Пороговые концентрации нефти в деятельном слое торфяной залежи

Оценка способности нефтезагрязненного торфяного болота после сбора свежеразлитой нефти к восстановлению имеет следующие варианты: остаточное содержание после сбора разлитой на поверхности болота нефти, при котором сохраняется способность болотного биоценоза восстанавливаться без внешнего вмешательства; уровень содержания нефти на поверхности торфяного болота, при котором возможно его восстановление с помощью засыпки слоем воздушно-сухого торфа; высокое содержание нефти на поверхности торфяного массива, при котором невозможно восстановить болотный биоценоз и требуется удаление замазученного слоя торфяной залежи.

Проверка различных сценариев оценки нефтезагрязнения потребовала разработки методики, позволяющей применять расчеты нефтепоглотительной способности верхнего слоя болот (нефтеемкости). Наблюдения и измерения нефтезагрязненных монолитов торфа в лабораторных условиях позволяют моделировать колебание уровней болотных вод, их влияние на динамику искусственно нанесенной нефти на поверхность болота, рассчитывать емкость ее поглощения и объем оставшейся или свободной нефти.

Предлагается эти показатели определять в литрах на квадратный метр, что позволит однозначно обосновать решения о способе рекультивации каждого конкретного участка, сразу после ликвидации аварии. Использование показателей загрязнения для минерального грунта в г/кг в.-с. в., а для водной поверхности по толщине нефтяной пленки не подходит для торфяной залежи в естественном состоянии. С одной стороны, нет гладкой водной поверхности, а с другой - при высушивании грунта при анализе содержания в нем нефтепродуктов соотношение торфа и нефти возрастет значительно больше в сравнении с соотношением минерального грунта и нефти.

Под нефтеемкостъю понимается способность удерживать единицей массы торфа массу нефти.

Для ее определения в лаборатории использовались вырезанные из верхнего слоя болота монолиты.

Уровень стояния воды (УВ) устанавливали путем ввода торфяной воды в эксикатор или ее отсифонивания.

Для определения плотности монолита предварительно из него ножницами вырезали образец на всю глубину диаметром до 3,0 см, по которому определяли массу образца, его высоту и диаметр. Плотность монолита рассчитывали по формуле:

5              -              т

‘-’оч.ст.              2              I              ’

КГ h

где т - масса образца из вырезанного монолита, г; г - средний радиус цилиндрического образца, см; h - высота цилиндрического образца, см.

Определение плотности делали быстро с целью предотвращения изменения массы и размеров образца. После этого определяли влажность стандартным методом в двух параллельных опытах.

Перед заливкой нефти выполнялись следующие измерения и операции: определяли площадь поверхности монолита в эксикаторе S = кг2; задавали исходные концентрации нефти: 5; 10; 15; 20, 25 л/м2. определяли плотность нефти; определяли объем и массу нефти в порции заливки (при заданном содержании); пробу нефти заданного объема равномерно наносили по всей дневной поверхности монолита через дырчатую чашку; фиксировали начало времени опыта; визуально через сутки определяли, при каком содержании нефти (л/м2) образуются открытые очаги свободной нефти;

свободную нефть с торфяной водой отсифонивали в мерный стеклянный стакан, после чего УВ доводили до поверхности монолита путем добавления торфяной воды; эту операцию повторяли через 1-2 сут, а отсифоненную свободную нефть с водой накапливали в мерном стакане; оценивали во всех случаях глубину проникновения нефти в монолит.

В эксикаторах с монолитами до нанесения нефти УВ доводили до значения 4—4,5 см (среднее по всем монолитам).

Полученные данные являются накопленными по 6 циклам (опытам) снятия свободной нефти и добавления воды до нулевого УВ.

Из анализа данных табл. 26 определено содержание свободной нефти, которое составило соответственно 11,3; 11,6; 13,1; 34,7; 54,8% от количества нанесенной нефти. Расчет нефтепоглотительной способности монолита выполнен при УВ, равном 5 см.

Таблица 26

Оценка нефтепоглотительной способности монолита торфа

Примечание. Плотность нефти 0,9125 г/см3. Объем свободной нефти, снятой с поверхности монолита, измеряли в мерных стеклянных стаканах после отстаивания в смеси нефть-вода.

Предполагая, что структура монолита во всех эксикаторах примерно одинакова, расчетным путем найдены их пористость, водо- и газонасы- щенность (я, лв, пг), которые соответственно составили: 99,16; 72,55; 26,61.

Зная газонасыщенность, можно определить физический объем пор, занятых газовой фазой:

где V- объем образца монолита в эксикаторе (2453 см3). Тогда

или

Такой поровый объем теоретически может поглотить 595,63 г нефти, что в целом не противоречит данным ее содержания в монолите при С = 15, 20 и 25 л/м2 (соответственно 522,9; 584; 505,3 г), что свидетельствует о насыщении нефтью межчастичного пространства торфа, ее сорбции на частицах до значений, близких к предельным. Недонасыщенность от расчетной отличалась в 0,89; 0,66 и 0,53 раза соответственно. Для С = 5 и 10 л/м2 содержание нефти оказалось меньше расчетного в 2,6 и 1,33 раза.

Механизм взаимодействия нефти с торфяным субстратом монолитов складывается в несколько этапов: быстрое проникновение нефти по крупным капиллярам (межчастич- ное пространство); сорбция нефти на поверхности частиц; образование свободной нефти в межчастичном пространстве, поскольку процесс сорбции на частицах протекает быстро; поднятие УГВ до открытой поверхности выдавливает свободную нефть, прежде всего по крупным капиллярам.

Проиллюстрируем это на примере.

При C = 5, 10 и 15 л/м2 количество нефти, выдавленной водой на поверхность монолита (при поднятии YB до нуля), составило 11,3; 11,6; 13,1% соответственно.

Другая картина наблюдается при С = 20 и 25 л/м2. Здесь при заливке нефти сразу же образовались пятна свободной нефти, поскольку пористая структура монолита сорбировала достаточно строго определенное количество нефти, заполнила капилляры, а ее излишки растеклись по поверхности.

Следовательно, можно считать, что при С gt; 15 л/м2 и УВ, равном 5 см, формируется пороговая концентрация, предполагающая наличие свободной нефти на поверхности монолита.

При УВ, равном 40 см (подошва монолита или дно эксикатора), кумулятивная способность слоя торфа увеличивается, что подтверждается следующими расчетами.

При заданной плотности (р = 0,738 г/см3) физический объем поро- вого пространства, свободного для доступа нефти монолита, составит 19 625 см3, а его масса 14 483,3 г.

При C = 5 л/м2 и его удельном нефтепоглощении 0,112 г/г торфа возможный объем поглощаемой нефти составит 1622,1 г, что превышает внесенный объем нефти (228,13 г) в 7,1 раза.

При C=IO л/м2 эти же показатели составят соответственно: 0,218 г/г торфа, 3157,4 г (447,1 г), 3,6 раза.

При С = 15 л/м2: 0,289 г/г торфа, 4185,7 г (670,7 г), 2,4 раза.

При С = 20 л/м2: 0,323 г/г торфа, 4678,1 г (894,3 г), 1,8 раза.

При C= 25 л/м2: 0,279 г/г торфа, 4040,8 г (1117,8 г), 1,45 раза.

Нетрудно предположить, что при многократном полном осушении монолита в эксикаторе (до 4—7 раз) выдавливания свободной нефти при последующих колебаниях YB происходить не будет, поскольку объем по- рового пространства, занятого газовой фазой (пг), способен сорбировать всю нефть на частицах торфа.

Приведем результаты расчетов параметров пористой структуры для этого случая (УВ = 40 см): п = 99,16%; пв = 72,55%; и, = 26,61% и K = 5222,2 см3. Такой объем газонасыщенных пор позволяет вместить 3854 г нефти, что больше количества нефти, нанесенной на монолит в 16,9; 8,6; 5,7; 4,3 и 3,4 раза соответственно для C= 5, 10,15,20 и 25 л/м2. Поскольку нефть проникает и сорбируется прежде всего по крупным поровым каналам и медленно заполняет мелкие капилляры, то можно предполагать, что не весь физический объем порового пространства участвует в процессе сорбции. Согласно данным, полученным при изучении параметров пористой структуры монолита методом фильтрации меченой воды[17], объем пор, приходящихся на поры с размером D gt;30 мкм, составил около 100%.

Следовательно, объем, способный к поглощению и удерживанию в монолите нефти с учетом вязкости и поверхностного натяжения, будет близким к расчетному и составит: при YB = 5 см - 595,63 г, что превышает объем нанесенной нефти в 2,6;

1,33; 0,89; 0,66 и 0,53 раза (при C= 5, 10, 15, 20 и 25 л/м2); при УВ = 40 см - 3854,0 г, что превышает объем нанесенной нефти в

16,9; 8,6; 5,7; 4,3 и 3,4 раза.

Таким образом, при высоком стоянии УБВ появление свободной нефти на поверхности торфяной залежи будет при Сgt; 10 л/м2, а при низком УВ = 40 см - при С gt; 25 л/м2.

В результате подтверждается, что монолит представляет собой капиллярно-пористую систему, размерность которой позволяет нефти свободно проникать с поверхности в ее объем до контакта с водонасыщенной частью монолита или торфяной залежи ниже УБВ. Обоснование качественных характеристик торфа для засыпки

Результатом использования новой технологии является упрощение и удешевление процесса рекультивации поверхности нефтезагрязненных неосушенных торфяных болот, а также повышение эффективности очистки и ускорение восстановления коренных фитоценозов.

Данный способ рекультивации нефтезагрязненных поверхностей торфяных болот включает нанесение на загрязненный участок слоя фрезерного торфа плотностью 0,2-0,5 г/см3, влажностью 40-60%, в который предварительно введена добавка в виде мелкораздробленных сфагновых мхов с размером фракций от 5 до 20 мм, в количестве 10-20% по массе. Предварительно определяют степень загрязнения торфяного болота. Толщина слоя торфа должна составлять не менее 100 мм (от 50 до 200 мм), а в качестве добавки преимущественно используют сфагновые мхи. При превышении пороговой концентрации загрязнения 15 л/м3 осуществляют предварительный сбор нефти.

Плотность фрезерного торфа, используемого для засыпки, должна составлять 0,2-0,5 г/см3, так как при меньшей плотности торф представляет собой систему переплетения крупнопористых волокнистых структур, обладающих низкой активной (на нефть) пористостью, ведущей к низкому капиллярному поднятию нефти, а также пониженному содержанию микрофлоры на единицу объема. При большей, чем 0,5 г/см3, насыпной плотности торфа эффективность работы слоя засыпки, как капиллярно-пористого тела, также снижается по причине уменьшения газонасыщенности, а следовательно, сорбции нефти в слое засыпки. Затруднено поступление кислорода воздуха к нефти в зону нефтезагрязнения.

Нижний предел содержания влаги фрезерного воздушно-сухого торфа влажностью 40% обусловлен необходимостью обеспечения эффективной работы микрофлоры. При превышении верхнего предела влажности в 60% происходит увеличение доли порового пространства, насыщенного водой, снижается газонасыщенность, затрудняется поступление нефти из загрязненного слоя торфяной залежи в засыпку из фрезерного торфа.

Слой засыпки в зависимости от микрорельефа может меняться от 50 до 200 мм. В наиболее загрязненных понижениях микрорельефа засыпка менее 200 мм может быть деформирована паводковыми водами. Кроме того, тонкий слой засыпки не способен надежно предотвращать испарение легких фракций нефти в атмосферу.

В качестве торфяной засыпки рекомендуется использовать фрезерный торф, отвечающий требованиям, представленным в табл. 27.

Торф должен быть без запаха, плесени, признаков коксования и само- разогревания.

При уровне загрязнения нефтью свыше 15 л/м2 в понижениях поверхности болота обычно образуются открытые «блюдца» нефти. В этом случае нефть удаляют щадящим ручным способом.