РЕЗУЛЬТАТЫ ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫХ АНАЛИЗОВ ПО ОПРЕДЕЛЕНИЮ СВОЙСТВ И ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА НЕФТЯНЫХ ШЛАМОВ

АННОТАЦИЯ

В статье изучены физико-химические характеристики и фракционный состав нефтешламов. Поэтому нами были проведены лабораторные эксперименты по определению физико-химических свойств исходного сырья. В качестве сырья для получения антикоррозионных покрытий подобраны 2 образцы нефтяных шламов, которые были привезены из Бухарского нефтеперерабатывающего завода (образец 1) и из Ферганского нефтеперерабатывающего завода (образец 2). На основе анализа нефтешламов установлено, что в них имеется значительное количество нефтепродуктов, которые представляет перед собой в основном тяжелые фракции нефти. Исходя из результатов исследования группового состава и физико-химических характеристик, нами выбрано нефтешламы Бухарского НПЗ как перспективное сырье для получения антикоррозионных покрытий. Полученные данные представляет собой практический интерес для утилизации нефтешламов в качестве сырья для получения антикоррозионных покрытий.

ABSTRACT

In the article physicochemical characteristics and fractional composition of oil sludge are studied. Therefore, we have carried out laboratory experiments to determine the physical and chemical properties of feedstock. As raw materials for obtaining anti-corrosion coatings 2 samples of oil sludge were selected, which were brought from Bukhara oil refinery (sample 1) and from Fergana oil refinery (sample 2). On the basis of oil sludge analysis it was established that there is a significant amount of oil products in them, which are mainly heavy fractions of oil. Based on the results of the study of group composition and physico-chemical characteristics, we selected oil sludge from Bukhara refinery as a promising raw material for anticorrosion coatings. The obtained data are of practical interest for utilisation of oil sludge as a raw material for obtaining anticorrosion coatings.

Ключевые слова: антикоррозионное покрытие, нефтепродукты, нефтешлам, механические примеси, коллоидная система.

Keywords: anticorrosion coating, oil products, oil sludge, mechanical impurities, colloidal system.

1. Введение.

Нефтяная промышленность по уровню воздействия на окружающую среду занимает одно из первых мест среди ведущих отраслей ввиду образования большого количества гетерогенных отходов. Одним из них является нефтяной шлам (нефтешлам) – коллоидная система из высокомолекулярных соединений нефти, минеральных частиц различного состава и пластовой воды. Это самый крупнотоннажный отход нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, отличающийся сложностью химического состава и находящийся в процессе постоянной трансформации [1,2].

При производствах нефтехимической направленности неизбежно присутствуют накопления нефтешламовых отходов. В частности, существует проблема утилизации нефтешламов, образующихся при строительстве нефтяных и газовых скважин, при промысловой эксплуатации месторождений, очистке сточных вод, содержащих нефтепродукты, а также при чистке резервуаров и другого оборудования. Как правило, шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, содержащие в среднем (по массе) 10 – 56% нефтепродуктов, 30 – 85% воды, 1,3 – 46% твердых примесей (глина, песок, мех примеси). Накопление нефтешламов производят на специально отведенных для этого площадках или в бункерах, по своему физико-химическому составу отходы не сортируют. В шламонакопителях происходят естественное накопление влаги за счет атмосферных осадков, развитие микроорганизмов, протекание окислительных процессов, однако в связи с наличием большого количества солей и нефтепродуктов при общем недостатке кислорода процесс самовосстановления таких отходов может протекать десятки лет. При этом физико-химические составы шламов меняются во времени, а также шлам с резервуаров хранения нефтепродуктов и шлам очистных сооружений отличаются по своей морфологии [3].

В упрощенной модели нефтешламы представляют собой многокомпонентные физико-химические системы (смеси), состоящие из нефтепродуктов, воды и минеральных добавок (песок, глина, окислы металлов). Нефтешламы образуются в ходе производственной деятельности при добыче, транспортировке и переработке нефти-сырья. Не может быть нефтешламов одинаковой природы, т.к. в их основе лежат различные условия образования и различные условия хранения [4].

Наличие открытых амбаров с огромным количеством накопленных жидких и пастообразных нефтешламов, приводит к постоянному загрязнению окружающей природной среды – почвы, поверхностных и подземных вод, а также атмосферного воздуха углеводородами, сероводородом и другими выбросами за счет испарения легких фракций. В водные объекты нефтесодержащие отходы, хранящиеся в накопителях, попадают, в основном, в результате размыва обваловки амбаров паводковыми водами, при смывах дождевыми и талыми водами. Загрязнение почвы нефтью и нефтепродуктами вызывает существенные изменения в морфологических свойствах почвы. В результате закупорки её капилляров сильно нарушается аэрация, создаются анаэробные условия, нарушается окислительно-восстановительный потенциал [5].

Поэтому в зависимости от состава нефтешлама может протекать различные процессы, то есть оно может повлиять на поведение нефтешлама при использовании последнего в качестве добавочной смеси при получении антикоррозионное покрытие. Хотя известны многие способы по применению нефтешлама в производстве антикоррозионное покрытие, однако изучение его влияния на свойства антикоррозионное покрытие остается актуальной из-за разности их природы [6].

В связи с этим, цель данной работы является выбор подходящего нефтешлама для получении антикоррозионных покрытии.

2. Методы и материалы

Для получения антикоррозионных покрытий очень важен состав исходного сырья. Поэтому нами были проведены лабораторные эксперименты по определению физико-химических свойств исходного сырья. В качестве сырья для получения антикоррозионных покрытий подобраны 2 образцы нефтяных шламов, которые были привезены из Бухарского (образец 1) и из Ферганского нефтеперерабатывающего завода (образец 2).

2.1. Определение количество содержания воды

Проведена серия опытов по определению количества воды по методу Дина и Старка. Эксперимент длился в течение 45 минут. Сконденсированный растворитель и вода непрерывно отделялись друг от друга в ловушке до прекращения увеличения объема воды, при этом вода остаётся в градуированном отсеке ловушки, а растворитель возвращается в дистилляционную емкость. Пробу тщательно перемешивали встряхиванием в склянке в течение 5 мин. Высоковязкие продукты предварительно нагревали до 40-50⁰ C. Из перемешанной пробы взяли навеску 100г в чистую сухую. Предварительно взвешенную стеклянную колбу затем в колбу переливали 100мл растворителя и содержимое перемешивали. Для равномерного кипения в колбу бросали несколько стеклянных капилляров или несколько кусочков пемзы или фарфора. Колбу при помощи шлифа присоединяли к отводной трубке приемника – ловушки, а к верхней части приемника – ловушки на шлифе присоединяли холодильник, приемник - ловушка и холодильник должны быть чистимы и сухими. Во избежание конденсации паров воды и воздуха верхний конец холодильника необходимо закрыть ватой. Содержимое колбы нагревали с помощью электрической плитки. Перегонку вели так, чтобы из трубки холодильника в приемник – ловушку падали 2-4 капли в секунд. Нагрев прекращали после того, как объем воды в приемнике – ловушке перестали увеличиваться и верхний слой растворителя стал совершенно прозрачным. После охлаждения испытуемого продукта до комнатной температуры прибор разбирали. Если количество воды в приемнике – ловушке не более 0,3 мл и растворитель мутный, то приемник помещают на 20-30 мин в горячую воду для осветления и снова охлаждают до комнатной температуры. После охлаждения определяли объем воды в приемнике – ловушке с точностью до одного верхнего деления [7].

Массовую долю воды V_вес , %, рассчитывали по формуле [8]:

,                                                     (1)

где V – объем воды, собравшейся в приемнике – ловушке, мл; G – навеска нефтяного шлама, взятая для испытания, г.

В приемнике количество воды – ловушке 0,1 мл и меньше считается следами. Расхождения между двумя параллельными определениями содержания воды не должны превышать одного верхнего деления занимаемой водой части приемника – ловушки.

Видно, что в эксперименте, проведенным методом Дина и Старк, установлено, что количество воды в образце 2 меньше, т.е. 24,2%, а количество воды в образце 1 больше, чем в образце 1, т.е. 32,3. %.

2.2. Определение содержания механических примесей

Механические примеси в составе нефтяного шлама негативно влияет на качество полученного продукта.

Нами проведены серии опытов по определению содержания механических примесей в составе нефтяного шлама после разведения фракциями нефти при перемешивании в течение 30÷60 минут [9].

Массовую долю механических примесей, %, рассчитывали по формуле:

                                                            (2)

где m₁ – масса стаканчика с фильтром после фильтрования, г; m₂ – масса стаканчика с чистым фильтром, г; m₃ – масса навески нефти.

Содержание механических примесей вычисляли как среднее арифметическое из результатов двух параллельных определений. Если механических примесей содержится не более 0,05%, то данный случай рассматривается как отсутствие механических примесей. В первую очередь, определяли исходное содержание механических примесей в составе нефтяного шлама. Бумажный фильтр был высушен, до постоянной массы при 105°C. Навеска нефтяного шлама была предварительно нагрета на водяной бане до 40°С, так как анализируемый нефтяной шлам был высоковязким. Далее навеску нефтяного шлама массой 2 г разбавили бензином массой 25 г. Горячий раствор навески был профильтрован через высушенный бумажный фильтр, помещенный в стеклянную воронку. После фильтрования фильтр был перенесен в бюкс, сушился в термостате в течении 1 часа. После сушки стакан был охлажден в эксикаторе в течение 30 минут [10].

Содержание массовой доли механических примесей в нефтяном шламе определяли экстрагированием шлама в аппарате Сокслета. В экстрактор Сокслета была установлена круглодонная колба, в которой находился экстрагирующий растворитель, и снабжался обратным холодильником. В центре аппарата находился резервуар, в который помещалась гильза, сделанная из бумаги и заполненная твёрдым образцом, из которого производилась экстракция. Растворитель нагревался до температуры кипения, испарялся и, проходя по боковому отводу, попадал в обратный холодильник, где конденсировался и стекал в гильзу. Пока гильза заполнялась растворителем, происходила экстракция целевого вещества в этот растворитель [ГОСТу 6370-83].

Как только уровень жидкости в гильзе достигал верхнего уровня сифона, гильза опустошалась: раствор вещества сливался в исходную колбу, и цикл повторялся снова. Таким образом, прибор позволяет производить многократную экстракцию за счет повторного использования относительно небольшого объема растворителя, при этом экстрагируемое вещество накапливается в основной колбе. Эффективность экстракции дополнительно увеличивается за счет того, что гильза находится непосредственно над колбой и нагревается парами кипящего растворителя.

Видно что, несмотря на небольшое количество воды в образце 2, количество механических примесей оказывается высоким, т.е. 44.6%, в образце 1 этот показатель меньше, чем в образце 2, т.е. 36.99%.

Результаты и обсуждения

По результатам анализа массового количество механических примесей, воды и хлористых солей в образце 1 составляет 36,99% по массе, 32,3% по массе и 1744,7 мг/дм³ в образце 2 соответственно и 24,2% по массе, 44,6. мас.% и 6328,9 мг/дм³. Наличие солей в составах нефтешламов причиняют особенно тяжелые и разнообразные осложнения при переработке. Происходит засорение аппаратуры, соли отлагаются, главным образом, в горячей аппаратуре. Растворенные в воде соли выделяются при испарении воды. Часть выкристаллизовавшихся солей прилипает к этим поверхностям, оседая на ней в виде прочной корки.

Результаты физико-химических характеристик исследуемых нефтешламов приведены в табл.1.

Таблица 1

Физико-химические характеристики исследуемых нефтешламов

Как видно из таблицы 1, количество воды и количество парафина в образце 2 меньше, чем в образце 1 на 8,1% и 11,7% соответственно, а количество смолы и механических примесей в образце 1 меньше, чем в образце 2 на 4,7% и 7,61% соответственно. Также можно отметить, что содержание асфальтенов в образце 1 в 2 раза меньше по сравнению с образцом 2.

Исследование проводилось как для значительно обводненной образцы нефтешламов, так и образец с незначительным содержанием влаги. В нефтешламе образца 1 содержание хлористых солей и смол соответственно на 3,6 и 1,43 раза меньше, чем образце 2, а парафины 3,72 раза больше. В составе нефтешлама образце 2 выявлены, 1,4-15,6% тяжелой фракции нефтепродуктов, механических примесей 44,6 %, и 24,2% воды, токсичные химические элементы никель и ванадий. Наличие в нефтешламах значительного количества смол и тяжелых фракций делает нефтешламы потенциально перспективным сырьем при производстве антикоррозионных покрытии.

Как известно использование нефтешламов в производстве антикоррозионных покрытий в качестве сырья, требует предварительного анализа и подготовки нефтешлама к переработке.

Результаты фракционных составов исследуемых нефтешламов приведены в табл.2.

Таблица 2

Фракционный состав исследуемых образцов нефтешламов

Как видно из таблицы 2, продукты, разделенные в 1-й и 2-й фракциях, в образце 1 значительно меньше, но поскольку количество остатка в образце 1 составляет 33,8 %.

По результатам анализа видно, что нефтешлам Бухарского нефтеперерабатывающего завода относится к высокопарафинистым, чем больше в нефтешламе парафина, тем меньше в его составе смол и асфальтенов. Поэтому, по результатам анализа видно, что физико-химические свойства нефтешлама Бухарского нефтеперерабатывающего завода полностью отвечает требованиям относительным к сырью и их можно применят в получение антикоррозионное покрытие.

Заключение

На основе анализа нефтешламов установлено, что в них имеется значительное количество нефтепродуктов, которые представляет перед собой в основном тяжелые фракции нефти. Как видно из 2 проверенных нами образцов, в образце 1 и образце 2 соответственно содержание воды, % масс 32,3, 24,2, механических примесей, % масс 36,99, 44,6 содержание парафин, % масс 16,0, 4,3. По результатам этих экспериментов наиболее подходящим с точки зрения содержания различных примесей является образец нефтешлама Бухарского нефтеперерабатывающего завода также у него меньше количество содержание воды и механических примесей.

Список литературы:

1. Черных О.В. Исследование возможности получения дорожного битума путем окисления нефтешламов / О.В. Черных, П.П. Пурыгин // Известия Самарского научного центра Российской академии наук. – 2009. - Т. 11, №1. – Р. 233-236.
2. Джаналиева Н.Ш. Воздействие нефтяных загрязнений на природные геосистемы / Н.Ш. Джаналиева // Spirit time. – 2020. - №4 (28). - P. 23-28.
3. Минаков В. В. Новые технологии очистки от нефтяных загрязнений / В. В. Минаков, С. М. Кривенко // Нефтегазовые технологии - 2002. - № 3. - С. 4-7.
4. Миннигалимов Р.З. Совершенствование технологии переработки нефтяных шламов. / Р.З. Миннигалимов, Р.А. Нафикова // Нефтяное хозяйство. - 2008. - № 4. - С.54-67.
5. Курочкин, А.К. Нефтешламы - ресурсное сырье для производства светлых моторных топлив и дорожных битумов / А.К. Курочкин и др. // Сфера нефтегаз. - 2010. - №4. - С.72-75.
6. Иманбаев Е.И. К вопросу применения нефтешламов при модификации битума / Е.И. Иманбаев, А.К. Серикбаева, А.Ч. Бусурманова и др. // Международная научно-практическая конференция «Наука и образование: теория и практика», 17.12.2020, г. Нефтекамск, Республика Башкортостан.
7. Imran Hafeez Performance Prediction of Hot Mix Asphalt from Asphalt Binders / Imran Hafeez, Mumtaz Ahmed Kamal, Muhammad Reza Ahadi, Qamar Shahzad, Nadia Bashir// Pak. J. Engg. & Appl. Sci. Vol. 11, July., 2012 - P. 104-113
8. Хурмаматов А.М., Юсупова Н.К., Хаметов З.М. Битум ишлаб чиқариш жараёнлари гидродинамикасини ўрганиш натижалари// Научно-технический журнал ФерПИ-Фергана, 2021. №1. Том 24.спец.вып. –С. 184-188.
9. Xurmamatov A.M., Yusupova N. K., Boymirzaev T. T. Intensification of the Bitumen Production Process // IJIAET. International Journal of Innovative Analyses and Emerging Technology. Indonesia. e-ISSN: 2792-4025 | http://openaccessjournals.eu Volume: 1 Issue: 5. –P. 65-69.
10. Edwards, Y. Effects of commercial waxes on asphalt concrete mixtures performance at low and medium temperatures / Y. Edwards, Y. Tasdemir, U. Isacsson // Cold Regions Sciense and Technology Volume 45, 2006. - P. 31-41.
11. Магриб, А.Б. Технологи переработки нефтешламов с получением товарных продуктов / А.Б. Магриб // Мир нефтепродуктов. - 2003. - №3. - С.24-26.
12. Серикбаева А.К. Исследование амбарной нефти / А.К. Серикбаева, А.Н. Боранбаева, А.М. Хисметуллина // Интернаука: электрон. научн. журн. 2021. № 16(192). – часть 1. - С. 90-92.
13. Серикбаева А.К. Исследование физико-химических составов нефтешлама / А.К. Серикбаева, Е.И. Иманбаев, А.Н. Боранбаева // Международная научно-практическая конференция «Каспий в XXI веке: региональные и глобальные проблемы, сотрудничество и безопасность», 25 декабря, 2020 - 235б.
14. Гун, Р.Б. Нефтяные битумы / Р.Б. Гун. - М.: Химия, 1973. - 428с.