WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 |

2) двухстадийная схема очистки сточной воды от нефти и нефтепродуктов: 1- фильтрация через сорбент из горелой породы со скоростью фильтрации – 1,3 см/с; 2-фильтрация через хлопкосодержащий сорбент, при скорости фильтрации - 1,5 см/с;

3) контактирование очищаемой воды сорбентами вести до тех пор, пока не будет достигнуто отношение m /m =5 для горелой породы и нефти сорбента m /m =10 для хлопкосодержащего сорбента, после чего рекомендуется нефти сорбента производить регенерацию сорбента гексаном;

4) регенерация сорбентов из горелой породы и отходов хлопкопрядильного производства путем промывания гексаном с последующей сушкой горячим воздухом при температуре 100 - 120°С в течение 30минут. При данном способе регенерации возможно 5-кратное использование сорбента из горелой породы и 10-кратное хлопкосодержащего сорбента.

3 Опытно-промышленные испытания утилизации шламонакопителя с использованием физико-химических и биологических методов 3.1 Разработка метода для вытеснения легких фракций нефтяных остатков из шламонакопителя ОАО «Новоил» Нефтешламы накапливаются в различного рода амбарах, накопителях, конструкции которых несовершенны, поэтому они являются постоянным источником загрязнения почв, грунтовых вод, атмосферного воздуха. При длительном хранении в накопителях они разделяются на три основных слоя:

углеводородный, загрязненный водный и донный.

К таким относится шламонакопитель ОАО «Новоил», который находится в районе автозаправочной станции вдоль западной дороги г.Уфы.

Основанием для реализации проекта очистки шламонакопителя ОАО «Новоил» послужило решение заседания технического совета ОАО «Башнефтехим» от 12.02.2001 г.

Разработка шламонакопителя с содержанием механических примесей больше 30 % масс. для дальнейшей комплексной переработки с использованием известных методов обезвреживания и утилизации требует значительных энергетических и материальных затрат.

В связи с этим заказчиком была поставлена задача отвода жидких нефтяных отходов, биологической обработки и рекультивации поверхности с последующим озеленением. Для выполнения задачи технология вымывания легких фракций нефтепродуктов с использованием ПАВ представлялась, как наиболее оптимальная и была заложена основной целью мероприятий в техническом задании для изыскательских и проектных работ.

Начальный этап заключался в изыскательских работах. Были проведены инженерно-геологические изыскания с целью определения геологолитологического разреза, глубины залегания шлама, расчета объема шламонакопителя, а также состава нефтешлама. Кроме этого, выполнена топографическая съемка площадки в масштабе 1:500 сечением рельефа 0,5.

Химические анализы на содержание нефти и нефтепродуктов в грунте шламонакопителя, проведенные совместно с аккредитованной лабораторией ГУП «НИИБЖД РБ», показали, что нефть и нефтепродукты содержатся на глубине до 8 метров, но основная их масса сосредоточена на глубине от 1 до 3 м и составляет от 49 до 283 г/кг. Механические примеси состояли из глинистых частей, песка, опилок и других твердых примесей. Фазовый состав, %: вода – 35, нефтепродукты – 25, механические примеси - 40.

На основе результатов инженерно-изыскательских и научноисследовательских работ было выдано техническое задание ГУП ПКИ «Башпромстройпроект» г.Уфы на разработку рабочего проекта дренажной системы по периметру шламонакопителя (в пределах обвалования) для отвода легких фракций нефти и нефтепродуктов, вымываемых дополнительно подаваемой производственной технической водой с ПАВ ОП-10 0,02% масс.

Рабочий проект явился основанием для производства следующих работ.

По всей площади существующего накопителя внутри обваловки на определенном расстоянии установлены 22 дренажных металлических колодца высотой 3 м и d=720 мм каждый, представляющих собой единый дренажный коллектор, подключенный к существующей системе откачки нефтепродукта.

Осуществлено подключение к существующей системе сбора и отвода жидкой фазы нефтешлама через железобетонный колодец с задвижкой, соединенный с заглубленной приемной емкостью V=50 м3.

Выполнена система производственного водопровода, предназначенного для подачи воды технического качества на обводнение в летний период шламонакопителя с целью последующего отвода жидких нефтяных отходов.

Источником водоснабжения является существующий водопровод речной воды.

Наружная сеть производственного водопровода выполнена из стальных электросварных труб. На разводящей сети установлена запорная арматура и предусматривается возможность откачки воды из системы на рельеф на зимний период.

Процесс вымывания жидких нефтяных остатков осуществлялся путем обильного орошения технической (речной) водой верхнего насыпного грунта с последующей постоянной подпиткой.

Уровень образовавшейся нефтяной эмульсии в шламонакопителе поддерживался на отметке 0,2 м до верхнего уровня дренажных колодцев путем подачи технической воды, дренированием образовавшейся эмульсии через дренажный коллектор и сбором в заглубленную емкость.

Верхняя часть нефтяной эмульсии собиралась в специальную воронку, которая соединялась с нефтесборником в западной части шламонакопителя.

По мере заполнения заглубленной емкости водно-нефтяная эмульсия под наблюдением оператора перекачивалась на завод на переработку.

Подача технической воды с ПАВ ОП-10 0,02% масс. производилась в два этапа, каждый длительностью в 15 суток.

После первичного этапа промывания и сбора нефтяной эмульсии был выполнен отбор проб грунта из шламонакопителя, который показал значительное снижение содержания нефти и нефтепродуктов, например: по скважине 7 и 20 до промывки 52225 г/кг; после промывки - 4283 г/кг соответственно. После вторичного этапа промывания и сбора водно-нефтяной эмульсии анализ проб грунта показал дальнейшее снижение содержания нефти и нефтепродуктов в глубинном слое более чем в 4 раза.

Результаты наблюдения и анализов показали, что из шламонакопителя жидкая часть нефтепродуктов при заводнении дренировала в сборный коллектор и по химическому составу обладала высоким содержанием нефтепродуктов - от 40 до 70%.

3.2 Биологическая очистка шламонакопителя ОАО «Новоил» с использованием биопрепарата «Родотрин» После промывных работ была проведена биологическая обработка. Для этого использовали биопрепарат «Родотрин» из расчета 1,5 л на 1 м2 с содержанием нефтеокисляющих микроорганизмов 108-109 кл/мл. В состав биопрепарата входит активный штамм-деструктор нефти и нефтепродуктов Rhodococcus erythropolis 1339 Д. Биопрепарат обладает широким спектром окислительной активности: разлагает легкие и тяжелые углеводороды, асфальтосмолистые фракции, а также жидкий битум, сульфиды, содержащиеся в сернистой нефти. Была предусмотрена подкормка биотрином из расчета 1 г/м2.

Для подкормки вносили минеральные добавки N : P : K из расчета 0,01 г/м2.

Обработка биопрепаратом производилась через 10 дней после проведения процесса промывания, вторично через 20 дней.

Подкормку биотрином и минеральными солями N:P:K проводили через 10 дней.

На 30-е сутки содержание гетеротрофных микроорганизмов составило 108кл/мл, и результаты исследований показывают, что на поверхности шламонакопителя содержание нефти и нефтепродуктов практически отсутствует.

Результаты исследований 94-дневной очистки приведены в таблице 9.

Как видно из таблицы 9, содержание остатков нефти и нефтепродуктов на глубине 25 см резко уменьшается после 30-ти суток и составляет в среднем 0,05-0,264 %.

Выборочные анализы показывают уменьшение содержания нефтепродуктов как в верхних, так и в глубинных слоях. Например, в скважине 7 содержание нефти на глубине 1 м до вымывания и обработки биопрепаратом составляло 52 г/кг, а в результате проведенных физико-химических и биологических методов уменьшилось до 10 г/кг, а на глубине 5 м с 25,171 г/кг до 5,6 г/кг. В скважине 21 содержание нефтепродуктов на глубине 5м составило 199,8 г/кг и после очистки снизилось до 160,21 г/кг.

Уменьшение объема шламонакопителя за счет удаления жидких нефтяных отходов наблюдалось визуально по понижению уровня отметок поверхности грунта внутри накопителя в среднем на 0,5 м.

Таким образом, промывание нефтешлама с использованием ПАВ ОП-0,02% масс. и последующая биобработка способствуют уменьшению содержания легких фракций нефти и нефтепродуктов.

После проведения рекультивационных работ, нанесения слоя чернозема толщиной до 5 см, разравнивания, боронования был произведен посев фитомелиорантов сорго суданское из расчета 3 г/м2.

Таблица 9 - Содержание нефти и нефтепродуктов в грунте шламонакопителя до и после биоочистки на глубине до 25 см по шести выборочным участкам Время отбора проб Содержание нефти на участках, % I II III IV V VI 1. Перед I обработкой 5,53 5,51 5,48 5,54 6,59 6,биопрепаратом 2. Через 10 дней 3,84 3,72 3,64 3,85 3,98 4,3. Перед II обработкой 2,51 3,81 3,66 4,52 4,57 3,биопрепаратом (через дней) 4. Через 31 день 0,007 0,005 0,248 0,264 0,003 0,5. Через 41 день 0,004 0,004 0,002 0,009 0,004 0,6. Перед подкормкой (через 0,083 0,90 0,001 0,005 0,004 3,52дня) 7. Через 62 дня 0,042 0,42 0,001 0,004 0,002 0,8. Через 73 дня 0,026 0,25 0,001 0,003 0,002 0,9. Через 83 дня 0,001 0,004 0,001 0,002 0,001 0,10. Через 94 дня 0,001 0,004 0,001 0,002 0,001 0,3.3 Расчет по определению выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу Расчет по определению выбросов паров нефтепродуктов в атмосферу выполнен с применением «Методических указаний по определению выбросов загрязняющих веществ в атмосферу из резервуаров с дополнениями НИИ "Атмосфера"» (Санкт-Петербург, 1999).

Образование паров углеводородов в нефтешламовом накопителе условно можно принять по двум источникам: G= G +G, 1 где G – общее количество паров углеводородов, выделяемых в атмосферу, т;

G – количество паров, содержащихся в самой легкой части нефти и нефтепродуктов, т;

G – количество паров легких углеводородов, образовавшихся из придонной тяжелой битуминозной части нефтешлама за счет воздействия природных условий (природные осадки, температура и т.д), а также деятельности микроорганизмов, т.

Считаем целесообразным при расчете ущерба от испарения в атмосферу легкой части углеводородов из нефтешлама накопителей и амбаров учитывать значение G, которое зависит от климатических факторов, времени года и др.

Максимальное валовое выделение нефтепродуктов с поверхности шламового накопителя находится в пределах 0,371 - 1,11 г/с. Годовые выбросы составляют 0,263 т/год.

Таким образом ожидаемый эффект от применения комплексной технологии очистки шламонакопителя очевиден.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1 Произведен сравнительный анализ существующих методов, технологий и средств очистки нефтешламов в нефтяной промышленности. Выявлено, что для более эффективной очистки сточных вод и нефтешламов предприятий переработки, баз и хранилищ необходимо использовать комплексную технологию, включающую механические, физико-химические и биологические методы очистки.

2 Изучен процесс вымывания легких фракций нефти и нефтепродуктов из нефтешлама с использованием растворов ПАВ: аминоалифатических, оксиэтилированных жирных кислот и ОП-10. Установлено, что наибольший эффект вымывания (до 20-25%) достигается при использовании раствора ОП-с концентрацией 0,02% после двойной промывки.

3 Разработана комплексная технология для очистки нефтешламов в накопителях с содержанием мехпримесей более 30%, включающую в себя отделение легких фракций от тяжелых и биологическую очистку с применением биопрепарата.

4 На основании экспериментальных исследований разработана принципиальная схема очистки загрязненных нефтью и нефтепродуктами стоков предприятий переработки, баз и хранилищ с использованием горелой породы и хлопкосодержащего сорбента, при скорости фильтрации 1,3 и 1,5 см/с соответственно.

Рекомендовано произвести регенерацию сорбентов гексаном.

5 Выданы практические рекомендации по параметрам и режимам работы локальной установки двухступенчатой очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов предприятий переработки, баз и хранилищ с использованием горелой породы (с размером фракции 0,1-0,5мм) и хлопкосодержащего сорбента.

6 Проведены опытно-промышленные испытания очистки шламонакопителя с использованием физико-химических и биологических методов.

По материалам диссертации опубликованы следующие работы:

1 Пат. 2093478 Российская Федерация. Способ очистки воды и почвы от нефтепродуктов и полимерных добавок в буровой раствор / Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Ягафаров И.Р. и др.; Бюл.

№ 29. - с.282.

2 Пат. 2126041 Российская Федерация. Штамм микромицета Fusarium sp. №56 для очистки воды и почвы от нефти и нефтепродуктов / Ягафаров И.Р., Гатауллина Э.М., Сафаров А.Х. и др.; Бюл. № 4. - с. 593.

3 Пат. 2160718 Российская Федерация. Способ очистки почвы и воды от нефти и нефтепродуктов / Сухаревич М.Э., Ягафаров И.Р., Ильина Е.Г. и др.; Бюл. № 35 - с. 214.

4 Пат. 2179953 Российская Федерация. Способ очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов. / Ягафаров И.Р., Сафронов В.П., Сафаров А.Х. и др. // Изобретения. – 2002. – Бюл. № 6. – с. 199.

5 Ягафарова Г.Г., Хлесткин Р.Н., Ягафаров И.Р. Испытания биопрепарата “Родотрин” для ликвидации нефтяных загрязнений на территории Татарстана // Нефтепереработка и нефтехимия. – 1998. - №7. – С.45-47.

6 Ягафаров И.Р., Бикчентаева А.Г., Гатауллина Э.М.

Диспергирующие реагенты для интенсификации биоразложения нефти в водной среде // Тез. докл. XII Междунар. конф. по производству и применению химических реактивов и реагентов «Реактив-99: химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии».- Уфа-Москва, 1999. – С. 117.

7 Мавлютов М.Р., Ягафаров И.Р., Гатауллина и др. Технология биоочистки нефтешламов и буровых отходов // Материалы II Всерос. Науч.-практ. конф. «Отходы-2000». – Уфа, 2000. - Т.3. – С.63-73.

8 Ягафаров И.Р., Барахнина В.Б., Сафаров А.Х. и др. Биоремедиация нефтезагрязненной почвы // Нефтепереработка и нефтехимия:

проблемы и перспективы: материалы секции Д III Конгресса нефтепромышленников России. - Уфа, 2001. – С.207-9 Барахнина В.Б., Ягафаров И.Р., Сафаров А.Х. и др. Использование диспергаторов для биоочистки почвы и воды от нефти и нефтепродуктов // Тезисы докладов 55-й Юбилейной Межвузовской студенческой научной конференции «Нефть и газ - 2001», г.Москва, 17-20 апреля 2001 г. – М., 2001. - С.27-30.

10 Yagafarova G.G., Safarov A.Kh., Il’ina E.G., Yagafarov I.R., Barakhnina V.B., Sukharevich M.E. Effect of Shale Kerogen Oxidation Products on Biodegradation of Oil and Oil Products in Soil and Water // Applied Biochemistry and Microbiology.- Vol.38.- №5.- 2002.

Р.441-444.

Pages:     | 1 | 2 || 4 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»