Автор: Пользователь скрыл имя, 21 Апреля 2012 в 14:47, реферат
Извлечение из недр огромных количеств углеводородов, откачка подземных вод, сооружение подземных хранилищ и коммуникаций, закачка в недра промышленных отходов, большое количество искусственных отложений на поверхности земли — всё это вызывает необратимые процессы в недрах и на поверхности территорий.
Одним из источников загрязнения недр являются предприятия НГК. Газо- и нефтепромысловое бурение скважин, изменение естественного газо-, гидро- и термодинамического режимов месторождений в процессе их эксплуатации, а также их преждевременное истощение могут быть причиной нарушения инженерно-геологического баланса.
Накопление отходов осуществляется на специально отведенных для этого площадках или в бункерах без какой-либо сортировки или классификации.
В шламонакопителях происходят естественные процессы — накопление атмосферных осадков, развитие микроорганизмов, протекание окислительных и других процессов, т.е. идет самовосстановление, однако в связи с наличием большого количества солей и нефтепродуктов при общем недостатке кислорода процесс самовосстановления протекает десятки лет.
Состав нефтяного шлама, хранящегося в шламонакопителях в течение нескольких лет, отличается от состава свежего. Шлам, образующийся в резервуарах для хранения нефти, по составу и свойствам также отличается от нефтяного шлама очистных сооружений. В табл. 3.3 приведен состав нефтяных шламов, образовавшихся на различных стадиях очистки сточных вод.
Таблица 3.3 Состав нефтяного шлама на различных стадиях очистки сточных вод
Источники образования нефтешламов | Нефтепродукты | Механические примеси | Вода |
Нефтеловушки | 20-25 | 7-10 | 65-70 |
Флотаторы (пена) | 5-8 | 3-4 | 88-90 |
Пруды дополнительного отстоя | 15-20 | 5-8 | 72-80 |
Нефтеотделители | 10-12 | 4-7 | 81-86 |
Градирни | 8-12 | 3-5 | 83-90 |
Разделочные резервуары | 45-65 | 3-5 | 30-52 |
В среднем | 20-25 | 5-7 | 65-75 |
При хранении нефтяного шлама в шламонакопителях и пополнении их новыми порциями шлама происходит его естественное перемешивание и отстой. Причем при поступлении очередного количества шлама в результате перемешивания нарушается условное равновесие системы, которое постепенно восстанавливается, но степень обводнения осадка возрастает и вследствие этого увеличивается его объем. В то же время в результате продолжительного хранения и протекающих при этом физико-химических процессов, характерных для коллоидных систем, происходит концентрирование осадка.
Нефтешламы в амбарах и ловушечные нефти в резервуарах независимо от источников формирования с течением времени отстаиваются и разделяются на три слоя:
верхний слой — малообводненная нефть с относительно невысоким массовым содержанием механических примесей — от 0,5% (для ловушечных нефтей) до 1,5 (для амбарных);
средний слой — мелкодисперсная эмульсия сложного типа («прямая» и «обратная») с массовым содержанием воды до 70—80% и механических примесей 1,5—15,0%. Средний слой обычно бывает небольшим по объему. Вода и механические примеси в нем могут возрастать монотонно сверху вниз, могут размещаться хаотически по объему, а могут распределяться практически однородно;
нижний, придонный слой — состоит на 70% из твердой фазы, пропитанной нефтепродуктами (до 5—10%) и водой (до 25%), содержание нефтепродуктов относительно постоянно, количество механических примесей растет с глубиной.
При этом жидкая фаза представляет собой стойкую водонефтяную эмульсию.
Шламы бурения. Разнообразие загрязнителей зависит от состава реагентов, использующихся в процессе бурения скважин. В отличие от шламов нефтехимических заводов состав буровых шламов можно предсказать, зная реагенты, с помощью которых велась проводка скважин — буровые растворы, промывочные жидкости. В основном эти жидкости имеют углеводородную основу, а добавляемые в них компоненты — большую подвижность при попадании в воду и почву (сульфит-спиртовая барда, поверхностно-активные вещества — ПАВ, дизельное топливо и др.). Кроме того, при прохождении продуктивного горизонта в процессе бурения шлам содержит пропитывающую нефть.
Твердые отходы, образующиеся при бурении и добыче, включают в себя твердую фазу буровых растворов, буровой шлам, а также грунт, загрязненный случайными разливами нефти.
Отработанный буровой раствор, или буровой шлам, может содержать органические компоненты и соли, которые токсичны для растений и рыб. Неуправляемый выпуск буровых растворов или шлама на территории, окружающей буровую площадку, может отрицательно сказаться на растительности и поверхностных водах.
Загрязняющие свойства буровых растворов весьма существенны. Отработанные буровые растворы (ОБР) характеризуются следующим фазовым составом (в процентах от объема раствора): вода 75—90, твердая фаза 11—25, нефть и нефтепродукты 7—14. ХПК такого раствора колеблется в пределах 1000—8000 мг/л, минерализация его водной фазы 1,5—3 г/л, рН 7,8—8,2. Вода, находящаяся в промысловых амбарах, представляет собой добываемую совместно с нефтью пластовую воду, разбавленную атмосферными осадками. В результате разбавления ее минерализация несколько снижается и содержание хлоридов колеблется от 7 до 10 г/л, а общая минерализация от 1 до 16 г/ л.
Ловушечные нефти. Накопление ловушечных нефтей происходит в закрытых резервуарах-накопителях, где нет непосредственного контакта с воздухом, отсутствует влияние атмосферных осадков, сроки хранения ограничиваются месяцами и лишь в исключительных случаях несколькими годами, т.е. они не подвержены столь длительному и жесткому «старению», как амбарные эмульсии. В связи с этим, обладая многими характерными общими признаками (повышенное содержание механических примесей органического и неорганического происхождения, парафинов с высокой температурой плавления, высокой вязкостью и плотностью), ловушечные эмульсии в основном менее устойчивы, чем амбарные, а значения показателей по перечисленным выше параметрам на порядок ниже. Ловушечные нефти при хранении в резервуарах отстаиваются.
На устойчивость водонефтяных эмульсий оказывает влияние наличие механических примесей, состав и количество находящихся в данной нефти естественных стабилизаторов, на которые в свою очередь оказывает влияние степень дисперсности и ее солевой состав.
Нефтешламовые амбары на промыслах в зависимости от конкретных условий имеют различную конструкцию — стальные резервуары, земляные амбары, облицованные бутовым камнем, железобетонными плитами или просто бетоном с целью гидроизоляции. Однако чаще всего их размещают в глинистых породах без какой-либо дополнительной облицовки.
Токсические характеристики шламов. Скапливание на производственных территориях жидких отходов может привести к интенсивному загрязнению почвы, воздуха и грунтовых вод. Из веществ, входящих в состав шламов, наибольшую опасность для почвогрунтов представляют минеральные соли, нефть и нефтепродукты.
Загрязнение воздуха происходит в результате испарения углеводородов, находящихся в шламах, почва загрязняется за счет слива из амбаров минерализованной воды с большой концентрацией хлоридов и сульфатов, что небезопасно для верхних пресноводных горизонтов.
Экологическая опасность шламов определяется их составом и физико-химическими свойствами.
Способ переработки зависит от качества шлама и состава содержащихся в нем нефтепродуктов и механических примесей. Для организации обезвреживания и утилизации отходов необходимо знать состав, количество и свойства отходов, а также факторы, влияющие на их изменение.
Раздельная переработка шламов в зависимости от условий образования и глубины залегания в шламонакопителях позволяет решить как экологические задачи, так и задачи рационального использования нефтепродуктов, содержащихся в нефтешламе.
Определение фазового состава. Определение индивидуальных компонентов, входящих в состав шлама, может быть выполнено только после специальной пробоподготовки — разделения шлама на фракции (твердая фаза, вода, нефтепродукты) или его растворения (органические растворители, кислотная обработка).
Существуют отраслевые методики определения фазового состава шламов отстаиванием и центрифугированием; количество воды определяется по стандартной методике.
Методика отстаивания заключается в седиментационном разделении шлама в цилиндре в течение длительного времени (до 7 сут) при нормальных условиях. Разделение шламов по фазам в естественных условиях происходит медленно, а для стабилизированных «старых» шламов оно практически не происходит.
Отстаивание и центрифугирование не дают четкого разделения фаз шламов и используются только как предподготовка к анализу.
Из-за невысокой четкости разделения шламов центрифугированием их фазовый состав можно определять на приборе ТФН-1 методом отгонки жидких фаз.
Данные о количестве водной части шламов, полученные методом ТФН-1, не всегда точны из-за того, что при отгоне воды часть легких нефтепродуктов может быть отогнана вместе с ней. Более точное значение можно получить по стандартной методике количественного определения содержания воды (ГОСТ 2477-65, проводимой на установке Дина — Старка. В качестве растворителя используют петролейный эфир с (кип = 90—120 °С.
Фазовый состав шламов необходимо знать при выборе сепарационных методов переработки. Химические и токсикологические свойства шламов, возможность их переработки с выделением нефтепродуктов зависят от группового состава углеводородной части.
Содержание нефтепродуктов в шламах НПЗ можно определять экстракцией их смесью бензола и дихлорметана в соотношении 1:1. После фильтрации экстракта растворитель удаляют из жидкой части дистилляцией. Сушку и удаление остатков растворителя из твердой части осуществляют под вакуумом в течение 30 мин.
Пробы первого и второго этапов объединяют, и после удаления растворителя дистилляцией получают углеводородную часть шлама для последующих анализов.
Водная фаза, выделенная из шлама, может быть проанализирована по общепринятым в СТП 17-099-88 методикам.
Определение степени опасности отходов. Нефтяные шламы исследуют для установления их класса опасности по основным загрязнителям и показателям токсичности. Для характеристики жидких и твердых отходов используют стандартные методики (СТП 17-099-88), базирующиеся на анализе водных вытяжек из шламов.
Широкий спектр производств НПЗ, многообразие сырья, реагентов и продуктов вызывает большое разнообразие загрязнителей в отходах. Невозможность установления всех индивидуальных компонентов отходов обуславливает использование общепринятых интегральных характеристик (показатель ХПК, сухой и прокаленный остаток водной вытяжки, фазовый состав шлама). При характеристике загрязненных почвогрунтов ароматическими, полициклическими и серосодержащими компонентами, а также солями тяжелых и поливалентных металлов используют значения предельно допустимых концентраций для индивидуальных компонентов.
Углубленное исследование химического состава, структуры и свойств компонентов углеводородной части нефтешлама позволяет оценить токсические свойства шлама в целом и его компонентов, предусмотреть все стадии переработки и выделения из него отдельных фракций, их утилизации.
В табл. 3.4 приведены данные о групповом составе углеводородной части шламов некоторых НПЗ, определенные методом тонкослойной хроматографии.
Таблица 3.4 Групповой состав углеводородной части нефтешламов НПЗ
Углеводородные группы | Содержание углеводородных групп в шламе некоторых НПЗ, % | |||
Московский | НОРСИ | Новоярославский | Киришский | |
Предельные | 45,54 | 40,95 | 44,53 | 41,58 |
Ароматические | 50,34 | 53,63 | 50,23 | 50,64 |
Суммарное содержание смол и асфальтенов | 4,12 | 5,42 | 5,24 | 7,78 |