. Одновременно вода будет загрязняться нефтью, поднимающейся со дна с влекомыми наносами. На г + 1 створе в реку будут вливаться потоки нефти через замыкающий створ г + 1-го бассейна 2-го порядка. Все три составляющих: нефть, дошедшая от г + 1 створа, нефть, поднявшаяся со дна, и нефть, поступившая через замыкающий створ Р(_{з с} ), будут определять среднегодовую концентрацию нефти на I + 1 створе (С,-+1). На участке от г-го створа до г + 1-го створа рассматривается уравнение баланса, которое позволяет рекуррентно вычислять концентрацию нефти на * + 1-м створе по концентрации нефти на 1-м створе. Количество нефти, осевшей на дно на участке от г-го створа до г+1-го створа, определяется коэффициентом осаждения.

Выведение коэффициентов, характеризующих миграцию и аккумуляцию нефти в ландшафтно-геохимических системах, основывается на данных полевых и лабораторных экспериментов, а также на данных, учитывающих ландшафтно-геохимические условия территории. Степень приближения полученных коэффициентов к истинным значениям проверяется путем сравнения расчетных с данными непосредственных наблюдений.

В качестве примера проведена детализация комплексного районирования для территории Западно-Сибирской ЛГО (рис. 19). Западно-Сибирский нефтегазовый комплекс занимает нижнюю часть каскада Западно-Сибирского ЛГО. В ее пределах выделены бассейны стока 2-го порядка (КЛГС-2), где производится или будет производиться в течение ближайших 20 лет добыча нефти. Среди них имеются КЛГС концентрации (бассейны рек Парабель, Васюган, Вах, Ватинский Еган, Тромъеган, Бол. Юган, Бол. Балык, Минчимкина, Пим, Лямин, Бол. Салым, Конда) и линейные КЛГС (бассейны частного стока между реками Тымь и Вах, Вах и Ватинский Еган, Тромъеган и Минчимкина, Иртыш и Мал. Обь).

Внутри районов выделены технобиогеомы (подрайоны), характеризующиеся относительно однородными для миграции и аккумуляции нефти определенного состава почвенно-геохимическими и биоклиматическими условиями.

В районах нефтедобычи Западно-Сибирской ЛГО выделено 19 типов технобиогеомов (табл. 40). Для них на основе эмпирических данных выведены коэффициенты дренирования, деградации, испарения, удерживания, определено содержание легких фракций в нефтях. Для бассейнов в целом учтены модули стока, расходы воды на замыкающих створах, а также на расчетных створах ГРА Оби.

Очаги техногенного давления характеризовались: площадью загрязнения внутри технобиогеома (эта площадь принималась

Рис. 19. Районирование Западно-Сибирской ландшафтно-геохимической области по условиям миграции и аккумуляции нефти: 1 - граница нефтегазоносного бассейна; 2 - границы районов (каскадных Л ГС 2-го порядка); 3 - границы технобиогеомов (цифрами обозначены типы технобиогеомов по табл. 40); 4 —

крупнейшие нефтяные промыслы (очаги техногенного давления); 5 - территории, где нет добычи нефти. Названия районов: I -Кеть-Васюганский; II - Тымский; III - Вахский; IV - Сургутский; V - Салымско-Назымский; VI - Лемьянский; VII - Кондинский; VIII - Ендырский; IX - Нижнеобский

равной сумме площадей месторождений); коэффициентами ежегодных потерь нефти, равными 0,25-0,30% от уровня годовой добычи. Программа рассчитывала уровень нефтяного загрязнения разных типов ландшафта (т/км²), количество нефти, осевшей в донных отложениях, среднегодовую концентрацию в Оби и на замыкающем створе бассейна. Расчет производился на 30 лет (1976-2005 гг.) в вариантах как плавного увеличения добычи, так и снижения сбросов нефти в ландшафты. Для 1985-1986 гг. расчеты имели хорошую сходимость с данными прямых наблюдений. Полученные данные показали, что без кардинальных мер по охране природы Зап. Сибири уровень загрязнения большинства средних рек Оби устойчиво превысит ПДК нефтепродуктов в несколько раз (и даже на порядок).

Типы технобиогеомов Западно-Сибирской ландшафтно-геохимической области (в границах Западно-Сибирского нефтегазового комплекса)

Основные почвенные ассоциации

Основные типы добываемых нефтей

< 0,5

^ 0,5

^ 0,5

^ 0,5

< 0,5

Средняя тайга

Подзолы иллювиально-железистые, подзолисто-» л юви ал ьно-глееватые

Подзолисто-алювиально-глееватые с дерново-средне-подзолистыми глубинно-глееватыми Подзолы иллювиально-гумусовые в сочетании с торфянисто-перегнойно-глеевыми низинных болот

Торфянисто-перегнойно-глеевые низинных болот

Пойменные дерновые, торфянисто-перегнойно-глеевые, и ловато-глеевые

Южная тайга

Дерново-слабоподзолистые, глубин но-глеева-тые, дерново-глеевые

Подзолисто-болотные и торфянисто-перегнойно-глеевые низинных болот Пойменные оподзоленные пойменно-луговые

• 9
• 15
• 10
• 16
• 14
• 2
• 8

Из общего объема нефти, которая поступит за 30 лет в бассейн Оби, в неподвижном резерве почв оставляется 36%, в донных отложениях речной сети бассейнов 2-го порядка - 8, в донных отложениях Оби - 24, в море будет вынесено около 5%. Деградации и испарению в почвах и реках подвергнется около 27% разлитой нефти. Наиболее ранимыми окажутся гидроморфные ландшафты - болота, заболоченные низины и др. В некоторых районах количество нефти в них к 2000 г. может достичь 1-3 тыс. т/км².