Охрана почвы и недр от загрязнений

              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

              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