Еколого-гідрогеологічні особливості пластових та супутніх вод Пинянського газового родовища

/

Анотація

Досліджені еколого-гідрогеологічні особливості пластових та супутніх вод Пинянського газового родовища. Водоносні горизонти родовища сформовані водами гідрокарбонатнонатрієвого, сульфатнонатрієвого, рідше хлориднокальцієвого та хлоридномагнієвого типів. Останні два типи є переважно контурними та підошовними водами газових покладів. Мінералізація пластових вод Пинянської структури коливається в межах 2,6-26,9 г/л без витриманої вертикальної гідрогеохімічної зональності. Гідродинамічна ізольованість структури зумовлена потужними насувом глинисто-соленосних утворень відкладів Самбірського покриву.

Супутні води майже виключно гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією від 2,74 до 29,84 г/л. За складом вони переважно хлоридно-гідрокарбонатні натрієво-кальцієві, забруднені фенолами (леткими та нелеткими), нафтеновими, гуміновими та жирними кислотами.

Виходячи з експлуатаційних, геологічних та гідрогеологічних характеристик родовища, виділено сприятливі горизонти для закачування супутніх вод, якими є горизонти пісковикових колекторів у відкладах НД-7 та НД-8 нижнього сармату. Розраховано пружні потенціали для цих горизонтів, які для горизонту НД-7 при репресії 10 атм становитимуть 22 • 10⁶ м³, для горизонту НД-8 - 11,9 • 10⁶ м³.

Исследованы эколого-гидрогеологические особенности пластовых и сточных вод Пынянского газового месторождения. Водоносные горизонты месторождения представлены водами гидрокарбонатнонатриевого, сульфатнонатриевого, реже хлориднокальциевого и хлоридномагниевого типов. Последние два типа вод есть в большинстве случаев контурные или подошовные для газовых скоплений. Минерализация пластовых вод колеблется в пределах 2,6-26,9 г/л без четкой вертикальной гидрогеохимической зональности. Гидродинамическая изолированность структуры обусловлена крупным насувом глинисто-соленосных пород Самборского покрова.

Сточные води почти исключительно гідрокарбонатнонатрієвого типа с минерализацией от 2,74 до 29,84 г/л. За складом они хлоридно-гидрокарбонатные натрий-кальциевые, с высокими концентрациями фенолов (летучих и нелетучих), нафтеновых, гуминовых и жирных кислот.

Исходя из эксплуатационных, геологических и гидрогеологических характеристик месторождения, выделено приемлемые горизонты для закачки сточных вод, которыми есть горизонты песчаных коллекторов в отложениях НД-7 и НД-8 нижнего сармата. Рассчитаны пружні потенціали для этих горизонтов, которые для НД-7 при репрессии 10 атм становят 22 • 10⁶ м³, для НД-8 - 11,9 • 10⁶ м³.

Вступ

Сучасний народногосподарський комплекс України, що значною мірою визначається геологічними (рельєф, корисні копалини) чинниками, при ірраціональності його ведення, переважання в його структурі гірничо видобувних галузей, некомплексності використання мінеральних ресурсів, застарілих технологій і інших факторів створює зростаючий, у багатьох аспектах деструктивний вплив на геологічне середовище.

Значна частка цього впливу припадає на нафтогазовидобувну галузь, оскільки видобуток вуглеводнів у нашій країні ведеться у трьох регіональних нафтогазоносних провінціях - Карпатській, Дніпровсько-Донецькій та Причорноморській.

При пошуках, розвідці і експлуатації нафтових і газових родовищ у значній мірі порушується екологічний баланс надр, підземних та поверхневих вод, грунтово-рослинного шару і повітря. Забруднювачами є промивна рідина, буровий шлам, токсичні супутні (стічні) нафтові чи газові води, паливно-мастильні матеріали, флюїди при аварійному фонтануванні чи випробовуванні свердловин, інтенсивні нафтогазопрояви, викликані порушенням стану консервації покладів, герметичності свердловин і т. п.

Метою даної роботи було дослідження еколого-гідрогеологічних особливостей підземних пластових та супутніх (стічних) вод Пинянського газового родовища, яке знаходиться у північно-західній частині Більче-Волицького нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області. Наступне завдання полягало у розробці на його основі оптимальних шляхів для подолання потенційної екологічної небезпеки, зумовленої накопиченням значного об'єму стічних вод.

Робота виконана на фактичному матеріалі, зібраному під час проходження виробничої практики. Хімічні аналізи підземних вод та заміри пластових тисків та температур проведені співробітниками ДП “Західукргеологія” при бурінні та опробовуванні свердловин. Аналітичні опробовування супутніх вод родовища здійснені у хімлабораторії ДП “Львівтрансгаз”.

Дипломна робота оформлена у дев'яти основних розділах. У першому розділі розкрита фізико-географічна характеристика району. Наступний розділ присвячений геологічній будові Зовнішньої зони Передкарпатського прогину. У третьому розділі розкрита геологічні будова і газоносність Пинянського родовища. Четвертий розділ висвітлює гідрогеологічні умови родовища. Еколого-гідрогеохімічна характеристика супутніх вод Пинянського газового родовища викладена у п'ятому розділі. Шостий розділ висвітлює загальний еколого-гідрогеологічний стан нафтогазопромислів Передкарпаття та їхній вплив на довкілля. У сьомому та восьмому розділах розглянуті фізико-хімічні характеристики нафтенів та фенолів, які є основними токсичними сполуками у супутніх водах родовища та забруднювачами геологічного середовища регіону досліджень. Оцінка можливостей підземного захоронення стічних вод у межах структури Пинянського родовища розкрита в дев'ятому розділі.

Розділ I. Фізико-географічна характеристика району досліджень

Площа Львівської області становить 21800 км² (3,6 % території України). Адміністративний центр - м. Львів. Область складена з 20-ти адміністративних районів, 43-х міст, 34-х селищ міського типу і 1854-х сіл. В області проживає 2761,5 тис. чол. (5,4% населення України), середня щільність населення 126,7 чол. на 1 км².

Рельєф області - неоднорідний: гірський на півдні (Українські Карпати, найвища точка - г. Пікуй, 1408 м), на північ змінюється підняттям у Передкарпатті, горбистий на Подільській височині (до 471 м), низинний у Малому Поліссі і знову підняття - в межах Волинської височини [1].

Клімат помірно континентальний: зима відносно тепла з частими відлигами (середня температура січня _3,9 - _6,6?С) і тепле літо (середня температура липня +15,0 - +18,7?С). Характерним є зростання континентальності з заходу на схід та майже широтний розподіл окремих метеорологічних елементів - опадів, вологості повітря, вітрового режиму тощо. У Карпатах спостерігається зміна метеорологічних елементів з висотою: температура повітря і тиск знижуються, кількість опадів збільшується, зростає швидкість вітру. Деякі місцеві кліматичні особливості спостерігаються поблизу міст і штучних водойм, на меліорованих землях.

Кількість опадів коливається від 640_740 мм (Мале Полісся) до 1000 мм (Карпати). Висота снігового покрову від 30_40 см (на рівнині) до 50_100 см (у горах). Несприятливі кліматичні явища: тумани, ожеледь, зливові дощі з градом, сильні вітри, весняні заморозки [1].

В області 8950 рік, з яких 216 рік має довжину більше 10 км. Вони відносяться до басейнів Дністра, Дніпра і Західного Бугу. Середня щільність річкової сітки - 0,35 км/км² (Мале Полісся), 0,70 км/км² (Передкарпаття), 1,50 км/км² (Карпати).

Підземне живлення відіграє суттєву роль для рік розчленованих рівнин, долини яких глибоко врізані у товщу інтенсивно тріщинуватих і закарстованих порід. Формування їх меженного стоку відбувається, в основному, за рахунок підземних вод, що виклинюються на денну поверхню, і пов'язане з особливістю режиму підземних вод і зв'язком останніх з поверхневими водами.

Для гірських річок снігове живлення є переважаючим і складає 50%, дощове - 44% і тільки 6% складає підземне.

Розподіл середньорічного річного стоку наступний. Основна його частина припадає на весняний період - 40%, на літо - 20-30%, а на осінь та зиму 30-40%.

У водному режимі рівнинних річок чітко виявлена весняна повінь, низька літня межень з окремими дощовими паводками, незначне підвищення рівнів восени і низька зимова межень, що інколи порушується тривалими відлигами. Інтенсивність наростання та загальне підвищення рівнів води залежить від розмірів річкового басейну, висоти снігового покриву та погодних процесів.

Ріки Карпат мають паводковий режим. Формуванню високих паводків сприяють зливові дощі, густа гідрографічна сітка і значне падіння. Паводки характерні протягом усього року.

В області багато дрібних озер і біля 1200 водоймищ загальною площею 600 км². Річки і водойми використовуються для промислового і комунального водопостачання, риборозведення. Річне споживання води становить 386 млн. м³, об'єм скидів забруднених стічних вод у природні поверхневі водні об'єкти - 55,9 млн. м³.

Ґрунти області - сірі лісові (60,0 %), темно-сірі лісові опідзолені і опідзолені чорноземи.

Природна рослинність представлена лісовими, луговими і болотними різновидами. Ліси займають 25 % території області (сосна - 23 %, смерека - 20 %, бук - 17 %, дуб - 16 %).

Серед родовищ корисних копалин найбільше промислове значення мають паливно-енергетичні (нафта, газ, кам'яне вугілля, торф) і сировини для хімічної промисловості (калійна і кам'яна сіль, сірка, озокерит). Важливе економічне значення для області мають запаси будівельних матеріалів: гіпсів, вапняків, мергелів, пісковиків, глин. Є велика кількість джерел мінеральних вод і лікувальних грязей.

Галузями спеціалізації області є машинобудівна, хімічна, паливно-енергетична, деревообробна, целюлозно-паперова, легка і харчова промисловість. Сільське господарство спеціалізується у тваринництві на виробництві яловичини і м'яса птиці, у рослинництві на вирощуванні цукрового буряка, льону, зернових культур. Площа земель, що знаходяться у користуванні сільськогосподарських підприємств і господарств - 13840 км² [2].

Загальна довжина залізниць у межах області - 1308 км, щільність - 60,0 км на 1000 км². Основні магістралі: Київ-Львів-Стрий-Чоп, Львів-Самбір-Ужгород, Львів-Івано-Франківськ, Львів-Тернопіль, Львів-Червоноград-Володимир-Волинський, Львів-Пшемисль (Польща). Залізничні вузли: Львів, Стрий, Самбір, Червоноград, Красне. Загальна довжина автомобільних доріг - 8000 км (в т. ч. із твердим покриттям - 7700 км), щільність - 354,6 км на 1000 км². Основні автодороги: Львів-Броди-Київ, Львів-Стрий-Мукачеве, Львів-Мостиська, Львів-Червоноград-Володимир-Волинський, Львів-Луцьк, Львів-Рівне, Львів-Тернопіль, Львів-Івано-Франківськ. У м. Львові знаходиться міжнародний аеропорт. Територію області перетинають нафтопровід “Дружба”, газопроводи Уренгой-Помари-Ужгород і Івацевічі-Долина.

Розділ II. Геологічні умови зовнішньої зони передкарпатського прогину

2.1 Тектоніка

Пинянське газове родовище знаходиться в межах північно-західної частини Зовнішньої (Більче-Волицької) зони Передкарпатського прогину.

Передкарпатський крайовий прогин знаходиться між Волино-Подільською окраїною Східноєвропейської платформи і Карпатською складчастою областю, від якої він відділений Передкарпатським глибинним розломом [3].

Це типовий передгірський прогин. Він ділиться на три структурно-формаційні зони: Більче-Волицьку, Самбірську (покров) і Бориславсько-Покутську (покров). В основу виділення зон покладені відмінності в будові і складі донеогеновогого фундаменту, історії геологічного розвитку, характері плікативних локальних структур і поширенні корисних копалин.

В південно-західній Бориславсько-Покутській зоні донеогенова основа складена крейдово-палеогеновими флішовими утвореннями Карпат, які перекриваються моласами нижнього міоцену. Внутрішня структура Бориславсько-Покутської зони характеризується розвитком лінійних лежачих загорнутих до північного сходу антиклінальних складок, розділених насувами. Синклінальні структури, як правило, не виражені. Насуви другого порядку простежуються на великі віддалі, зумовлюючи перекриття однієї групи складок іншою і утворюючи таким чином багатоярусне розміщення антиклінальних структур по вертикалі. Тут виділяються Бориславський покрив (І ярус складок), Майданський покрив (ІІ ярус складок), Битківський покрив (ІІІ ярус складок) і Покутський покрив [4].

Структури Бориславсько-Покутської зони перекриті з південного заходу Скибовим покривом Карпат і насунуті на Самбірську зону.

Самбірська зона - це система лінійних складок, інколи насунутих одна на другу, утворюючи покрив, яка з південного заходу перекриває автохтонні утворення Більче-Волицької зони. Вона складена моласами раннього міоцену. В будові Самбірського покриву приймають участь два комплекси порід міоцену, що розділені кутовим неузгодженням. Нижній комплекс складений добротівською, стебницькою і балицькою світами (нижніми моласами) - основною масою покрову, на якому залягають менш дислоковані відклади баденію і сармату (верхні моласи). Останні мають локальне поширення. Нижні моласи зім'яті в лінійні складки. Характерною особливістю Самбірської зони є розвиток широких синклінальних складок, розділених вузькими антикліналями [4].

Більче-Волицька зона сформована розбитим системою розломів доміоценовим фундаментом, який перекритий слабодислокованими товщами верхніх молас карпатію, бадену і сармату. Потужність останніх різко зростає у напрямку Карпат.

Характер тектоніки в цій зоні визначається повздовжніми розломами, закладеними ще в її фундаменті. У баден-сарматський час рух її окремих блоків активізувався і вони розвивалися самостійно один від одного. Поряд з повздовжніми розломами в будові зони помітна роль належить поперечним скидам і скидо-зсувам. Вони мають невеликі амплітуди вертикального зміщення, горизонтальні - від декількох сотень до 1500 м [5].

Пинянське газове родовище розташоване в Самбірському районі Львівської області за 5 км від м. Самбір. Воно пов'язане з Крукеницькою підзоною Більче-Волицької зони.

2.2 Водоносні комплекси та водотривкі породи

Водонапірний суббасейн Зовнішньої зони Передкарпатського прогину сформований рифейським, палеозойським, мезозойським та міоценовим літолого-стратиграфічними комплексами, серед них виділяються здебільшого водоносні, переважно водотривкі та проміжні гідрогеологічні комплекси - ті, серед яких поширені спорадичні водоносні та водотривкі пласти [6].

Протерозойські (рифейські) відклади розкриті багатьма свердловинами у північно-західній частині прогину безпосередньо під міоценом і складені філітами та хлоритово-серицитовими сланцями із прошарками аргілітів, кварцитів, кварцитових пісковиків, слабоводоносних. Цей комплекс гідрогеологічно не вивчений і умовно віднесений до проміжних.

Палеозойський комплекс представлений кембрійськими, силурійськими, а у південно-східній частині Зовнішньої зони - ордовицькими і девонськими породами.

Кембрійські утворення розкриті свердловинами на багатьох нафтогазорозвідувальних площах і родовищах -- від Коханівського на північному заході до Богородчанського на південному сході. Вони складені перешаруванням чорних і темно-сірих невапнистих аргілітів, міцних кварцитів, пісковиків і алевролітів, загальною товщиною понад 1000 м. Цей комплекс теж слабоводоносний, віднесений до проміжних.

Силурійські відклади, встановлені в опорній свердловині Рава-Руська, св. № 9 в Угерську, св. № 3 в Держеві та ін. Це слабометаморфізовані сланці, аргіліти з проверстками пісковиків, алевролітів, рідко мергелів і вапняків. Потужність товщі також понад 1000 м, водоносність незначна, тому, за аналогією з кембрійською, вона також віднесена до проміжних.

Девонський літолого-стратиграфічний комплекс складений строкатими аргілітами і пісковиками, поширеними переважно в південно-східній частині Зовнішньої зони. Цей комплекс, товщиною до 270 м також віднесений до проміжних.

Загалом палеозойські відклади характеризуються дуже низькими ємнісно-фільтраційними показниками: їх міжгранулярна пористість не перевищує перших одиниць відсотків, проникність менша за 0,1Ч10^-3 мкм². Цим визначаються дуже малі дебіти свердловин, що не перевищують перших кубічних метрів за добу. Більше значення мають тріщини, поширені локально, утворюючи тріщинні та порово-тріщинні колектори. Припливи води отримані саме з таких ділянок.

Мезозойський літолого-стратиграфічний комплекс охоплює трансгресивну базальну лагунно-контенентальнуї (лейяс-догер), теригенну прибережну морську (догер), трансгресивно-регресивну карбонатну (мальм-крейда) формації.

Протягом лейясу у західній частині району відкладалися лагунні осади-вапняковисті пісковики і алевроліти з проверстками аргілітів та кам'яного вугілля (мединицька світа), головним чином, в зоні Краковецького розлому (Північні Мединичі, Грушів). Товщина колекторських прошарків сягає 6 м, відкрита пористість пісків і алевролітів 1-17 %, проникність до 0,5Ч10^-3 мкм².

У середньоюрський час у північно-західній частині Зовнішньої зони формувалися породи коханівської світи, представлені теригенними прибережними морськими відкладами. Це темно-сірі аргіліти, пісковики і гравеліти. На сході ж утворилася базальна строката континентальна формація, представлена глинами, алевролітами, пісковиками й конгломератами. Загальна найбільша товщина середньоюрських відкладів становить 320 м.

Пористість пісковиків і алевролітів коливається в дуже широких межах - 2,5-25 %, проникність менша за 0,1Ч10^-3 мкм², в деяких випадках до 19Ч10^-2 мкм² (Більче-Волиця, Північні Мединичі, Коханівка).

В мальмі осадонагромадження відбувалося в умовах гарячого клімату в неглибокому морському басейні, де відкладались сульфатно-карбонатні осади: ангідрити й доломіти келовей-оксфорду та вапняки кімерідж-титону.

У складі келовей-оксфордського ярусів виділено товщу окременілих вапняків, рифових вапняків, вапняково-глинистий горизонт та доломітову вапнякову товщу. За даними промислово-геофізичних досліджень Б.М. Улізла (1969) породи келовею-оксфорду розчленовані на 12 літологічних пачок.

Кімерідж-титонські породи незгідно перекривають келовей-оксфордські і представлені утвореннями плиткого моря - органогенно-уламковими, псевдооолітовими, оолітовими і пелітоморфними вапняками з рідкісними прошарками дрібнозернистих вапняковистих пісковиків, аргілітів і мергелів. Подекуди в їх основі є конгломерати і брекчії. За геофізичними даними тут виявлено 4 літологічних пачки.

Найбільша товщина юрських відкладів сягає 1500 м в зоні Краковецького розлому, у якій поширені масивні органогенні і органогенно-уламкові вапняки з губками, моховатками, форамініферами, мушлями м'якунів, голкошкірими опарської світи [7]. Серед верхньоюрських порід є пласти пісковиків з хорошими колекторськими властивостями (пористість 11,9-23,2 %, проникність 0,8-6,6Ч10^-3 мкм², товщина до 26 м на площах Рудки, Підлуби). Пісковики й алевроліти з добрими колекторськими властивостями зустрічаються в усьому розрізі мальму.

У крейдовий час на еродованій поверхні формувалася глауконітово-крейдяна формація, у складі якої широко поширені мергелі, різні вапняки, а також теригенні породи. Загальна їх товщина сягає 800 м (Більче-Волиця, Угерсько), зменшуючись до південного сходу.

Нижньокрейдові відклади складені пісковиками, вапняками, глинами, аргілітами й глинистими алевролітами (Більче-Волиця, Держів, Угерсько, Північні Мединичі), товщиною 80-200 м. Далі на північний захід у розрізі трапляються органогенно-уламкові, піщані та органогенно-детритові вапняки.

Верхньокрейдовий відділ представлений сеноманським і туронським ярусами і сенонським підвідділом (коньяк, маастрихт).

Сеноманські породи утворені малопотужними кварцово-глауконітовими пісковиками з прошарками гравелітів, перекритими мергелями і органогенно-уламковими вапняками. У нижній частині пісковики мають хороші колекторські властивості (пористість 5-16 % на площі Північні Мединичі).

Туронський ярус збудований вапняками з проверстками мергелів, глин, пісковиків і алевролітів з інтергранулярною пористістю до 5 %.

Сенонські відклади переважно складені монотонною товщею пелітоморфних вапняків і мергелів, часом світло- або зеленкувато-сірими пісковиками з проверстками алевролітів. Пісковики і алевроліти на невеликих відстанях заміщаються мергелями, аргілітами. Найбільша товщина сенонських відкладів (в Угерську) близько 600 м. Найкращими колекторськими властивостями відзначаються пісковики на Угерському і Більче-Волицькому родовищах (пористість до 33,2 %, проникність 2,44Ч10^-3 мкм²).

Пористість вапняків дуже низька, в середньому для верхньої юри не вища за 3,5; нижньої крейди - 4; верхньої - 5-7 %. У цих відкладах колекторами є тріщинуваті і кавернозні різновиди. Найбільше тріщинуваті покрівельні частини товщі під ерозійною поверхнею (Рудки, Коханівка).

Неогенові (міоценові) відклади власне прогину залягають на різних стратиграфічних горизонтах - від рифею до сенону (місцями дуже малопотужного палеогену). Міоценові відклади представлені згідно зі схемою О. С. Вялова [8] утвореннями карпатію, баденію і нижнього сармату.

Відклади карпатію малопотужні, до 100 м, поширені, головно, в заглибинах ерозійного донеогенового рельєфу. Складені кварцовими зеленувато-сірими різнозернистими, слабозцементованими пісковиками, алевролітами, подекуди з проверстками піщанистих глин. В основі карпатію зустрінуті конгломерати з уламків мергелів, вапняків, пісковиків.

Пісковики й алевроліти характеризуються пористістю від 6 до 31 % (середня 12-14 %), звичайно малою проникністю - меше 0,1Ч10^-3, але інколи вона зростає до 270Ч10^-3 мкм².

Між породами карпатію та мезозою немає непроникних горизонтів, тому вони становлять гідродинамічно єдиний резервуар. Подекуди самі породи карпатію, складені мергелями і аргілітами, є непроникними.

Баденій представлений богородчанською світою або баранівськими верствами нижнього баденію, тираською та косівською світою верхнього баденію. Нижньобаденські відклади залягають трансгресивно на різновікових утвореннях від рифею до карпатію. Вони складені мергелями і глинами з прошарками пісковиків і туфогенних порід, рідко вапняків, які в північно-східному напрямі заміщаються пісковиками і літотамнієвими вапняками (баранівські верстви).

Тираська світа верхнього баденію, товщиною до 40, рідко 80-100 м, складена дрібно- та крупнокристалічними гіпсами, сірими і голубувато-сірими аргілітами з прошарками глин, пісковиків, карбонатних порід і кам'яної солі, що утворює лінзоподібні тіла. У напрямку до Карпат у тираській світі з'являється більше теригенного матеріалу, а товщина гіпсів та ангідритів меншає [9]. Найбільшу товщину світа має на південному сході, де складена переважно соленосними глинами. Такі ж глини, товщиною до 45 м залягають на площі Залужани на північному заході. У бік платформи гіпси й ангідрити поступово замінюються ратинськими вапняками. Відклади тираської світи є надійним водотривким горизонтом між нижньою і верхньою частинами баденію.

Вище залягають сірі й темно-сірі вапняковисті глини й аргіліти з проверстками кварцових дрібнозернистих пісковиків й алевролітів косівської світи. Кількість колекторських прошарків зростає зі збільшенням товщини світи, що різко змінюється від десятків до 300-700 м.

Косівська світа характеризується значною глинистістю, піщані горизонти у ній відсутні (Північні Мединичі, Рудки, Добряни, Судова Вишня), або поширені на окремих ділянках (Богородчани-Парище, Ковалівка-Черешенька, Коршів), тому ці відклади в деяких районах є водотривкими; їх товщина становить 30-50 м.

Нижньосарматські відклади представлені дашавською світою, складені перешаруванням сірих і темно-сірих сланцюватих глин та різнозернистих пісковиків і алевролітів з рідкими проверстками туфів і туфітів. Світа розділена на дві підсвіти - нижньо- та верхньодашавську. Перша сягає найбільшої товщини у Крукеницькій западині - 3000 м. В її складі до 40 % піщаних порід. На газових родовищах у підсвіті виділено 17 горизонтів (НД-1 - НД-17) за матеріалами ГДС, які добре корелюються у північно-західній частині Зовнішньої зони і гірше - в центральній і південно-східній. Відклади верхньодашавської підсвіти значно глинистіші. Кількість піщаних пластів становить 10-15 % загальної товщини, яка в зоні Краковецького розлому сягає 1900 м. У верхньодашавській світі виділено 14 горизонтів - від ВД-1 до ВД-14.

Колектори у розрізі косівської і дашавської світ представлені пісковиками і алевролітами, товщиною 0,1-0,3 м, дуже рідко до 2-5 м. Переважають щільні відмінності, але є й дуже пухкі. Цемент глинистий, глинисто-карбонатний, карбонатний та кременистий. У глинистій фракції присутня гідрослюда з домішками каолініту, хлориту і монтморилоніту. Пористість пісковиків на глибинах 500-1000 м сягає 28-34, а на глибинах 1800-2000 м - 20-22 %. Ще глибше - 3200-4500 м вона зменшується до 4-6 % [9]. При вмісті карбонатів понад 25 % пісковики втрачають фільтраційні властивості. Нижньосарматським і баденським відкладам властиві значні зміни літофацій у розрізі і по площі поширення.

Розділ III. Геологічна будова та газоносність Пинянського родовища

Пинянська структура підготовлена сейсморозвідкою у 1965 р. по відбиваючих горизонтах нижньосарматських відкладів. В 1967 р. свердловиною 5 було відкрито родовище. З горизонту НД-8 ( інт. 1942-1948 м) одержано приплив газу 361 тис. м³/добу через 12,3-мм діафрагму при буферному тиску 13,2, пластовому - 23,3 МПа, а з горизонту НД-6 (інт. 1715-1740) - 830 тис. м³/добу через 20-мм діафрагму при буферному тиску 12,5, пластовому - 16,9 МПа [10].

У межах родовища відкрито п'ять газових покладів. Його розвідка завершена в 1970 р. У цьому ж році були підраховані запаси. Всього на той час було пробурено 23 пошукові і розвідувальні свердловини та 16 експлуатаційних. В процесі розробки виявлено ще два газових скупчення в горизонтах ВД-14 та НД-1 і два непромислових скупчення у стебницьких породах і горизонті НД-2.

Пинянська структура розташована між Залужанською і Садковицькою, які разом з Хідновицькою утворюють одну лінію антиклінальних складок. Вона простягається вздовж насуву Самбірської зони на Більче-Волицьку.

Пинянська структура по сарматських горизонтах - це слабовиражений структурний ніс, вісь якого піднімається у північно-західному напрямку. Його північно-західне крило примикає до насуву Самбірської зони і зрізається ним на різних стратиграфічних рівнях. У середній частині носа виділяється невелика антиклінальна складка, яка обмежується замкнутою ізогіпсою покрівлі горизонту НД-6 -1420 м. Вона не є самостійною пасткою і входить в єдиний резервуар, в якому продуктивні пісковики заміщуються глинами у північно-західному напрямку.

Газові поклади пов'язані з піщано-глинистими горизонтами дашавської світи нижнього сармату : ВД-14 , НД-1, НД-5, НД-6, НД-7, НД-8, НД-9. Поклади пластові склепінні літологічно обмежені та тектонічно екрановані.

Контакти газ-вода знаходяться на абсолютних глибинах від -1327 до -1740 м. У горизонтах ВД-14 та НД-1 вони не встановлені.

Розробка родовища почалася в 1968 р. У продуктивному розрізі виділено п'ять експлуатаційних об'єктів: горизонти ВД-14 і НД-1, НД-5, НД-7, НД-8, НД-9. Однак у зв'язку з літологічною мінливістю колекторів окремі частини деяких покладів розробляються як самостійні об'єкти.

Сумарний відбір газу за час розробки родовища станом на 1998 р. становив 8140,9 млн. м³, або 52,1 % початкових запасів. Максимального відбору газу було досягнуто в 1972 р. - 1118,5 млн. м³. Найбільша кількість свердловин видобувного фонду - 29 (1971-1973 рр.). Середній дебіт газу однієї свердловини становив 190 тис. м³/добу. У 1993 р. родовище розроблялося 20 свердловинами. Річний видобуток газу склав 67,4 млн. м³, середній дебіт однієї свердловини - 9,5 тис. м³/добу [10].

Розробка стебницького покладу почалася у 1981 р. свердловиною 51 з робочим дебітом 12 тис. м³/добу при буферному тиску 7,15 МПа. З 1983 р. при пластовому тиску 1,36 МПа експлуатація проводилася за допомогою ежектора. На 1.01 1989 р. відібрано 5,6 млн. м³ при зниженні тиску до 0,52 МПа.

Розробка горизонту НД-2 ведеться з 1991 р. свердловиною 23. За час її експлуатації відібрано при повному обводненні 0,822 млн. м³.

Горизонти ВД-14-ДН-1 розробляються з 1978 р. свердловинами 21 та 51. Відбори газу з початку експлуатації обмежувалися надходженням пластової води. У 1981 р. свердловина 51 обводнилася, а робочий дебіт газу свердловини 21 знизився до 1 тис. м³/добу при депресії на пласт 3071 МПа. За період 1978-1981 рр. з горизонтів відібрано 28,4 млн. м³ газу. З 1982 по 1986 р. розробка проводилася свердловиною 21, одержано 1 млн. м³ газу. За весь час розробки з об'єкта було видобуто 29,4 млн. м³ газу, що складає 32,7 % початкових запасів. Середній пластовий тиск при цьому знизився від 10,03 до 5,07 МПа.

Горизонт НД-5 знаходиться в розробці з 1979 р. Найбільша кількість експлуатаційних свердловин - шість (1989-1990рр.). Максимальний відбір газу досягнутий у 1993 р. (67,2 млн. м³ ). Всього з горизонту видобуто 181,9 млн. м³ , або 6,3 % початкових запасів. Пластовий тиск за період розробки горизонту знизився від 15,49 до 6,34, робочий - від 8,6 до 2,48 МПа. Середній робочий дебіт свердловин - 6,4-13,4 тис м³/добу.

Горизонт НД-6 введений у розробку в 1968 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин - сім (1980-1981 рр.). Найбільшого річного відбору газу досягнуто в 1972 р. (446,2 млн. м³ ). Видобуток газу в 1993 р. склав 9,6 млн. м³ . Всього з горизонту відібрано 6229,1 млн. м³ , або 95,2 % початкових запасів. Пластовий тиск за період розробки знизився від 17,4 до 3,3, робочий - від 12,94 до 0,57 МПа, а середній робочий дебіт свердловин - від 125,4 до 9,0 тис м³/добу.

Горизонт НД-7 розробляється з 1971 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин - дві (1974-1984 рр.). Найбільший відбір газу досягнутий в 1975 р (57,9 млн. м³ ). Видобуток газу в 1993 р. - 1,5 млн. м³ . Сумарний відбір газу за період розробки - 457,3 млн. м³ , або 41 % початкових запасів. Пластовий тиск за цей період знизився від 17,16 до 7,64, робочий тиск свердловин - від 8,34 до 1,93 МПа, а середній робочий дебіт свердловин - від 56,4 до 2,0 тис м³/добу.

Горизонти НД-8 і НД-9 розробляються з 1969 р. Максимальна кількість експлуатаційних свердловин - 29 (1971-1973 рр.). Найбільший річний видобуток газу досягнутий у 1972 р. (701,4 млн. м³ ). Відбір газу в 1993 р. - 30,6 млн. м³ . За період розробки видобуто 4236,7 млн. м³ газу, або 51,6 % початкових запасів. Пластовий тиск за цей час знизився від 23,48 до 5,5, робочий тиск свердловин - від 18,0 до 0,8 МПа, середній робочий дебіт свердловин - від 53,0 до 9,6 тис м³/добу.

Пинянське родовище знаходиться в завершальній стадії розробки. Падіння видобутку газу відбувається в основному через обводненість свердловин з водоносних проверстків. У зв'язку з цим буріння нових експлуатаційних свердловин недоцільне [10].

Розділ IV. Гідрогеологічні умови родовища

Підземні води Пинянського газового родовища вивчені 55 пробами (додаток А). Вони були відібрані 26 свердловинами із водоносних горизонтів нижньодашавської світи (НД-1 - НД-10) в інтервалі глибин 865-2420 м (рис.4.1, 4.2).

Мінералізація пластових вод коливається в межах 2,47-25,90 г/л. У розрізі родовища спостерігається вертикальна гідрогеохімічна інверсія, яка виражається у зменшенні мінералізації пластових вод із збільшенням глибини залягання водоносного горизонту.

Виходячи з абсолютних вмістів макрокомпонентів (>10 %-екв) загальний гідрогеохімічний фон родовища має наступний вигляд:

1. гідрокарбонатні-хлоридні натрієві води - 60,0 %;

2. хлоридні натрієві води - 31,2 %;

3. хлоридні кальцієво-натрієві води - 2,2 %;

4. гідрокарбонатні магнієво-кальцієво-натрієві води - 2,2 %;

5. карбонатно-гідрокарбонатно натрієві води - 2,2 %;

6. сульфатно-хлоридні натрієві води - 2,2 %.

Усереднений іонно-сольовий склад (табл. 4.1) гідрокарбонатно-хлоридних натрієвих вод (27 пр.) згідно формули Курлова наступний:

Мінералізація цих вод коливається в межах 2,5-23,9 г/л. Головна їх особливість - це досить високий вміст НСО₃^- (10-49 %-екв) при високому коефіцієнті варіації.

Майже третина підземних вод родовища (14 пр.) має хлоридний натрієвий склад:

Їхня мінералізація дещо вища і коливається в межах 3,2-23,3 г/л.

Хімічний склад інших поодиноких проб вод можна відобразити наступними формулами:

1. св.14, гл.1805 м, НД-7

2. св.18, гл.2070 м, N₁ds₁ - 9

св.31, гл.2055 м, N₁ds₁ - 9

3. св.20, гл.2245 м, НД-10

Серед досліджених 45 проб більша частина (66,6 %) представлена водами гідрокарбонатнонатрієвого типу, води інших типів присутні у значно менших кількостях: хлориднокальцієві - 15,6 %, хлоридномагнієві і сульфатнонатрієві - по 8,9 %.

Води гідрокарбонатнонатрієвого типу залягають, в середньому, глибше, ніж води інших типів - 1901 м (1157-2565). Вони мають такий середній хімічний склад (30 пр.):

За складом вони гідрокарбонатно-хлоридні (М в межах 2,5-24,1 г/л), реакція середовища змінюється від кислої до лужної (рН=5,5-9,0). Головна особливість цих вод - високий вміст НСО₃^- - 2911 мг/л (351-5734). Вміст мікрокомпонентів становить, мг/л: NH₄ - 1-60; Br - 59-91; J - 1-69; B₂O₃ - 6-250. Води неметаморфізовані - rNa/rCl=1,32(1,02-2,02), сульфатність досить висока - 2,74 (0,03-17,4), хлор-бромний коефіцієнт низький - 158,9 (69-446).

Води хлоркальцієвого типу розкриті на глибинах 1565 м (888-2026) у нижній частині верхньодашавської підсвіти і в більшій частині розрізу нижньодашавської. Їх усереднений (7 пр.) іонно-сольовий склад такий:

За складом вони хлоридні натрієві (М - 15,1-23,1 г/л); реакція середовища змінюється від слабокислої до сильнолужної (рН=6-10). Вміст мікрокомпонентів, (мг/л): NH₄ (30-100), Br (19-74), J (18-93), B₂O₃ (60-122). Їхні концентрації не мають чіткої кореляції із мінералізацією вод. Води, в цілому, слабкометаморфізовані та неметаморфізовані - rNa/rCl=0,92 (0,82-0,96), rCa/rMg=6,7. Коефіцієнт сульфатності низький 0,77 (0,46-1,55). Хлор-бромний показник - 268,7 (167-661). Відповідні характеристики вказують на сприятливі умови для збереження вуглеводневих скупчень.

Води хлормагнієвого типу виявлені у верхній частині нижньодашавської підсвіти на глибині 1251 м (1104-1465). Їх середній (4 пр.) іонно-сольовий склад має такі характеристики:

За складом це хлоридні натрієві води, солонуваті і солені (М=9-25 мг/л), реакція середовища нейтральна (рН=6-7). Води неметаморфізовані rNa/rCl=0,99 (0,97-0,998), rCa/rMg=0,33; сульфатність низька - 0,34 (0,015-1,01); Cl/Br коефіцієнт також низький - 162,4 (145-174). Вміст мікрокомпонентів становить: NH₄ (30-75 мг/л), Br (29-87), J (21-64), B₂O₃ (80-244). Загалом, склад вод цього типу близький до складу вод хлоркальцієвого типу, тільки вміст бору у перших вищий.

Води сульфатнонатрієвого типу виявлені на глибинах 1130-2245 м. Їх сольовий склад можна представити такою середньою формулою (4 пр.):

За складом вони хлоридні натрієві, солонуваті і солені (М=3,2-17,3 г/л), нейтральні та слабокислі (рН=5-6,7). З-поміж чотирьох типів ці води мають найменшу мінералізацію і найбільший вміст сульфатів - 299,8 мг/л. У відносних кількостях вони також містять найменші кількості мікрокомпонентів (мг/л): NH₄ - 6-70, Br - 13-30, J - 0,4-37,2, B₂O₃ - 0-80. Води неметаморфізовані - rNa/rCl=1,04 (1,001-1,16), з високою сульфатністю - 7,54 (0,22-19,9) і низьким Cl/Br коефіцієнтом - 214 (125-280).

Водорозчинені гази Пинянського родовища вивчені на шести пробах, відібраних із 4-ох свердловин з глибин 1100-2076 м (N₁ds₂ - 14, N₁ds₁- 2,9) (додаток Б). Усі проби близькі за газовим складом: CH₄ - 95,41 (91,08-99,81 об. %), N₂ - 4,04 (1-7,9), CO₂ - 0,55 (0,4-1,0). Вміст аргону становить 0,058 об. %, гелію - 0,001 об. %. Це метанові гази , які за складом близькі до вільних газів з покладів родовища.

Геотермобаричні параметри і дебіти водоносних горизонтів Пинянського родовища вивчались у 123 інтервалах 22-ох свердловин на глибинах 188-2515 м. Досліджувалися інтервали насуву (n-14, гл. 188-835 м), верхньо- і нижньодашавської підсвіт (n-14 і n-95 відповідно).

Температура у водоносних горизонтах (n-67) зростає з глибиною від 34 ⁰С (гл. 900 м) до 77 ⁰С (гл. 2267). Пластовий тиск (n-15) зростає від 10,65 МПа (гл. 1108 м) до 32,56 МПа (гл. 2247). Коефіцієнт гідростатичності (К_г) на глибинах до 1800 м коливається в межах 0,95-1,02, на глибинах більше 1800 він зростає до 1,43.

Дебіти вод здебільша незначні. У породах насуву вони становлять 0,1-80 м³/добу при пониженнях 98-746 м (n-15); в більшості інтервалів (62 %) вони складають 1,1 (0,1-3,3 м³/добу); і тільки у св.15 (гл.990-1150 м) дебіти суттєво зростають (n-4) 52 (33-80 м³/ добу) при пониженнях 616-732 м.

У водоносних горизонтах верхньодашавської світи (ВД - 13, 14) дебіти (n-13) у більшості (91 %) випробуваних інтервалів становили 1,95 (0,6-4,1 м³/добу); і лише у св. 16 (гл. 1068-1120 м) вони були значно більші - 12,6-20 м³/добу при пониженнях 513-673 м.

Найбільше дебіти вод притаманні нижньодашавським горизонтам НД - 1-10 (n-49), де вони становили 0,09-480 м³/добу при пониженнях до 1768 м, часто свердловини переливали. Дебіти в межах 0,n-1 м³/добу характерні майже для третини (28,6 %) випробуваних інтервалів, в межах > 1-10 - для 44,9 % інтервалів. Великі дебіти виявлені лише у п'яти (1,5,6,2,16) із 17 свердловин. У перших трьох отримано дебіти в межах 26,8-480 м³/добу. У св. 2 і 16 максимальні дебіти - 55-207 м³/ добу отримано з верхніх горизонтів НД-1, 2 при пониженнях 78-734 м.

Розділ V. Еколого-геохімічна характеристика супутніх вод пинянського газового родовища

Специфіка розробки нафтових і газових родовищ призводить до накопичення значної кількості води, яка добувається на поверхню попутно з нафтою і газом. Це, як правило, високомінералізовані солянки із глибоких водоносних горизонтів, які захоплюються при відборі нафти, або слабкомінералізовані конденсовані з газу чи сегреговані з нафти при її відстоюванні води. Ці води забруднені нафтопродуктами, фенолами, мінеральними солями, завислими речовинами і іншими компонентами. Кількість супутніх вод на великих родовищах сягає декількох тисяч м³/добу.

Аналітичні дослідження еколого-геохімічних характеристик супутніх вод Пинянського газового родовища проводилися у 1982, 1988, 1995, 1997 роках (табл. 5.1, 5.2). Будь-яких закономірностей щодо зміни їхнього іонно-сольового складу протягом цього відтинку часу не спостерігається. Води майже виключно гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією від 2,74 до 29,84 г/л. За складом вони переважно хлоридно-гідрокарбонатні натрієво-кальцієві. Реакція середовища має лужний характер, pH коливається в межах 8,1-9,0.

Разом з тим супутні води родовища забруднені фенолами (леткими та нелеткими), сумарний вміст яких інколи перевищує 8 мг/л, нафтеновими кислотами (27-30 мг/л), гуміновими (1,57-3,25) та жирними (11,8-137,0) кислотами. Сумарний вміст органіки при перерахунку на вуглець сягає 236,4 мг/л.

Розділ VI. Еколого-гідрогеологічний стан нафтогазопромислів карпатської нафтогазоносної провінції

Застосування у промисловості і великі обсяги виробництва широкого спектру органічних сполук призвели до значного забруднення довкілля. Серед найпоширеніших полютантів, що визначають характер техногенного забруднення природних вод вагому частку складають нафтопродукти. Їх загальна емісія у довкілля становить, за оцінками різних авторів, від 5 до 19 млн. т в рік [11, 12]. З них близько двох мільйонів тон виноситься у моря й океани [12]. Значна кількість нафтопродуктів та інших полютантів надходить у поверхневі води з територій нафтовидобувних регіонів. Так, згідно [13] у водах рік в межах Західно-Сибірської нафтогазоносної провінції вміст нафтопродуктів і фенолів у десятки раз перевищує встановлені норми гранично допустимих концентрацій (ГДК). Втрати нафти у нафтовидобувній галузі цього регіону оцінюють в межах 3 % річного видобутку, або 7 млн. т/рік. Джерелами забруднення виступають глибокі бурові свердловини різного призначення, нафтогони, пункти підготовки нафти тощо.

В результаті узагальнення досліджень забруднення нафтопродуктами геологічного середовища [12] встановлено, що основне забруднення природних вод нафтопродуктами пов'язане із систематичними втратами останніх при транспортуванні, зберіганні і переробленні, причому ці втрати на порядок перевищують обсяги витоків при аварійних ситуаціях (розриви трубопроводів, аварії танкерів). Стійкі зони забруднень нафтопродуктами приурочені до територій нафтопереробних підприємств, сховищ нафтопродуктів, автозаправних станцій вздовж автомагістралей. Загалом, умовно вважають, що втрати нафти з нафтопереробних заводів складають 0,6-0,8 %, а з мережі нафто- і нафтопродуктогонів - 1-1,2 % [12].

У стічних водах нафтовидобувної промисловості може міститись до 1,5-10 г/л нафтопродуктів [14]. Окрім нафтопродуктів, вони завжди містять також значні концентрації низки інших специфічних органічних сполук: органічних кислот, фенолів, альдегідів, складних ефірів тощо. Зокрема, вміст фенолів у пластових водах, що видобуваються з нафтою, може досягати десятків міліграм на літр. Природний фон фенолів у поверхневих водах незабруднених територій не перевищує 0,02 мг/л [14], а нафтопродуктів знаходиться в межах 0,01-0,2 мг/л, сягаючи в окремих випадках 1,0-1,5 мг/л.

У водному середовищі нафтопродукти, залежно від форм та умов надходження, існують у вигляді емульсій, комплексних сполук, адсорбованими на завислих частинках, у водорозчинному стані чи у вигляді плівки. Особливо небезпечною є водорозчинна частка нафтопродуктів (перш за все, це група ароматичних сполук) через їх здатність до тривалої міграції у воді, стійкість до деградації і високу токсичність [15]. Тривале забруднення нафтопродуктами, особливо в комплексі з іншими забрудненнями, наприклад хлоридами чи важкими металами, може спричинити значне погіршення якості природних вод та порушення екологічної рівноваги водних екосистем і руйнування екосистеми в цілому. Тому коректна еколого-гідрогеохімічна оцінка ступеню і характеру поширення такого типу забруднень є надзвичайно важливою.

Слід зауважити, що в процесі еколого-гідрохімічних досліджень постає достатньо складне питання щодо розмежування природної та техногенної складових забруднення. Наприклад, вуглеводневі сполуки можуть утворюватись внаслідок метаболічної активності живих організмів та розпаду їх решток. В такому випадку їх вміст буде визначатися трофністю водного середовища і величиною біологічної маси. Певна їх частка є у природних мінеральних утвореннях (нафта, пластові “нафтові” води, вугілля, вуглисті сланці та ін.) і може надходити у поверхневі води. Постає важливе завдання окреслення природного фону чи екологічної норми водного об'єкту стосовно вмістів цих сполук. Проблемними у визначенні ступеня забрудненості є також існуючі значення ГДК для нафтопродуктів і фенолів, оскільки існують різні групи фенолів і нафтопродуктів, які можуть досить суттєво відрізнятися за санітарно-гігієнічним, органолептичним чи токсикологічним впливом на якість вод. Недостатньою є інформація про скринінгові можливості поверхневих вод та закономірності трансформації органічних забруднень.

Стан екологічної безпеки нафтопромислових об'єктів. Приоритетною проблемою в охороні природних вод від забруднень нафтопродуктами є недостатня екологічна толерантність з боку промислових і, зокрема, нафтопромислових чинників. На нафтопромислах найчастіше виникають екологічно небезпечні ситуації двох типів: технологічні та аварійні. Перші зумовлені, низьким екозахисним рівнем технічних засобів та порушеннями технологічних вимог до якості робіт. Зокрема, недотримання таких вимог екологічної безпеки, як бетонування майданчиків, спорудження надійного ізоляційного обвалування і ємностей для стоків, виявлене на більшості обстежених нафтопромислів. Іншим прикладом небезпечного забруднення природних вод є аварійні ситуації на промислових свердловинах, що супроводжувались скидом високомінералізованої пластової води і нафти на прилеглу територію [6].

Забруднення вод відбувається також внаслідок скиду стічних вод з нафтозбірних пунктів (НЗП). Хоч стічні нафтові води після очистки переважно закачують у продуктивний пласт для підтримання пластового тиску, проте у випадках порушення технологічного режиму пластові води можуть скидати у найближчі поверхневі водопливи, що нами було відмічено на НЗП Східницького нафтового родовища. Ще одним чинником забруднення природних вод є т. зв. ліквідовані свердловини, коли відбувається просочування нафти та пластових вод стовбуром свердловини у позатрубному просторі чи через тріщини у цементних мостах. Такі виходи нафти ми спостерігали на ліквідованих свердловинах Заводівського і Стинавського родовищ. Тут видаються реальними два варіанти вирішення проблеми “ліквідованих свердловин”: перший - повторне проведення ізоляційно-ліквідаційних робіт, другий - підтримання таких свердловин на балансі діючих з перманентним відбором нафти. Забруднення довкілля нафтою та пластовими водами також відбувається через несправності запірної арматури на свердловинах. При ліквідації нафтопромислів не завжди дотримуються вимог щодо якісної рекультивації ділянок [6].

Недостатньо дослідженим поки що є вплив експлуатації покладів нафти із застосуванням водної репресії. У випадку зміни гідродинамічного режиму пластових вод можуть відбуватися висхідні перетоки і забруднення ґрунтових та поверхневих вод.

Значно надійнішою виявилась природоохоронна забезпеченість на перекачувальних станціях нафтопроводу “Дружба”, де функціонує система замкнутої каналізаційної мережі, куди відводять стоки з технологічних блоків компресорних станцій і дощові стоки з відповідно обвалованих технологічних майданчиків. Там наявні також надійно ізольовані резервуари на випадок аварійних витоків.

Поширення забруднень нафтопродуктами. Концентрації нафтопродуктів у поверхневих водах на даній території, зокрема, у водах р. Стрий, визначені в межах від “не виявлено” до 6 мг/л. Найвищий їх вміст відзначено у р. Стрий і його допливах в межах дренування території Бориславського НГВР. Вміст нафтопродуктів 6,05 мг/л встановлений у лівому допливі Стрия р. Східничанці, в басейні водозбору якої розміщені нафтопромисли Східницького і Новосхідницького родовищ нафти. Вона виявилась найзабрудненішою річкою в басейні Стрия. У процесі гідрохімічного опробування неодноразово спостерігались плівки нафти на поверхні води. Емісія забруднення нафтопродуктами тут, в першу чергу, пов'язана із незадовільним станом технологічного забезпечення нафтопромислів щодо охорони довкілля. За повідомленням місцевих мешканців в цій річці ще водиться риба, але вона пахне нафтою. На думку [6], це є хорошим прикладом адаптації окремих видів гідробіонтів до забруднення і вказує на їх ненадійність, як біоіндикаторів. Аналогічне явище відмічено у р. Дністер в місці скидання стоків Калуського концерну “Оріана”, коли риба знаходилась у воді з мінералізацією близько 2 г/л і концентрацією нафтопродуктів у 10 разів вищою за ГДК [16]. Серед решти випробуваних допливів Стрия в межах Бориславського НГВР, високі концентрації нафтопродуктів відзначені у р. Стинавці (1,09 мг/л), потоці біля с. Підгородці, струмках, що дренують територію Заводівського нафтового родовища, правому допливі р. Уричанки (вміст у кілька разів вищий за ГДК). Загалом значно вищий рівень нагромадження нафтопродуктів притаманний водам допливів, які дренують території з розташованими там нафтовидобувними об'єктами. При цьому значний внесок належить супутнім пластовим водам з високим вмістом нафтопродуктів, зокрема, їх вміст у пластових водах Східницького і Заводівського нафтових родовищ був визначений у кількостях 20 і 9 мг/л відповідно.

У басейні р. Стрий вище впливу Бориславського НГВР, концентрації нафтопродуктів утримуються на рівні від “не виявлено” до 0,20 мг/л, і лише у створі біля смт. Верхнє Висоцьке вони були виявлені у кількості 0,82 мг/л, що можна пояснити локальним, можливо тимчасовим, джерелом забруднення. У верхів'ях більшості гірських потоків на цій ділянці вміст нафтопродуктів був нижче чутливості методу.

На окремих створах, де проводились періодичні гідрохімічні випробування, проявлялась достатньо помітна різниця вмістів нафтопродуктів. Зокрема, у створі Стрия, що знаходився 1500 м нижче впадіння р. Опір, в п'яти пробах вмісти нафтопродуктів коливалися в межах 0,12 - 0,53 мг/л. Така мінливість вмістів може бути зумовлена як спорадичними скидами стічних вод на нафтопромислах, так і змінами погодних умов.

Забруднення нафтопродуктами поширюється до водоносного горизонту в алювіальних відкладах в долині р. Стрий, де розташовані водозабори питних вод. Так, за даними хроматографічних досліджень [17] у водопровідній воді м. Львова, що постачається водогоном саме зі Стрийського водозабору, концентрація суми нафтопродуктів (без ароматичних вуглеводнів) складає від 0,08 до 0,25 мг/л, бензолу - 0,04-0,35 мг/л.

Концентрації природного фону, за даними [6], складають на різних ділянках від 0,01 (територія за межами впливу Бориславського НГВР) до 0,1 мг/л (Бориславський НГВР). Очевидно, що в межах території Бориславського НГВР основна частка фонової концентрації нафтопродуктів формується в результаті їх природної емісії з нафтових покладів. Відповідно до одержаних результатів, техногенна складова нафтопродуктів у поверхневих водах, які знаходяться під впливом розробки нафтових родовищ, може у десятки разів перевищувати фонові значення.

Інколи високий ступінь забруднення нафтопродуктами природних вод у нафтовидобувних регіонах пов'язують не стільки з наслідками експлуатації родовищ вуглеводнів, скільки з процесами вертикального розвантаження флюїдів продуктивної частини розрізу родовищ в зонах підвищеної проникності [18]. На думку [6], у забрудненні нафтопродуктами домінуючим є техногенний вплив, що добре засвідчили результати обстежень екологічного стану нафтовидобувних об'єктів.

Регіональний характер забруднення нафтопродуктами і фенолами поверхневих вод басейну Дністра та його допливів (у гирлових ділянках) було встановлено за результатами експедиційних гідрохімічних досліджень, проведених в період з 1995 по 1999 рік на відтинку від гирла р. Стривігор до кордону з Молдовою [17]. Концентрація нафтопродуктів у переважної більшості випробуваних пунктів була вищою за ГДК у кілька, а в окремих пунктах - у десятки разів. Цікаво, що при цьому максимальні концентрації нафтопродуктів встановлені у лівих допливах, хоча основні потенційні забруднювачі (родовища нафти, бітуміозних сланців, мережа розвідкових і нафтогазовидобувних свердловин, нафтопереробні комбінати, нафтохімічні заводи тощо) знаходяться у басейні правих (карпатських) допливів Дністра. Згідно [17] це пов'язано не з меншою мірою забруднення нафтопродуктами правих допливів, а з їх значно потужнішою здатністю до самоочищення. Зокрема, в них значно вищі витрати води і, відповідно, вища інтенсивність розведення полютантів. Басейн водозбору правих карпатських допливів складає лише 17 % площі усього водозбору Дністра, а формує близько 50 % його стоку. Крім цього, процесам самоочищення правих допливів суттєво сприяє їх гірський режим (наявність численних порогів, високі вмісти водорозчиненого кисню, незначна глибина водопливів, інтенсивне перемішування вод тощо) та відповідна інтенсифікація біохімічних процесів руйнування нафтопродуктів. Забруднення нафтопродуктами Дністра було підтверджене також проведеними одночасно гідробіологічними дослідженнями індикаторних сапробних форм [19].

Поширення фенольних забруднень. Поширення фенольних забруднень також розглядається [6] на прикладі природних вод басейну р. Стрий і є доволі контрастним. Загалом можна виділити дві суттєво відмінні ділянки басейну: одна відповідає території Бориславського НГВР, друга - решті території басейну. Хоч, звичайно, ступінь забруднення тих ділянок теж не є рівномірним. Виявлено вміст фенолів у діапазоні від перших одиниць мкг/л до одиниць мг/л.

Аномально висока концентрація фенолів, 3,6 мг/л, виявлена в межах Бориславського НГВР у воді нижньої течії р. Східничанка, що дренує територію Східницького нафтового родовища. У супутній пластовій воді з НЗП цього ж родовища кількість фенолів складала 26 мг/л. Ступінь забруднення фенолами від 3 до 1 мг/л (3000-1000 ГДК) встановлено також у водопливах, що дренують територію Заводівського та Урицького нафтових родовищ у гирлі р. Східничанки. Майже 1 мг/л фенолів встановлений також у воді лівого допливу Стрия - р. Уричанці неподалік від нафтової свердловини Східниця-30. Для території впливу об'єктів нафтовидобутку Бориславського НГВР концентрація фенолів менше десяти мкг/л знаходиться лише у воді верхів'їв допливів Стрия.

За межами впливу об'єктів Бориславського нафтогазопромислового району достатньо високі вмісти (десятки мкг/л) фенолів встановлені у воді р. Стрий нижче м. Турка, смт. Бориня і Верхнє Висоцьке. Очевидно, тут фенольні сполуки мають інше походження, а саме, вони обумовлені впливом комунальних стоків цих населених пунктів або деревообробних підприємств чи, наприклад, асфальтового заводу м. Турка. За наявними даними фенольне забруднення підземних вод з боку звалищ побутових і промислових відходів може складати до 50 мг/л, а в деяких випадках - до 600 мг/л і навіть до 8125 мг/л у стоках газокомпресорних станцій [20].

Мінімальні концентрації фенолів (одиниці мкг/л або 'не виявлено') притаманні гірським допливам межиріччя Стрия і його правого допливу Опору.

Природний фон фенолів у поверхневих водах басейну Стрия, визначений на різних ділянках коливається від 3 (верхня частина басейну р. Стрий за межами впливу Бориславського НГВР) до 20 мкг/л (басейн р. Стрий в межах впливу Бориславського НГВР).

Таким чином, у поверхневих водах басейну р. Стрий не було виявлено вмісту фенолів на рівні ГДК - усі визначення показали більші значення. Тобто формально поверхневі води усієї дослідженої території басейну різною мірою забруднені фенолами. Але слід зауважити, що про рівень забруднення вод певним компонентом звичайно судять за ГДК, яка за змістом відображає санітарно-гігієнічні, органолептичні та токсикологічні показники якості вод. Згідно стандартів України феноли належать до четвертого класу токсичності і їх концентрації у водах господарсько-побутового призначення лімітуються як органолептичний показник на рівні 1 мкг/л. У деяких країнах Європи вміст фенолів обмежується на рівні від 1 до 5 мкг/л. У разі інтерпретації результатів дослідження фенольних забруднень відносно ГДК, виникає низка запитань. По-перше, незрозуміло, вміст якого фенолу чи групи фенолів лімітують. У нормативних документах такого роз'яснення немає. У ґрунтовній праці Г.П.Безпам'ятнова та О.А.Кротова [21] проаналізована велика кількість досліджень з визначенням рівня шкідливого впливу фенолів у воді. За цими даними підпорогове значення вмісту фенолів, що визначає органолептичний шкідливий вплив на якість вод, за одними джерелами, складає 1 мкг/л, за іншими - 50 мкг/л для суми летких та 140 мкг/л - нелетких фенолів. Токсикологічний підпороговий вплив визначається вмістом фенолів 1000 мкг/л, сумою летких фенолів - 1000000 мкг/л і нелетких фенолів - 1400000 мкг/л, що на багато порядків перевищує значення ГДК фенолів у воді. Тобто незрозуміло, який характер шкідливого впливу відображає прийнятий показник фенольного забруднення ГДК. Беручи ГДК за критерій визначення рівня забруднення, не враховують природній фон, який інколи може бути вищим за встановлену норму. Природна концентрація фенолів у поверхневих водах певних регіонів, наприклад, у нафтогазоносних провінціях, може перевищувати встановлені ГДК. Басейн р. Стрий належить саме до таких регіонів. У такому випадку очевидно коректніше оцінювати рівень антропогенного забруднення шляхом співставлення встановленої концентрації не з ГДК, а з природним фоном (екологічною нормою).

Співставлення виявленого природного фону концентрації фенолів із загальним рівнем їх концентрації в басейні р. Стрий дозволяє оцінити його антропогенну складову як десятки й сотні мікрограмів у літрі.

Неузгодженість високого вмісту фенолів у природних водах з встановленим лімітуючим показником відзначається у працях низки дослідників. Відповідно до результатів досліджень нижнього Дністра Г.Г. Горбатеньким, А.М. Зелениним, Ф.П. Чорик [22] вміст фенолів до 15 мкг/л пропонується розглядати як природний фон. За даними О.Д. Штогрин вміст фенолів у ґрунтових водах Передкарпаття складає переважно десяті і соті частки мг/л, і наявні вони в усіх досліджених зразках вод, відібраних як у нафтових районах так і за їх межами. Згадки про наявність фенолів (до 24 % від вмісту нафтенових кислот) у фракціях бориславської нафти є ще у працях Є. Гольцмана за 1930 рік. Високий вміст фенолів (80-380 мкг/л) зафіксований також у мінеральних водах типу “Нафтуся” у Трускавці і Східниці Д.І. Скляруком та С.А. Шапіром в 1957. За даними проведених раніше досліджень екологічного стану поверхневих та прісних підземних вод Трускавецького курортно-рекреаційного району у колодязях села Новий Кропивник (басейн Східничанки - лівого допливу Стрия) вміст фенолів був вищим за рівень ГДК, а забруднення нафтопродуктами р. Східничанки відмічалось візуально. Високий вміст фенольних сполук був виявлений тут також у стічних водах при бурінні нафтових свердловин.

Основною причиною високого природного фону фенолів у поверхневих водах басейну р. Стрий, зокрема тієї частини басейну, де розташований Бориславський НГВР, є міграція з боку вуглеводневих покладів, пластових вод чи відкладів бітумінозних сланців менілітової світи. Слід зазначити, що феноли знаходяться в усіх генетичних типах природних вод, хоча найвищі їх концентрації притаманні пластовим водам нафтових родовищ. Феноли, на відміну від нафтових вуглеводнів, добре розчинні у воді, звідки їх значні вмісти у пластових водах. Експериментальні дослідження взаємодії нафт і води підтвердили, що джерелом фенолів в останніх може бути нафта. Так, за результатами експериментів В.В. Колодія і О.Д. Штогрин [23] у водних витяжках із нафт концентрація фенолів складала від слідів до 8 мг/л. Утворення фенолів при трансформації у водному середовищі компонентів нафти підтверджують також результати лабораторних досліджень Б.А. Бачуріна [24], які показали, що в системі 'нафта - вода' чи 'нафта - вода - порода' навіть короткочасний контакт (1-3 доби) приводить до збагачення вод органічними сполуками, у складі яких переважають нафтопродукти (до 9,5 мг/л), а вміст фенолів досягає 0,03-0,05 мг/л. газовий родовище екологічний гідрогеологічний

Враховуючи високі фонові концентрації фенолів і нафтопродуктів у водах басейну та наявні техногенні джерела їх надходження, експлуатація алювіального водоносного горизонту в долині р. Стрий для забезпечення населення питною водою ставить на порядок денний питання про доцільність санітарної обробки цієї води методом хлорування. Так, за даними Я.Й. Коренмана [25] знезараження питних вод методом хлорування зумовлює утворення високотоксичних моно-, ди- і тризаміщених хлорфенолів. Існує також небезпека трансформації дібензо-п-діоксинів з поліхлорованих фенолів безпосередньо у водопровідній мережі [26].

Розділ VII. Еколого-хімічна характеристика фенолів

Фенол (бензенол) - кристалічна речовина з температурою плавлення 43 ⁰С, температурою кипіння 181 ⁰С, розчиняється у воді (при 15 ⁰С - біля 8 %). З водою утворює гідрат (температура плавлення 16 ⁰С), який називають карболовою кислотою. Невеликі кількості води значно знижують температуру плавлення фенолу. Він має характерний запах. Фенол викликає опіки на шкірі. Фенол був одним з перших антисептиків, застосованих у медицині.

Джерелом біогенних фенолів є рослинний і тваринний світ, при домінантній ролі рослинного. Техногенні феноли є продуктами: а) переробки органічних корисних копалин (торфу, вугілля, нафти та нафтопродуктів), рослинної сировини і б) промислового синтезу. Феноли групи “а” є відносно техногенними, або біотехногенними, оскільки утворюються у природних умовах при участі рослинного і тваринного світу і лише потім виокремлюються техногенними методами. Феноли групи “б” - абсолютно техногенні. При цьому біогенні і техногенні феноли можуть мати одну хімічну природу і виконувати одну і ту ж геобіоекологічну роль, або ж відрізнятися одні від інших. Ті фенольні сполуки, які не зустрічаються у природі, відносяться до ксенобіотиків і створюють найбільшу небезпеку внаслідок відсутності у природних умовах механізму до знешкодження цих речовин. Біогенні феноли потрапляють у довкілля внаслідок процесів життєдіяльності рослинних і тваринних організмів , а також при постнатальному розкладі рослинних і тваринних залишків. На кількість і склад продукованих фенолів здійснює суттєвий вплив видова приналежність, вік, характер живлення, враженість шкідниками і хворобами.

Рослинні феноли відрізняються надзвичайним різноманіттям. Загальна кількість рослинних фенолів сягає трьох тисяч. Серед них є мономерні феноли (одно-, двох- і поліатомні, одно-, двох- і поліядерні, з насиченими і ненасиченими бічними ланцюгами, карбо- і гетероциколами і різноманітними функціональними групами), олігомерні, які вміщують залишки від двох до десяти мономерних фенолів, і полімерні, які включають десятки, сотні і тисячі залишків фенолів і інших мономерних речовин.

Часто фенольні речовини є поліфункціональними і, окрім фенольного гідрооксиду, вміщують одну або декілька інших функціональних груп. Серед них часто зустрічаються карбоксильні (COOH), аміно- (NH₂), нітро- (NO₂), галоїдні (Cl, Br, J) та інші групи. Крім цього достаньо широко розповсюджені феноли, що вміщують три і більше різних функціональних груп. Поліфункціональність цих сполук призводить до високої активності і різноманіття хімічних перетворень.

Фенольні речовини характеризуються різноманіттям біологічної активності і багатоплановістю біосферних функцій, серед яких найважливіша фізіологічна. Вони регулюють проростання насіння, ріст і розвиток рослин, колір цвіту і плодів, приймають участь в репродукції [27, 28], виконують захисну роль при пошкодженні рослин. Особливо велика роль фенолів в організмі тварин. Амінокислоти, що вміщують фенольний гідрооксид, входять у структуру білків. Вітамін Е (токофероли) вітамін К і його аналоги вітамін Р, гормони, коферменти, антиоксиданти, медіатори, антибіотики, стероїди забезпечують життєві процеси [29].

В природних умовах одні феноли знаходяться на місці їх утворення - автохтонні, інші привносяться ззовні - алохтонні, головним чином з паводковими і ґрунтовими водами або з повітряними потоками. Тому в цьому чи іншому геобіоценозі можуть знаходитися феноли, які за кількістю і складом є не характерними для цієї природної системи. Серед алохтонних фенолів є як біогенні, так і техногенні. Донорами алохтонних природних фенолів переважно є геобіоценози з підвищеним вмістом фенольних речовин (болота, торф'яні ґрунти). Найактивнішими донорами великої кількості фенолів з чітко вираженою кислотною функцією є верхові болота, оскільки рослинність цих боліт (мох, лишайники) вміщують велику кількість рухомих низькомолекулярних фенолокислот, катехінів і флавонів. Активними акцепторами аллофенолів є заплавні і низинні ґрунти. Поглинаюча активність ґрунтів значним чином залежить від їхнього механічного складу та вмісту органічної речовини. Важкий механічний склад підвищує сорбційну активність ґрунту. Ґрунти, збагачені органічною речовиною також, як правило, є більш активними сорбентами.

Значним джерелом фенольного забруднення геобіоценозів є нафта. У нафті Західного Сибіру було встановлено присутність фенолів, крезолів, диметил (2,6-, 2,4-, 2,5-, 3,6-) фенолів, а також 2-етил-, 2-метил-6-етил-, 2,3-диметил-4-етил-, 2,3,6-триметил-2-ізопілфенолів [30]. Виявилося, що індивідуальний склад фенолів у нафтах різного віку та різних умов залягання подібний. Проте їхній груповий склад варіював у широких межах. Розподіл фенолів у фракціях також виявився неоднорідним. З підвищенням температури кипіння фракції кількість фенолів зростає, проте ця залежність інколи не зберігається. Феноли разом з карбоновими кислотами характерні для кислої фракції високов'язкої нафти.

У нафтах півночі Тюмені в більш глибоко залягаючих пластах кількість фенолів і крезолів зростає. У нафтах знаходяться також нафтоли, оксибензофурани, інданоли, двохатомні моноядерні феноли. Встановлена також присутність тіофенолів, кількість яких сягала від 50 до 96 % сірковмісних сполук. Наявність в складі нафти важких металів, особливо комплексоутворювачів (Fe, Cu, Co, Mo, Cr, Hg, As і ін.) створює передумови для утворення комплексних сполук з фенолами.

Незважаючи на низький вміст фенолів у нафті, який складає соті і навіть тисячні частки процента, нафта не може бути виключена зі списку фенольних забруднювачів довкілля, оскільки їхнє поступлення в середовище може бути дуже значним внаслідок великих втрат при видобутку і транспортуванні нафти. Так, тільки втрати нафти при транспортуванні по трубопроводах в межах Тюменської області щорічно складають 500 тис. тон. Прийнято вважати, що втрати нафти складають біля двох процентів від добутої.

Вміст фенольних сполук в поверхневих водах за кількістю і різноманіттям значно переважає їх вміст у підземних. Фенольні сполуки в залежності від особливостей складу, будови і концентрації здійснюють певний вплив на загальні і специфічні показники води. Феноли здатні змінити прозорість і колір води, впливати на величину pH, на концентрацію розчиненого кисню, на перманганатну і біхроматну окислювальність, на біологічне засвоєння кисню, на хімічне засвоєння кисню, ат також на гідробіологічні показники - біомасу фітопланктону, на валову первинну продукцію і на бактеріологічні - індекс сапрофітності і продукування органічної речовини.

Фенолокислоти здатні пригнічувати ріст і розвиток синьозелених водоростей. Проте в цих же концентраціях вони не пригнічують розвиток зелених, діатомових і інших водоростей. Таким чином, фенольні метаболіти можуть бути регуляторами груп фітопланктону.

Феноли не тільки переводять метали з розчиненого у воді стану, але і сприяють міграції елементів у гідросфері. Концентрація фенолів у воді деяких тайгових і тундрових рік Сибіру становить такі величини (мг/л): Об - 0,002, Єнісей - 0,003, Лєна - 0,004, Індигірка - 0,04 (Siklomanov et al., 1993). Вміст фенолів у цих ріках значною мірою зумовлений техногенним забрудненням.

У ґрунтах феноли існують у декількох формах: вільні, зв'язані і міцнозв'язані з ґрунтовою матрицею і не переміщуються в профілі ґрунту. Співвідношення між ними визначається хімічною структурою фенолів і сукупністю ґрунтових умов. Певна частина фенолів пов'язана з ґрунтовими ліпідами, інша - з вуглеводами чи іншими органічними або мінеральними речовинами. В “чистих” ґрунтах нафтогазового регіону, які не піддані забрудненню техногенними фенолами, вміст фенолів не виходить за межі ГДК. При забрудненні внаслідок розливу нафти, попадання стічних вод промислових чи комунальних підприємств концентрація фенолів маже в декілька разів перевищити ГДК.

Зв'язування фенолами токсичних речовин - важких металів, пестицидів [31] радіоактивних - важлива біосферна функція фенолів, внаслідок якої відбувається зниження токсичності зв'язаних речовин та змінюється характер їхньої поведінки. Перетворення фенолів в природному середовищі знаходиться під впливом ряду факторів: температури, вологи, реакції середовища та окисно-відновного потенціалу, мінералогічного складу, присутності органічних речовин, щільності ґрунту, аерації, каталітичних властивостей речовин і ін.

Розділ VIII. Еколого-хімічна характеристика нафтопродуктів

Нафтопродукти відносяться до найбільш розповсюджених і небезпечних речовин, що забруднюють поверхневі води. Нафта і продукти її переробки - це надзвичайно складна, непостійна і різноманітна суміш речовин (низько- і високомолекулярні аліфатичні, нафтенові, ароматичні вуглеводні, кисневі, азотні, сірчисті з'єднання, а також ненасичені гетероциклічні сполуки типу смол, асфальтенів, ангідридів, асфальтенових кислот). Поняття 'нафтопродукти' у гідрохімії умовно обмежується тільки вуглеводневою фракцією (аліфатичні, ароматичні, аліциклічні вуглеводні).

Великі кількості нафтопродуктів надходять у поверхневі води під час перевезення нафти водним шляхом, зі стічними водами підприємств нафтовидобувної, нафтопереробної, хімічної, металургійної й інших галузей промисловості, з господарсько-побутовими водами. Певні кількості вуглеводнів надходять у воду в результаті життєдіяльності та розкладу рослин і тварин.

У результаті процесів, що протікають у водоймі, тобто випаровування, сорбції, біохімічного і хімічного окислювання концентрація нафтопродуктів може істотно знижуватись, а хімічний склад суттєво змінюватись. Найбільш стійкими є ароматичні вуглеводні, найменш - н-алкани.

Нафтопродукти знаходяться в різних міграційних формах: розчинній, емульгованній, сорбованній на твердих частках суспензій і донних відкладів, у вигляді плівки на поверхні води. Звичайно, в момент надходження маса нафтопродуктів зосереджена в плівці. При віддаленні від джерела забруднення відбувається перерозподіл між основними формами міграції, спрямований у бік підвищення частки розчинених, емульгованих, сорбованих нафтопродуктів. Кількісне співвідношення цих форм визначається комплексом факторів, найважливішими з яких є умови надходження нафтопродуктів у водний об'єкт, віддаль від місця скиду, швидкість течії і перемішування водних мас, характер і ступінь забруднення природних вод, а також склад нафтопродуктів, їх в'язкість, розчинність, щільність, температура кипіння компонентів. При санітарно-хімічному контролі визначають, як правило, суму розчинених, емульгованих і сорбованих сполук нафти [32].

Вміст нафтопродуктів у річкових, озерних, морських, підземних водах і атмосферних опадах коливається в досить широких межах і звичайно складає соті і десяті частки мг/дм³. У незабруднених нафтопродуктами водних об'єктах концентрація природних вуглеводнів може коливатися: в морських водах - від 0,01 до 0,10 мг/дм³ і вище, у річкових і озерних водах - від 0,01 до 0,20 мг/дм³, іноді досягаючи 1-1,5 мг/дм³. Концентрація природних вуглеводнів визначається трофічним показником вод і значною мірою залежить від біологічної ситуації у водоймі.

Несприятливий вплив нафтопродуктів різними способами позначається на організмі людини, тваринному світі, водній флорі, фізичному, хімічному і біологічному стані водойми. Низькомолекулярні аліфатичні, нафтенові й особливо ароматичні вуглеводні, які входять до складу нафтопродуктів, токсично і, до певної міри, наркотично впливають на організм, вражаючи серцево-судинну і нервову системи. Найбільшу небезпеку представляють поліциклічні конденсовані вуглеводні типу 3,4-бензапирена, що мають канцерогенні властивості. Нафтопродукти змочують пір'я птахів, поверхню тіла й органи інших гідробіонтів, викликаючи захворювання і загибель.

Негативний вплив нафтопродуктів, особливо в концентраціях 0,001-10 мг/дм³, присутність їх у вигляді плівки, позначається і на розвитку вищої водної рослинності і мікрофітів.

При наявності нафтопродуктів вода набуває специфічного смаку і запаху, змінюється її колір, рН, погіршується газообмін з атмосферою.

Нафта і нафтопродукти на сучасному етапі є основними забруднювачами Світового океану, морів, внутрішніх водойм. Потрапляючи у водойми, вони створюють різні форми забруднення: нафтову плівку, що плаває на воді, розчинені чи емульговані у воді нафтопродукти, важкі фракції, що осіли на дно і т.д. При цьому змінюється запах, смак, колір, поверхневий натяг, в'язкість води, зменшується кількість кисню, з'являються шкідливі органічні речовини, вода набуває токсичних властивостей і є загрозою для людини та інших живих організмів. 12 грам нафти роблять непридатною для вживання тонну води.

Розділ IX. Оцінка можливостей підземного захоронення стічних вод у межах структури пинянського газового родовища

Одним з найбільш екологічних та економічно вигідних методів усунення супутніх вод нафтогазовидобувної галузі є захоронення їх у глибокі водоносні горизонти. Останнім часом широкого розвитку набуло скидання супутніх вод у законтурні частини нафтових родовищ для підтримання пластового тиску. При цьому економиться велика кількість прісної води необхідної для систем заводнення. При неможливості застосування супутніх вод вказаним методом, тоді їх закачування здійснюється у поглинаючі горизонти земної кори. Ці горизонти переважно добре виділяються при бурінні свердловин частковим чи повним поглинанням промивної рідини.

Інтенсифікація методів розробки родовищ призводить до збільшення кількості пластової води, яка добувається попутно з нафтою і газом. Отримані при цьому супутні (стічні) води забруднені нафтопродуктами, фенолами, мінеральними солями, завислими речовинами і іншими компонентами. Кількість супутніх вод на великих родовищах сягає 30-50 тис. м³/добу. Тому, використання їх у системах заводнення нафтових родовищ, а при неможливості такого застосування, скид у поглинаючі горизонти має велике значення для охорони довкілля.

У СРСР 80% нафти добувалося на родовищах, які розроблялися із застосуванням методу підтримання пластового тиску шляхом заводнення покладів. У США в останні роки із введенням нових правил скиду стічних вод метод підземного захоронення вважається найефективнішим способом охорони довкілля. Тут нагнітання висококонцентрованих солянок у глибокі горизонти складає близько 4 млн. м³/рік [33].

Сучасне насосне обладнання дозволяє досягати тиску на усті свердловини до 200-500 атм., а на момент гідророзриву пласта - до 500-600 атм. і більше. Водопоглинання свердловин у середньому становить не більше 500-600 м³/добу, в окремих випадках 2000-3000, а інколи і 5000-10000 м³/добу. Так, на Шпаковському родовищі Башкирії св.122 і 359 скинуто більше 11 млн. м³ стічних вод при середньодобовому розході 5000-10000 м³/добу. У палеокарстові пустоти намюрського ярусу скидались нафтові води (при рН 4-6, щільності 1,12-1,15, температурі 40-46 ^оС), забруднені нафтопродуктами, завислими речовинами і які характеризувалися підвищеною корозійною активністю [34].

Основні передумови використання методу підземного закачування стічних і зокрема супутніх нафтових вод наступні:

1) на глибині повинні бути достатньо пористі і проникні породи з оптимальним дебітом поглинання;

2) резервуари, які вибрані для закачування, повинні бути надійно ізольовані від експлуатаційних або придатних для експлуатації водоносних горизонтів;

3) водовмісні породи не повинні швидко кольматуватися під час експлуатації свердловин;

4) закачувані води повинні бути геохімічно сумісними з водовмісними породами і водами, які у них поширені [35].

Пластові води і твердий скелет порід-колекторів, у порах яких вони знаходяться, мають здатність до стискання при підвищенні тиску, що визначає їхній пружний запас. Властиво на цій здатності і побудований принцип захоронення екологічно шкідливих рідких відходів, зокрема і супутніх нафтових вод. Оцінка придатності певного регіону для захоронення рідких відходів в першу чергу проводиться на основі визначення пружних запасів пластових гідрогеологічно закритих систем.

Як згадувалося у розділі 3, Пинянське родовище знаходиться в завершальній стадії розробки. Падіння видобутку газу відбувається в основному через обводненість свердловин з водоносних проверстків. Більша частина експлуатованих об'єктів вичерпали свій потенціал і в перспективі можуть служити для закачування у них супутніх вод із нафтових та газових родовищ Передкарпаття, а також і стічних вод промислових підприємств.

Метою даного розділу є дослідити можливості захоронення стічних вод у межах Пинянського газового родовища, встановити найперспективніші резервуари для захоронення, оцінити їх потенційні об'єми до водопоглинання.

Виходячи з геологічних та гідрогеологічних особливостей родовища та базуючись на основних передумовах використання методу підземного закачування, найсприятливішими горизонтами є НД-7 та НД-8. Ці горизонти сформовані високопористими (8-21 %) та високопроникними (0,1-435,0 мкм²) пісковиковими породами-колекторами (табл. 9.1), що вміщують солені води (мінералізація сягає 26,9 г/л). Іонно-сольові характеристики цих вод (див. додаток А) вказують на гідродинамічно закриту обстановку, сприятливу для закачування у ці горизонти забруднених стічних вод.

Оцінка придатності певного регіону для захоронення рідких відходів в першу чергу проводиться на основі визначення пружних запасів пластових гідрогеологічно закритих систем.

Оцінка пружних ємностей пласта здійснюється згідно формули, запропонованої Н. І. Плотніковим:

ДV = вS_плHДp,

де коефіцієнт пружної ємності пласта в = nв_в+в_п; в_в - коефіцієнт пружності пластової води, см²/кгс; в_п - коефіцієнт об'ємної пружності водовмісних порід, см²/кгс; Дp - перевищення пластового тиску (репресія), кгс/см²; S_пл - площа пласта, м²; H - потужність, м; n - пористість, %.

Коефіцієнт стисливості пластової води в_в обчислюється із врахуванням її газонасиченості, мінералізації, щільності, а також тиску та температури. Коефіцієнти пружної ємності порід в_п визначають лабораторними методами.

Виходячи з розрахункових та експериментальних даних [36] коефіцієнт пружності води для неогенових горизонтів Зовнішньої зони Передкарпаття

Таблиця 9.1 Фізичні параметри порід Пинянського газового родовища

Становить 4,6 • 10^-5 см²/кгс, коефіцієнт пружності пісковиків - 1,956 • 10^-5 см²/кгс.

Площа структури Пинянського родовища становить близько 80,6 км².

Потужність пісковикових горизонтів серед загальної товщини горизонту НД-7 (133 м) не перевищує 30 м (див. табл. 9.1). Пластовий тиск у цьому горизонті на глибині 1790 м становить 182,7 атм (див. додаток В). Середня пористість водовмісних порід-колекторів становить 20 %. Звідси ДV для НД-7 при репресії 10 атм становитиме 22 • 10⁶ м³.

Потужність горизонтів пісковиків у межах горизонту НД-8 сягає 26 м (див. табл. 9.1). Пластовий тиск на глибині 2135 м становить 244,7 атм (див. додаток В). Пористість пісковикових відкладів становить 12 %. ДV для НД-8 при репресії 10 атм становить 11,9 • 10⁶ м³.

Як бачимо з розрахунків, пружні запаси глибоких горизонтів Пинянського родовища доволі значні, а їх ємнісний потенціал достатній для закачування промислових стоків підприємств регіону протягом десятків років. Геологічні характеристики Пинянської структури (перекриття потужним насувом моласових утворень) сприятимуть повній гідродинамічній ізоляції водоносних горизонтів, а контрольоване закачування та моніторинг стану підземної гідросфери дозволять позбутися великої низки екологічних проблем, пов'язаних з накопичення стічних вод.

Розділ X. Безпека життєдіяльності

Об'єктом вивчення безпеки життєдіяльності є комплекс явищ і процесів в системі “людина - навколишнє середовище”, що негативно впливають на людину та навколишнє середовище.

Навколишнє середовище поділяється на 2 комплекси:

1. Природні тіла, умови, ресурси. .

2. Предмети соціальної діяльності людини.

Предмет вивчення безпеки життєдіяльності - об'єктивні закономірності виникнення небезпечних та шкідливих факторів у системі, виявлення джерел їх виникнення, їх ідентифікація і таксономія; розробка стратегії, принципів і методів захисту навколишнього середовища і людини від впливу небезпечних та шкідливих факторів.

Безпека життєдіяльності в умовах виробництва використовує для вивчення наступну схему: ' людина - машина (засоби виробництва) -виробниче середовище'.

Мета і зміст безпеки життєдіяльності полягає у забезпеченні оптимальних умов діяльності людини на всіх стадіях її життєвого циклу і оптимально-допустимих рівнів впливу негативних факторів на людину і навколишнє середовище. ЇЇ основне завдання зводиться до вивчення компонентів системи “Людина - навколишнє середовище” і “Людина - засоби виробництва” та пристосування людини до цих компонентів. Особливість основних (польові, камеральні, геофізичні, бурові та ін.) і допоміжних (енерго-, водопостачання, ремонтні, транспортні та ін.) робіт в геології - це широке застосування джерел іонізуючих випромінювань, вибухових речовин, електроенегії, хімічних речовин, різноманітного виду транспорту та обладнання, приладів і т.д [37].

Проведення еколого-гідрогеологічних досліджень та оформлення дипломної роботи здійснено у таких основних етапах:

1. Підбір та опрацювання ретроспективного матеріалу з геології, гідрогеології та газоносності Більче-Волицького нафтогазоносного району Передкарпатської нафтогазоносної області.

2. Фізико-хімічні аналітичні дослідження підземних пластових вод та супутніх вод Пинянського газового родовища.

3. Оформлення проекту та графічних додатків на персональному комп'ютері.

Підбір та опрацювання ретроспективного матеріалу

Відповідна робота здійснювалася у науковій бібліотеці Львівського національного університету ім. І. Франка, Львівській науковій бібліотеці ім. В. Стефаника НАН України, фондосховищах ДП “Західукргеолгія” та у комп'ютерно-інформаційній мережі (Internet).

Вимоги щодо приміщень бібліотек та фондосховищ: достатня освітленість, наявність сприятливого мікроклімату для збереження друкованої літератури, оптимальна вентиляція та опалення. Відповідні приміщення повинні характеризуватись якісного звукоізоляцією та у повній мірі укомплектованими письмовими столами та стільцями. Їх висота повинна бути не нижчою 2,5 м. Рекомендована площа на одного інженерно-технічного працівника - від 6 до 10 м². Обов'язковою вимогою щодо використання бібліотечних фондів є наявність у їх приміщеннях засобів пожежогасіння.

Організація робочого місця

Для того, щоб робоче місце було зручним, воно має відповідати антропометричним даним працюючого. Середні антропометричні дані обчислюють за великою кількістю вимірювань основних антропометричних показників різних груп населення.

Для сприятливого функціонування органа зору має значення кут сприйняття зорового сигналу. Найкраще сприйняття зорового сигналу спостерігається в межах кута від нормальної лінії погляду ±15^о. Об'єкт спостереження в цих умовах сприймається центральним зором. У цій зоні мають розташовуватися найбільш важливі засоби інформації, які найчастіше використовуються. Відносно сприятливе сприйняття зорової інформації зберігається в межах кута ±30⁰.

При організації робочого місця для виконання роботи сидячи важливе значення має конструкція сидіння. Робочі стільці залежно від їх призначення можуть мати різну форму сидіння, спинки, підлокітники. Проте загальною вимогою для них є висота, яка регулюється (від 380 до 420 мм). Ширина сидіння коливається від 400 до 420 мм, форма сидіння залежить від характеру роботи. Для роботи з клавішними пристроями робоче сидіння має бути з невеликим нахилом вперед [38].

Для виконання відповідної роботи (сприйняття друкованої інформації) людиною застосовується зоровий аналізатор. Він склалається з трьох відділів: рецепторного (периферичного), провідникового і центрального, що виконує аналітичну функцію.

Для виникнення зорового сприйняття предмета у зоровому аналізаторі реалізуються три його основні функції: світловідчуття, контрастна чутливість і гострота зору. Ці функції дають можливість сприймати форму, розмір і яскравість предмета, який розглядається.

Зоровий аналізатор здатний регулювати світлову чутливість залежно від рівня освітленості. Цю здатність ока називають зоровою адаптацією. Якщо переходи від низької яскравості до вищої і навпаки відбуваються часто і не вкладаються у тривалість термінів адаптації, настає переадаптація, яка характеризується різким порушенням функціонального стану зорового аналізатора (різь в очах, сльозоточивість, втрата здатності зорового сприйняття).

Зорова адаптація має велике значення при вирішення оптимальних умов виробничого освітлення . Однією з з обов'язкових гігієнічних вимог до виробничого освітлення єрівномірність освітлення робочого місця.

Підчас виконання зорової роботи за несприятливих умов освітлення зорова працездатність спадає. Показники, що характеризують зорову втому, є насамперед показниками функціонального стану зорового аналізатора (збільшення порогів світлової, кольорової і контрастної чутливості, зниження гостроти зору і критичної частоти миготіння, продовження часу сприйняття і переробки зорової інформації, підвищення зорової хронаксії і ін.). Зорова втома зумовлює швидкий розвиток загальної втоми в організмі працівника і звичайно значною мірою відбивається на якісних і кількісних виробничих показниках.

Фізико-хімічні аналітичні дослідження

Фізико-хімічні аналізи підземних пластових та супутніх вод Пинянського газового родовища виконувалися в лабораторіях ГПУ 'Львівгазвидобування' НАК 'Нафтогаз України і ДП “Західукргеологія”.

Лабораторії обладнані витяжною вентиляцією з витяжкою газів, парів і пороху безпосередньо від місць їх виділення за допомогою витяжної шафи. Освітлення природне і штучне. Для штучного освітлення використовуються лампи денного світла.

Лабораторії обладнані хімічними столами з підведеними санітарно-технічними і електрохімічними комунікаціями (газ, вода, змінний струм, захисне заземлення). Всі хімічні речовини, що знаходяться в лабораторіях, зберігаються в спеціальних шафах у герметичних посудинах з притертими чи гумовими корками.

У лабораторіях є аптечка з набором медикаментів для надання першої допомоги, на випадок пожежі є вогнегасники марки ОХП-5 і ОУ-5, відра і лопати.

Підлога у лабораторіях є дерев'яною (паркет) і неслизькою.

Можливі небезпеки при виконанні аналітичної роботи

При виконанні дипломної роботи можуть мати місце такі небезпечні явища:

- хімічні і термічні опіки (хімічні опіки виникають при попаданні на шкіру кислот, лугів, пероксиду водню; термічні - при дотиканні голими руками до сильно нагрітих предметів лабораторного обладнання);

- можливість опіків в результаті пожежі (пожежа може виникнути за наступних умов: а) при загорянні хімічних сполук; б) при запалюванні електропроводки і електрообладнання при аварії);

- порізи (виникають при необережній роботі зі скляним посудом: під час миття посуду, при нагрівання розчинів в нетермостійкому посуді);

- ураження електричним струмом (виникає при неправильній експлуатації електроприладів);

- отруєння (виникає у випадку порушення правил роботи з концентрованими розчинами кислот і лугів, невикористання вентиляції);

- вибухи (можливі при роботі з концентрованими розчинами пероксиду водню: при неправильному зберіганні, виготовленні та переливанні цих розчинів) [39].

Санітарно-гігієнічні вимоги при роботі

- Лабораторія повинна забезпечуватись вентиляцією, водопроводом і каналізацією. Вентиляція повинна бути витяжною і загальнообмінною.

- Приготування розчинів і миття посуду, злив реактивів повинні проходити у витяжній шафі. Витяжна вентиляція у шафі забезпечує швидкість повітря 0,7 м/с при відкритій засувці на 40 см.

- Всі електроприлади і електрощитки повинні бути заземлені.

- У лабораторії має бути аптечка з набором медикаментів, необхідних для надання першої медичної допомоги.

-Освітленість в лабораторії повинна становити 1,5% природнього світла і 200 люкс штучного.

Заходи безпеки при роботі з обладнанням

При роботі з електроприладами можливі ураження електричним струмом, виникнення пожеж і вибухів. Тому при використанні електроприладів у хімічній лабораторії забороняється:

- в процесі виконання роботи відкривати електричні щити, ремонтувати їх;

- використовувати для підключення приладів провідники з пошкодженою ізоляцією;

- залишати увімкнені прилади без догляду;

- працювати з приладами без заземлення.

При виявленні дефектів проводки прилад потрібно негайно відключити від мережі і вжити заходів щодо усунення несправності. У випадку запалювання електропроводки, прилад потрібно негайно вимкнути і приступити до гасіння пожежі. У разі розриву в подачі струму всі прилади вимикають.

Використання скляного посуду

При невмілому використанні скляного посуду можливі випадки травматизму. Нагріті скляні колби не можна закривати притертим корком доти, поки вони не охолонуть. У випадку “заїдання” скляних корків потрібно прогрівати їх гарячою водою. Для роботи з гарячими рідинами необхідно використовувати термостійкий посуд.

Оформлення проекту та графічних додатків на персональному комп'ютері

Характеристика обладнання

Персональні електронно-обчислювальні машини (ПЕОМ) складаються з системного блоку, систем уведення інформації (клавіатура, сканер та ін.) і її виведення (монітор, принтер та ін.). Найбільшу кількість інформації оператор отримує з монітора. Саме із зображенням на моніторі здебільша пов'язані рішення, які приймає оператор.

В процесі комп'ютерної обробки матеріалів використовувались наступні програми: Microsoft Exel, Word, Corel Draw. Cтатистична обробка матеріалів включала побудову графіків, карт, схем. Використовувався персональний комп'ютер на базі процесора Athlon 2200, монітор фірми LG (17 дюймів) на основі електронно-променевої трубки (ЕПТ), особливість якої полягає у перетворенні енергії електронів, які випромінює катод, на світлову енергію за допомогою шару люмінесцентного матеріалу, нанесеного на внутрішню поверхню колби ЕПТ. Окрім того для написання дипломної роботи використовували сканер, цифрову камеру, принтер.

Основними несприятливими чинниками [40], що впливають на тих, хто працює з ПК, є електромагнітні поля, що їх генерують монітори на основі ЕПТ.

Джерелами шуму на робочих місцях операторів ПК є друкуючі пристрої (матричні та струменеві принтери), сканери, дисководи. Рівні шуму на робочих місцях операторів можуть досягати 56-76 дБ, а при роботі друкуючого устаткування - 82 дБ.

Організація робочого місця та санітарно-гігієнічні вимоги до умов праці

В Україні розроблені й діють Державні санітарні правила і норми роботи з візуальними дисплейними терміналами електронно-обчислювальних машин від 10 грудня 1998 р. № 7 (ДСанПіН 3.3.2007-98). У цих правилах, зокрема, регламентується, що приміщення, де люди працюють з ПЕОМ, повинно розміщуватися в північній або північно-східній частині будівлі. Площа одного робочого місця повинна становити щонайменше 6 м², об'єм - щонайменше 20 м³ , відстань між робочими столами - щонайменше 2,5 м у ряду і 1,2 м між рядами. Стіни приміщень потрібно фарбувати у пастельні тони з коефіцієнтом відбиття 0,5-0,6.

Для того щоб особи, які працюють з ПЕОМ, меншою мірою втомлювались і зберігали високий рівень працездатності, потрібно раціонально організовувати їхні робочі місця. Зокрема, робоче місце має відповідати основним антропометричним даним людини. Крісло або стілець на робочому місці повинні мати висоту сидіння 40-50 см від рівня підлоги, а також відповідний кут нахилу спинки. Стегна працюючих при правильно організованому робочому місці мають розміщуватися паралельно підлозі, а стопи ніг - на підлозі або підставці.

Передній ряд клавіш ЕОМ має бути розташований так, щоб можна було без зусиль натискати клавіші трохи зігнутими пальцями при вільно опущених плечах і горизонтальному положенні рук. При цьому кут між плечем і передпліччям повинен становити 90°.

Монітори потрібно розміщувати на висоті рівня очей (висота від підлоги до нижнього краю екрана має становити 95-100 см) на відстані 60-70 см від оператора (відстань від краю столу - 50-70 см). Найдоцільніше розміщувати екран перпендикулярно до лінії погляду користувача. Кут нахилу екрана по вертикалі має становити 0-30°. З цією метою сучасні монітори комплектують підставкою з поворотним кронштейном, що дає змогу регулювати кут нахилу монітора і горизонтально обертати його навколо вертикальної осі. Висоту екрана від поверхні підлоги регулюють змінюючи висоту робочої поверхні столу. Іноді монітори встановлюють на спеціальні підставки, що уможливлює його переміщення у просторі у вертикальному та горизонтальному напрямах.

При написанні дипломної роботи і обробці матеріалів усіх наведених вище вимог було чітко дотримано.

Вплив зовнішніх факторів на комп'ютерну систему

Вплив температури. Значна частина потужності, що використовується машиною, перетворюється на тепло. Якщо це тепло не відводити, тобто не охолоджувати машину, то температура всередині неї буде зростати, створюючи значну небезпеку для елементів схем із-за перегріву. Також можуть бути пошкоджені вузли пам'яті ПК, може проходити окислення металів, корозія тощо.

Вплив вологості повітря. Нормальним вважається значення відносної вологості 60-70%. При 40% повітря вважається сухим, а при 80% - вологим. Знижена вологість повітря призводить до поступового пересихання і зневоднення багатьох матеріалів, в результаті чого вони кородуються і втрачають свою міцність.

Вплив пилу. Створює найбільший вплив на носії інформації, також прискорює знос механічних пристроїв системи вводу і виводу інформації. Крім цього, осаджуючись на контакті з'єднаннь апаратури, пил знижує і навіть повністю перериває провідність струму.

Вплив біогенних факторів виникає при наявності тепла, підвищеної вологості і застою повітря, що створюють сприятливі умови для розвитку грибкових утворень (пліснявих), комах і гризунів.

Аналіз впливу виробничих умов на довкілля

У тих кількостях, які використовуються в лабораторіях, речовини і процеси не мають помітного впливу на параметри навколишнього середовища. Комп'ютер негативно впливає на організм людини дією електромагнітного та електростатичного полів і рентгенівської редіації. Дія на нервову та серцево -- судинну системи призводить до зниження частоти серцевих скорочень, порушення складу крові, зміни тиску, пульсу тощо. Спостерігається значна втома зорового аналізатора, знижується енерговіддача. Тому рекомендується працювати з комп'ютером не більше 3-4-х годин на добу. При виконані дипломної роботи важливе місце надавалося ознайомленню з правилами техніки безпеки у лабораторіях. Дотримання інструкцій є запорукою безпечної праці.

Висновки

Водоносні горизонти Пинянського газового родовища сформовані водами гідрокарбонатнонатрієвого, сульфатнонатрієвого, хлориднокальцієвого та хлоридномагнієвого типів. Поклади газу пов'язані з горизонтами вод останніх двох типів, геохімічні характеристики яких сприяють збереженню газу у пастках. Мінералізація пластових вод коливається в межах 2,6-26,9 г/л без чіткої кореляції з глибиною. Відсутність витриманої гідрогеохімічної зональності обумовлене своєрідними умовами формування пластових вод, а також їх розбавлення давніми та сучасними інфільтрогенними водами.

Потужним водотривом, який забезпечує гідродинамічну ізольованість Пинянської структури, є глинисті утворення Стебницького покриву.

Аналітичні дослідження еколого-геохімічних характеристик супутніх вод Пинянського газового родовища проведені у 1982, 1988, 1995, 1997 роках не встановили змін їхнього іонно-сольового складу. Води майже виключно гідрокарбонатнонатрієвого типу з мінералізацією від 2,74 до 29,84 г/л. За складом вони переважно хлоридно-гідрокарбонатні натрієво-кальцієві. Реакція середовища має лужний характер, pH коливається в межах 8,1-9,0. Разом з тим супутні води родовища забруднені фенолами (леткими та нелеткими), сумарний вміст яких інколи перевищує 8 мг/л, нафтеновими кислотами (27-30 мг/л), гуміновими (1,57-3,25) та жирними (11,8-137,0) кислотами. Сумарний вміст органіки при перерахунку на вуглець сягає 236,4 мг/л.

Найбільш екологічно сприятливим економічно вигідним методом утилізації супутніх вод родовища є їх закачування у глибокі горизонти, які вичерпали свій експлуатаційний потенціал. Виходячи з експлуатаційних, геологічних та гідрогеологічних характеристик таким параметрам відповідають пісковикові горизонти у відкладах НД-7 та НД-8 нижнього сармату.

Пружний потенціал пористих порід-колекторів для горизонту НД-7 при репресії 10 атм становитиме 22 • 10⁶ м³, для горизонту НД-8 - 11,9 • 10⁶ м³.

Такий ємнісного потенціал достатній для закачування промислових стоків підприємств регіону протягом десятків років. Геологічні характеристики Пинянської структури (перекриття потужним насувом моласових утворень) сприятимуть повній гідродинамічній ізоляції водоносних горизонтів, а контрольоване закачування та моніторинг стану підземної гідросфери дозволять позбутися великої низки екологічних проблем, пов'язаних з накопичення стічних вод.

Список використаних джерел

1. Навчально-методичний посібник. Географія (Львівська область). - Львів: Пролог, 1998. - С. 68.

2. Природа Львівської області. Львів: ЛДУ, 1969. - 208с.

3. Глушко В. В. Тектоника и нефтегазоносность Карпат и прилегающих прогибов. - М.: Недра, 1968. - 264 с.

4. Разломная тектоника Предкарпатского и Закарпатского прогибов и ее влияние на распределение залежей нефти и газа / Доленко Г. Н., Бойчевская Л. Т., Килын И. В., Улизло Б. М., Щерба А. С., Щерба В. М., Ярош Б. И. - К.: Наукова думка, 1976. - 125с.

5. Ладыженский Н. Р. Геология и газонефтеносность Советского Предкарпатья. - К.: АН УССР, 1955. - 382 с.

6. Карпатська нафтогазоносна провінція / Колодій В. В., Бойко Г. Ю., Бойчевська Л. Т., Братусь М. Д., Величко Н. З., Гарасимчук В. Ю. і ін. // Львів-Київ: ТОВ “Український видавничий центр”, 2004. -390 с.

7. Глушко В. В., Круглов С. С. Геологическое строение и горючие ископаемые Украинских Карпат. - М.: Недра, 1971. - С. 3-90.

8. Вялов О. С. Общее структурное подразделение западных областей УССР. - К.: Изд-во АН УССР, 1953. - 282 с.

9. Глубинное строение, развитие и нефтегазоносность Украинских Карпат / Доленко Г. Н., Бойчевская Л. Т., Данилович Л. Г., Килын И. В., Медведев А. П., Чалый Б. Н, Щерба А. С., Щерба В. М., Ярош Б. И. - К.: Наукова думка, 1980. - 146 с.

10. Атлас родовищ нафти і газу: В 6 т. / УНГА. - Львів, 1999. - Т.4.-328 с.

11. Охрана окружающей среды / А.М. Владимиров, Ю.И. Ляхин, Л. Т. Матвеев, В.Г. Орлов - Л.: Гидрометеоиздат, 1991. - 423 с.

12. Техногенное загрязнение природных вод углеводородами и его экологические последствия / В.М. Гольдберг, В.П. Зверев, А.И. Арбузов и др.- М.: Наука, 2002. - 123 с.

13. Середин В.В. Санация территорий загрязненных нефтью и нефтепродуктами // Геоэкология. - 2000. - № 6. - С. 5-25.

14. Крайнов С.Р., Швец В.М. Геохимия подземных вод хозяйственно-питьевого назначения. - М.: Недра, 1987. - 237 с.

15. Edwards N.T. Policyclic aromatic hydrocarbons (PAH's) in the terrestrial environment areview // J. of Environmental anality, 1983. - Vol.12. - № 4. - P. 427-441.

16. Спринський М.І., Балучинська М.В., Пелипець М.В. Гідрохімічна та літохімічна характеристика басейну Дністра та Дністровського водосховища // Дослідження Дністра: 10 років громадської екологічної експедиції “Дністер”. / Ред. М.І. Жарких. - Київ: Політична думка, 1998. - С. 169-211.

17. Оцінка якості вод Львова / В.О. Василечко, Л.О. Лебединець, Г.В. Грищук та ін. // Тези доповідей міжн. конф. ”Чистота довкілля у нашому місті” Львів, 21-24 вересня 1999. - Львів, 1999 - С. 14-16.

18. Бачурин Б.А. Идентификация нефтяной составляющей органического загрязнения гидросферы // Водные ресурсы, геологическая среда и полезные ископаемые Южного Урала. - Оренбург: ОГУ, 2000. - С. 143-153.

19. Зикова О.І. Гідробіологічні дослідження комплексної екологічної експедиції 'Дністер' // Дослідження Дністра: 10 років громадської екологічної експедиції “Дністер”. / Ред. М.І. Жарких. - Київ: Політична думка, 1998. - С. 57-66.

20. Chmarzynski, A., Gajek, K. Buszewski, B. Biological treatment of gas-works sewage.// Polish J. Environ. Studies, 8. - 1999. - № 1 - P. 25-29.

21. Безпамятнов Г.П., Кротов Ю.А. Предельно допустимые концентрации химических веществ в окружающей среде. - Л.: Гидрометеоиздат, 1985. - Т.2. - 528 с.

22. Экосистема нижнего Днестра в условиях усиленного антропогенного воздействия // Г.Г. Горбатенький, А.М. Зеленин, Ф.П. Чорик и др. - Кишинёв: Штиица, 1991. - 285 с.

23. Колодий В.В., Штогрин О.Д. Органические вещества в подземных водах Крымско-Причерноморской нефтегазоносней области и их поисковое значение. - Киев: Наук. думка, 1982. - 267 с.

24. Бачурин Б.А. Идентификация нефтяной составляющей органического загрязнения гидросферы // Водные ресурсы, геологическая среда и полезные ископаемые Южного Урала. - Оренбург: ОГУ, 2000. - С. 143-153.

25. Коренман Я.И., Груздев И.В., Кондратенок Б.М. Индентификация и определение хлорфенолов в питьевой воде кинетическим газохроматографическим методом // Журнал аналитической химии. - 2001. - Т.56. - №6. - С.574-578.

26. Федоров Л.А., Мясоедов Б.Ф. Диоксины: химико-аналитические аспекты проблемы // Успехи химии. - 1990. - Т. 59. - № 11. - С. 1818.

27. Запрометов М. Н. Фенольные растения растений и их биогенез // Итоги науки и техники. Серия биологическая химия. ВИНИТИ, 1988, 27, с. 4-186.

28. Минаева В.Г. Флавоноиды в онтогенезе растений и их практическое использование. Новосибирск. Наука. Сибирское отделение, 1978. 254 с.

29. Кабиев О.Н., Балмуханов С.Б. Природные фенолы - перспективный класс противоопухолевых и радиопотенцирующих соединений. М.: Медицина, 1975.190 с.

30. Гончаров И. В. Геохимия нефтей Западной Сибири. М.:Недра. 1987.с.85-90

31. Елин Е.С., Игнатова В.А. Межмолекулярные взаимодействия соединений, содержащих фосфорильную группу, с фенолами //Журнал общей химии, 1997, 67, в.7, с. 1163-1165

32. Торошечников М.С., Родионов А.И., Кельцев Н.В.и др. Техника защиты окружающей среды: Учеб. Пособие для вузов. - М.: Химия, 1981. - 368с.

33. Гольдберг В. М., Соколова Е. Е., Леви В. П. Прогнозная оценка возможности подземного захоронения промстоков на конкретных объектах // Гидрогеологические вопросы подземного захоронения промстоков, 1969. -вып. 14. - С. 191-200.

34. Озолин Б.В., Лерман Б. И., Чертков Н. П. Поглощающие горизонты разреза Шпаковской площади и характеристика объекта, рекомендуемого для сброса промышленных стоков. - Труды УФНИИ, 1966. -вып. XV. - С. 312-327.

35. Moyen D., Rognon P. Rejet dans les couches geologiques profondes d'eaux residuaries industriels. - Techn. et. sci. munic et. Rev. eau, 1970. -N 5. - P. 215-219.

36. Геологические условия захоронения промышленных стоков в недрах Предкарпатского прогиба и Волыно-Подолья. Ищенко А. Н., Марковский В. М., Щерба В. М. и др. - Киев: Наук. Думка, 1978. - 81 с.

37. Грянік Г. М., Лахман С. Д., Бутко Д. А. Охорона праці. - К.: Урожай, 1994. -272 с.

38. Миценко І. М. Забезпечення життєдіяльності людини в навколишньому середовищі. - Кіровоград:, 1998. -292 с.

39. Безопасность жизнедеятельности: Учеб. Пособие / Под ред. О. Н. Русака. -СПб: ЛТА, 1996. -231 с.

40. Безопасность жизнедеятельности / Под общ. ред. проф. С. В. Белова. - М: Высш. шк., 1999. -448 с.