Совершенствование оценки класса опастности нефтесодержащих отхотов и способа их обезвреживания

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 20 Июня 2012 в 17:07, диссертация

Описание работы

Человечество потребляет огромное количество полезных ископаемых, особое место среди них принадлежит нефти. Из трехсот млн. т добываемой в России нефти, ежегодно при добыче, транспортировке и хранении теряется ориентировочно 1,5 %, т. е. по самым минимальным оценкам около 4,5 млн.т в год [1]. Больше половины этого количества в виде отходов оказывается в окружающей среде на загрязненных территориях и полигонах.

Содержание работы

одержаниеВведение 4
1. Нефтесодержащие отходы и технологии их обезвреживания
7
1.1. Источники возникновения нефтесодержащих отходов и их воз¬действие на окружающую природную среду 7
1.2. Методы оценки негативного воздействия нефтесодержащих отхо¬дов на окружающую природную среду ^ 11
1.3. Виды и свойства нефтесодержащих отходов 16
1.4. Технологии обезвреживания нефтесодержащих отходов 20
2. Экспериментальная часть. Объекты и методы исследований 29
2.1. Прогнозирование состава нефтесодержащих отходов 29
2.2. Обследование шламонакопителей и амбаров 33
2.3. Химический анализ проб нефтесодержащих отходов и биотести¬рование 35
2.4. Методика проведения полевых исследований 39
3. Изучение зависимости класса опасности нефтесодержащих отходов
для окружающей природной среды от их состава 43
3.1. Изучение состава нефтесодержащих отходов, содержащихся в на¬копителях предприятий нефтегазового комплекса 43
3.2. Определение класса опасности нефтесодержащих отходов различ¬ного состава расчетным и экспериментальным методами и сопос¬тавление результатов 47
3.3. Совершенствование методики расчета класса опасности нефтесо¬держащих отходов 55
4. Разработка технологии обезвреживания нефтесодержащих отходов ... 60
4.1 Усовершенствование технологии переработки нефтесодержащих.
отходов в полевых условиях и очистки почв от нефтяного загряз¬нения 60
4.2. Изучение состава и свойств обезвреженных нефтесодержащих от¬ходов, определение их класса опасности для окружающей при¬родной среды и путей дальнейшего использования 77
4.3. Оценка экономической эффективности усовершенствованного
способа обезвреживания нефтесодержащих отходов 80
Выводы 84
Литература 85
Приложение № 1. Первичные показатели опасности компонентов
нефтесодержащих отходов 97
Приложение № 2. Акт внедрения 103
Приложение № 3. Акт внедрения 104

Скачать архив (1.42 Мб) Сколько стоит заказать работу?

Файлы: 1 файл

Совершенствование оценки класса опастности нефтесодержащих отхотов и способа их обезвреживания.doc

— 3.80 Мб (Скачать файл)

Подсчет численности клеток в контрольных и опытных колбах проводился через 96 часов от начала биотестирования. Данные регистрировали в рабочем журнале.

2.4. Методика проведения полевых исследований

При проведении полевых исследований по технологии биологического обезвреживания нефтешламов, замазученных грунтов и очистки нефтезаг- рязненных почв дозировали необходимые компоненты как непосредственно в нефтезагрязненную почву, так и при формировании буртов, состоящих из нефтесодержащих отходов.

При переработке замазученных грунтов и нефтешламов бурты формировали размерами: высота 3 — 3,5 м и ширина по основанию в 6,5 - 7,0 м, из нефтесодержащих отходов и расчетных доз необходимых компонентов - разрыхлителей, отходов животноводства, известковой муки и т.п.

Подготовительным этапом являлось связывание нефтешлама в шламо- накопителе засыпкой адсорбентов и перемешивание компонентов до состояния сыпучести. Связанный нефтешлам не налипает к погрузочным средствам, бортам автомашин, хорошо укладывается в бурты.

После этого осуществляли выемку полученной массы и её размещение на прилегающей к шламонакопителю территории, подготовленной для компостирования площадки. Подготовка площадки заключалась в предварительном ее выравнивании, укладке 15-20 см слоя отходов жизнедеятельности крупнорогатого скота.

Укладку «связанного» нефтешлама производили в бурты высотой 0,81,0 м и шириной по основанию 5-6 м, после чего добавляли необходимое, расчетное количество кальцийсодержащих добавок, разрыхлителей и органики. Полученный компост перемешивали и укладывали в бурты высотой 2,5-3 м. В последующий период с интервалом в 10-12 дней проводили 6-7 кратное аэрирование (перекладка буртов). В процессе биодеструкции углеводородов выделяется большое количество тепла, температура компоста на глубине 20 см составляет 62-64 С0, а конечными продуктами являются углекислый газ и вода, поэтому в глубине буртов складываются благоприятные условия увлажнения.

Отбор проб из массы отхода проводили согласно [95]. При помощи лопаты отбирали усреднённую пробу (из 10 точек) для каждого штабеля массой 1 кг и герметично упаковывали для доставки в лабораторию. Отбор проб для определения содержания нефтепродуктов в отходе проводили один раз в десять дней.

Содержание нефтепродуктов для каждой из отобранных проб определяли по [96]. Нефтепродукты из навески экстрагировали 25 мл четырёххло- ристого углерода. ИК-спектры экстрактов образцов, снимали на приборе

БРЕСОИХ) М80 в диапазоне 2900-3000 см"1, где лежит максимум интенсивности поглощения группой -СН2-. Вычисление точного содержания нефтепродуктов производили по градуировочному графику, построенному по стандартным образцам.

Если выемку нефтезагрязненного грунта не проводят, то компоненты вносят непосредственно в почву. Дозы компонентов детально описываются ниже, в главе 5.

Для удаления легких фракций углеводородов осуществляли трех- и четырехкратное рыхление почвы плугами на глубину загрязненного слоя. После этого проводили перепашку внесенных поверхностно компонентов и загрязненного слоя почвы,

Отбор проб из массы рекультивируемой почвы проводили также согласно [95]. Отбор проб для определения содержания нефтепродуктов осуществляли один раз в десять дней.

Содержание нефтепродуктов для каждой из отобранных проб определяли по [96].

Также с целью изучения эффективности данного метода исследуемые образцы передавали в специализированную лабораторию для определения в исследуемых образцах почв содержания гумуса, калия, фосфора и почвенной биоты по известным методикам [97-99].

Метод определения калия в водной вытяжке основан на определении интенсивности излучения атомов определяемого элемента с помощью пламенного фотометра. Калий определяли по аналитическим линиям 766,5 и 769,9 нм. Для проведения анализа применяли пламенный фотометр с монохроматором или интерференционными светофильтрами с максимумом пропускания в области 766770 нм для определения калия.

Определение фосфора проводили по молибденофосфорной сини на фото- электроколоримерте. Определяли оптическую плотность окрашенного раствора, полученного при смешении 5 мл фильтрата, полученного после разложения почвы, 16 мл молибденосурьмяного окрашивающего реактива и 2 мл свежеприготовленного 1%-ого раствора аскорбиновой кислоты. Валовое содержание фосфора определяют с помощью градуировочных графиков.

Метод определения органического вещества (гумуса) основан на его окислении раствором двухромвокислого калия в серной кислоте и последующем определении трехвалентного хрома, эквивалентного содержанию органического вещества, на фотоэлектроколориметре.

3. Изучение зависимости класса опасности нефтесодержащих отходов для окружающей природной среды от их состава 3.1. Изучение состава нефтесодержащих отходов, содержащихся в накопителях предприятий нефтегазового комплекса

В настоящей работе было проведено изучение химического состава различных видов нефтешламов и замазученных грунтов для нескольких объектов нефтедобычи и нефтепереработки Самарской области

В процессе поведения исследований отмечено, что при хранении нефтешламов, в силу различия физико-химических характеристик компонентов, масса отходов, как правило, с течением времени разделяется на три слоя, имеющих довольно значительные переходные пограничные области. Полного расслоения не происходит по причине образования в нефтешламах стойких дисперсных систем. В верхнем слое, в основном, концентрируются относительно лёгкие жидкие углеводороды. Средние слои характеризуются большим содержанием воды. В нижнем донном слое сосредотачиваются тяжёлые фракции углеводородов и сопутствующие нефти элементорганические соединения, смолы, асфальтены и частицы твёрдой минеральной фазы. Толщины слоёв зависят как от происхождения нефтешламов, так и от условий хранения, температуры окружающей среды и геометрических параметров шламовых амбаров. Соответственно, токсичность отличающихся по составу отходов и их класс опасности будут различны.

В табл. 3.1.1 представлены результаты анализа нефтешламов из различных слоев накопительных сооружений Самарской области (соответственно, верхний, средний и нижний слои).

Таблица 3.1.1 - Химический состав нефтесодержащих отходов

Наименование пробы		Содержание в % мае.
Наименование пробы		Дизельная фракция	Смолы, асфаль- тены	Оксид кремния, карбонаты кальция, магния (грунт)	Сера в соединениях	Вода	Хлорид натрия	Сульфат натрия	Железо общее
1		2	3	4	5	6	7	8	9
Нефтяной амбар № 1 в р-не с. Старо-Якушкино	в	76,910	18,030	1,221	1,300	2,530	0,002	—	0,007
	с	9,090	9,530	4,042	1,220	76,050	0,049	0,015	0,004
	н	16,810	2,780	4,828	1,740	73,780	0,002	—	0,060
Нефтяной амбар № 2 в р-не е. Старо-Якушкино	в	87,020	7,770	1,291	1,590	0,850	0,956	0,333	0,190
	с	0,580	1,660	0,219	0,930	96,520	0,019	0,070	0,002
	н	13,780	10,520	18,029	0,970	51,690	0,012	0,044	4,955
Нефтяной амбар № 1 в р-не п. Октябрьский	в	88,460	5,400	1,365	1,130	1,810	0,188	1,598	0,050
	с	3,300	0,050	0,205	0,900	95,320	0,021	0,156	0,048
	н	37,940	5,240	8,515	0,930	47,070	0,211	0,036	0,059
Нефтяной амбар № 2 в р-не п. Октябрьский	в	35,360	4,250	0,198	2,170	57,750	0,260	—	0,012
	с	0,340	1,980	0,463	0,900	96,300	0,002	0,015	0,001
	н	28,220	30,100	30,300	1,330	9,880	0,051	0,030	0,089
Нефтяной амбар в р-не г. Похвистнево	в	85,750	11,710	0,045	2,160	0,320	0,002	0,011	0,002
	с	4,330	1,960	0,198	0,920	92,460	0,023	0,030	0,080
	н	59,500	5,760	1,308	1,370	30,800	0,002		1,260
Нефтяной амбар № 1 в р-не с. Сергиевск	в	69,460	9,130	1,225	1,080	18,970	0,012	0,032	0,090
	с	2,140	0,670	3,520	0,850	92,690	0,024	0,098	0,003
	н	23,489	13,230	16,750	1,120	45,310	0,001	—	0,098
Нефтяной амбар в р-не с. Сергиевск	в	■ 79,220	6,120	1,005	1,130	12,340	0,099	0,079	0,008
	с	1,970	2,910	0,983	0,970	93,080	0,002	0,088	0,002
	н	31,150	6,790	14,210	1,020	45,430	0,023	0,034	1,345
Нефтяной амбар № 2 в р-не с. Сергиевск	в	41,290	7,460	0,965	1,140	48,980	0,085	0,078	0,004
	с	3,480	2,390	0,567	0,870	92,560	0,098	0,034	0,001
	н	32,940	21,240	4,821	1,230	39,700	0,016	0,014	0,043
Нефтяной амбар № 3 в р-не с. Сергиевск	в	82,210	9,480	2,561	1,190	4,310	0,005	0,232	0,008
	с	2,390	1,820	2,859	1,050	91,770	0,023	0,076	0,012
	н	27,530	6,970	4,689	1,140	59,540	0,004	0,098	0,034
Нефтяной амбар № 4 в р-не с. Сергиевск	в	71,350	11,230	1,988	2,140	13,100	0,068	0,078	0,050
	с	4,670	2,370	1,143	1,870	89,890	0,008	0,014	0,034
	н	18,940	5,750	2,122	1,940	71,210	0,003	0,027	. 0,012
Нефтяной амбар в р-не с. Сосновка	в	58,930	7,830	1,123	1,220	30,880	0,003	0,012	0,004
	с	2,780	2,120	1,871	0,930	92,180	0,015	0,016	0,090
	н	31,080	4,880	2,096	0,980	59,850	0,003	—	1,113
Нефтяной амбар в р-не с. Сидоровка	в	67,120	7,430	1,344	1,180	22,890	0,012	0,014	0,009
	с	5,270	2,080	2,098	0,970	89,480	0,077	0,018	0,007
	н	22,860	7,890	1,458	1,060	66,660	0,034	0,023	0,017

1		2	3	4	5	6	7	8	9
Нефтяной амбар № 1 в р-не г. Отрадный	в	68,140	8,410	1,294	1,230	20,870	0,032	0,0.15	0,011
	с	5,790	2,470	2,021	0,880	88,730	0,078	0,028	0,008
	II	21,510	7,960	1,381	1,140	67,880	0,054	0,031	0,048
Нефтяной амбар № 2 в р-не г. Отрадный	в	75,150	9,210	1,261	1,150	13,110	0,097	0,008	0,009
	с	3,690	2,440	1,055	1,130	91,650	0,009	0,019	0,004
	н	19,040	5,830	1,763	1,380	71,960	0,006	0,007	0,014
Нефтяной амбар № 3 в р-не г. Отрадный	в	79,410	11,230	1,622	1,180	6,510	0,002	• 0,037	0,009
	с	3,170	1,270	3,121	0,940	91,350	0,022	0,093	0,034
	н	25,410	14,830	6.710	1.200	51,470	0,004	0,345	0,028
Нефтяной амбар № 4 в р-не г. Отрадный	в	68,140	8,410	1,294	1,230	20,870	0,032	0,015	0,011
	с	5,790	2,470	2,021	0,880	88,730	0,078	0,028	0,008
	н	21,510	7,960	1,381	1,140	67,880	0,054	0,031	0,048
Нефтяной амбар № 5 в р-не г. Отрадный	в	75,150	9,210	1,261	1,150	13,110	0,097	0,008	0,009
	с	3,690	2,440	1,055	1,130	91,650	0,009	0,019	0,004
	II	19,040	5,830	1,763	1,380	71,960	0,006	0,007	0,014
Нефтяной амбар № 6 в р-не г. Отрадный	в	79,410	11,230	1,622	1,180	6,510	0,002	0,037	0,009
	с	3,170	1,270	3,121	0,940	91,350	0,022	0,093	0,034
	н	25,410	14,830	6,710	1,200	51,470	0,004	0,345	0,028
Нефтяной амбар № 7 в р-не г. Отрадный	в	87,020	7,770	1,291	1,590	0,850	0,956	0,333	0,190
	с	0,580	1,660	0,219	0,930	96,520	0,019	0,070	0,002
	н	13,780	10,520	18,029	0,980	51,680	0,012	0,044	4,955
Нефтяной амбар № 8 в р-не г. Отрадный	в	75,670	10,790	0,454	1,170	11,880	0,011	0,019	0,009
	с	4,600	2,230	0,498	0,990	91,430	0,229	0,020	0,004
	н	39,890	4,860	1,076	1,270	51,770	0,016	0,030	1,090
Нефтяной амбар № 9 в р-не г. Отрадный	в	84,110	6,490	1,243	1,150	5,180	0,177	1,598	0,053
	с	3,280	1,240	0,217	0,950	94,080	0,021	0,176	0,038
	н	31,240	5,980	6,914	0,830	54,660	0,211	0,086	0,078
Нефтяной амбар в р-не п. Водный	в	55,390	5,290	0,198	1,930	37,160	0,023	—	0,013
	с	1,840	1,480	0,463	0,920	95,260	0,021	0,015	0,003
	н	29,280	30,100	28,200	1,570	10,670	0,052	0,034	0,092
Нефтяной амбар № 1 в рне п. Осинки	в	81,730	11,920	0,041	1,930	4,360	0,002	0,012	0,006
	с	4,200	1,560	0,177	0,720	93,280	0,023	0,035	0,004
	н	56,510	5,580	1,342	1,340	34,960	0,002	—	0,265
Нефтяной амбар № 2 в р-не п. Осинки	в	78,130	7,910	1,242	1,255	11,380	0,062	0,024	0,001
	с	4,190	3,410	2,256	0,050	89,970	0,078	0,038	0,005
	н	20,410	7,920	1,484	1,950.	68,040	0,096	0,041	0,058
Нефтяной амбар № 3 в р-не п. Осинки	в	68,110	9,010	1,256	1,220	20,290	0,087	0,006	0,019
	с	4,190	2,780	1,043	1,080	90,850	0,017	0,022	0,013
	н	21,040	6,800	1,983	1,390	68,740	0,023	0,009	0,011

1		2	3	4	5	6	7	8	9-
Нефтяной амбар № 4 в р-не п. Осинки	в	81,410	10,290	1,668	1,280	5,300	0,003	0,040	0,008
	с	4,110	2,170	2,921	1,040	89,630	0,010	0,091	0,024
	н	26,480	13,040	6,311	1,780	52,120	0,009	0,241	0,022
Нефтяной амбар в р-не п. Муханово	в	72,180	9,950	1,101	1,250	15,420	0,077	0,008	0,012
	с	3,120	2,670	0,945	1,120	92,110	0,008	0,017	0,008
	н	19,220	6,690	1,053	1,270	71,740	0,006	0,007	0,011
Нефтяной амбар в р-не с.Домашкины вершины	в	83,490	.5,490	1,170	1,030	7,270	0,176	1,372	0,004
	с	3,420	0,340	0,293	0,890	94,910	0,019	0,126	0,001
	н	27,840	5,980	4,014	0,980	60,970	0,184	0,030	0,002
	с	3,780	2,440	2,982	0,930	89,750	0,008	0,093	0,014
	н	25,140	12,240	5,356	1,680	55,410	0,010	0,146	0,021

Информация о работе Совершенствование оценки класса опастности нефтесодержащих отхотов и способа их обезвреживания