Научные статьи \ Математика. Естественные науки \ Химия. Кристаллография. Минералогия \ Органическая химия

Определение характеристик разнотипных торфов при сорбции нефти с водной поверхности

Определение характеристик разнотипных торфов при сорбции нефти с водной поверхности

Автор: Чухарева Н.В., Шишмина Л.В.

Журнал: Вестник Красноярского государственного аграрного университета @vestnik-kgau

Рубрика: Экология

Статья в выпуске: 7, 2014 года.

Бесплатный доступ

В статье приведена оценка способности воздушно-сухих и термообработанных торфов Томской области сорбировать товарную нефть с водной поверхности. Показано, что нефтеёмкость всех исследованных образцов зависит от плотности сорбтива. Прослеживается взаимосвязь между содержанием групповых составляющих воздушно-сухого торфа верхового типа и его нефтеёмкостью. Установлено влияние степени разложения торфа на нефтеёмкость и влагоёмкость. Определено относительное изменение показателей нефтеёмкости и влагоёмкости торфа под влиянием предварительного нагрева. Получены более высокие коэффициенты плавучести для образцов термообработанного торфа.

Еще

Торф, термообработка, степень разложения, нефтеёмкость, влагоёмкость, групповой состав, плавучесть

Короткий адрес: https://sciup.org/14083791

IDR: 14083791   |   УДК: 622.311+547.99

The determination of different-type peat properties in the oil sorption from water surface

The ability assessment of the air-dry and heat-treated peats in Tomsk Region to sorb the commercial oil from the water surface is given in the article. It is shown that the oil capacity of all researched samples depends on the sorbate density. The interrelationship between group components of upper type air-dry peat and its oil capacity is traced. The influence of peat decay degree on oil capacity and moisture capacity is identified. The relative change in the peat oil capacity and moisture capacity indices under the influence of preheating is determined. Higher rates of buoyancy for the heat-treated peat samples are received.

Еще

Текст научной статьи Определение характеристик разнотипных торфов при сорбции нефти с водной поверхности

Работы ряда авторов [2, 3, 4, 5, 6, 7] свидетельствуют о неодинаковой сорбционной способности торфа по отношению к разным сорбтивам, в том числе и к нефтяным углеводородам. Последнее является немаловажным фактором при сохранении экологического баланса в условиях значительной протяженности нефтепроводов на территории Российской Федерации [8, 9].

Так как разливы нефтяных углеводородов в реальных условиях могут проходить на грунте (другой твердой поверхности) или на водной среде, то в продолжение ранее проведенных исследований [4, 5] были изучены сорбционные характеристики образцов воздушно-сухого (далее – исходного) и термообработанного торфа.

Цель исследований . Исследование характеристик торфа, определяющих его сорбционные свойства при удалении нефти с водной поверхности и их изменение под влиянием предварительной термообработки.

Объекты и методы исследований . Исследование проводили на 22 образцах фракции 1–3 мм верхового, переходного и низинного торфа восьми месторождений Томской области, 11 из которых были образцами в воздушно-сухом состоянии, 11 – термообработанными до 250ºС в среде собственных газов разложения по методике [10]. Выбор фракционного состава был осуществлен в соответствии с полученными результатами по изучению влияния размера фракций на нефтеемкость в работе [4]. Предварительный нагрев торфа осуществлялся с целью его гидрофобизации по отношению к водной среде.

Характеристика торфа представлена в табл. 1. Характеристика товарной нефти (сорбтива): 1) товарная нефть (ТН) Красноярского края Ванкорского месторождения, ρ = 873,5 кг/м3; 2) ТН Томской области, которая состоит из смеси нефти с Лугинецкого, Мыльджинского, Игольско-Талового и Шингинского месторождений, ρ = 844,3 кг/м3; ТН Томской области Средне-Нюрольского месторождения ρ = 844,3 кг/м3; ТН Томской области Лугинецкого месторождения, ρ = 796,2 кг/м3.

Методики определения сорбционных свойств торфа. Весовой метод определения сорбционной емкости торфа по отношению к товарной нефти основан на методике [11]: 1) в стеклянные стаканы по 250 мл, наполненные на 2/3 водой, вливают 1,5; 2,5 и 3,5 г нефти (по 3 повторности на каждый эксперимент, i = 3), взвешенной с точностью до 0,01 г; 2) из усредненной пробы сорбента известной массы отбирают пробу и рассыпают на поверхности разлитой нефти до полного впитывания сорбтива (время контакта с нефтью составляет не более 10 мин); 3) взвешивали остаточную массу сорбента при разных количествах поглощенной нефти и получали значение MS при разных объемах разлива. Рассчитывали количество поглощенной нефти на 1 г сорбента M Ni :

M

Ni =

M i

M, - M,

Si         Sо

где M i – навеска нефти, разлитой на поверхности воды, г;

MS – исходная масса пробы торфа для сорбирования нефти, г;

MS – остаточная масса неиспользованного сорбента, г;

Определяли среднее значение сорбционной емкости торфа при одинаковом объеме разлитой на водной поверхности ТН:

M N

MNiср . =----, при n = 3, P >  0,9,

n где n – количество экспериментов при одинаковом объеме разлитой ТН.

Характеристика объектов исследования

Таблица 1

Месторождение

Вид торфа

R, %

Шифр

Wa, %

A d, %

Групповой состав, % на daf

Б

ЛГВ+ ВРВ

ГК

ФК

Ц

НГО

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Верховой торф

Семиозерье

Сфагново-мочажин.

5

ВСМ-5

8,4

1,9

4,6

53,6

9,0

15,6

9,0

8,2

ВСМ-5 250

1,2

2,1

5,9

36,5

27,0

10,0

6,1

14,5

Окончание табл. 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

Березовая грива

Сфагновый

5

ВС-5

7,0

4,2

3,7

47,7

18,0

14,7

7,0

8,9

ВС-5 250

0,9

17,2

5,1

38,7

25,2

11,4

4,3

15,3

Темное

Фускум

5

ВФ-5

7,9

2,1

4,4

52,6

10,0

16,2

7,2

9,6

ВФ-5 250

2,9

4,3

5,8

29,0

33,0

12,1

5,0

15,1

Темное

Фускум

20

2 ВФ-20

10,5

3,1

4,4

46,1

16,2

17,5

5,6

10,2

2 ВФ-20 250

0,9

16,4

4,9

33,6

27,1

15,0

5,0

14,4

Семиозерье

Пушицевосфагновый

25

ВПС-25

8,2

1,9

6,3

32,6

25,0

18,3

5,4

12,4

ВПС-25 250

0,7

2,5

6,8

27,2

31,0

15,1

4,8

15,1

Колпашевское

Пушицевосфагновый

35

1 ВПС-35

6,6

2,3

8,2

31,3

28,0

18,6

5,7

8,2

1 ВПС-35 250

1,8

3,5

9,0

25,1

35,0

14,9

5,1

10,9

Переходный торф

Семиозерье

Шейхцериевый

20

ПШ-20

7,4

8,4

4,3

33,2

30,4

17,2

2,0

12,9

ПШ-20 250

1,0

11,7

5,5

26,1

38,4

13,0

1,6

15,4

Васюганское

Осоковосфагновый

30

ПОС-30

7,2

4,4

5,0

38,2

25,2

18,6

3,0

10,0

ПОС30 250

1,2

5,2

5,9

26,0

35,3

14,8

2,1

13,9

Низинный торф

Полуденовское

Осоковый

25

2 НО-25

11,7

4,2

4,2

2,2

38,0

11,8

2,0

17,5

2 НО-25 250

2,3

5,7

5,7

2,7

43,0

9,0

1,7

18,7

Клюквенное

Древесный

30

НД-30

7,1

10,3

10,3

4,0

43,9

10,6

2,1

11,9

НД-30 250

0,9

10,7

10,7

4,1

48,0

8,8

2,0

12,7

Таганское

Осоковый

35

НО-35

10,2

9,9

9,9

2,9

40,0

12,7

1,9

16,5

НО-35 250

1,5

12,0

12,0

3,4

44,0

10,0

1,8

18,0

Примечание. R – степень разложения; Wa – влажность аналитическая; Ad – зольность на сухое вещество; Б – битумы; ЛГВ+ВРВ – легкогидролизуемые и водорастворимые вещества; ГК и ФК – гуминовые и фульвокислоты; Ц – целлюлоза; НГО – негидролизуемый остаток.

Нефтеемкость торфа с учетом разных объемов нефтяного пятна:

n

Z MnCP .

/    i = 1

G N =------- r где R соответствует количеству полученных MNiср. при разных объемах разлитой нефти

1,5; 2,5 и 3,5 г, т.е. r = 3.

Влагоемкость торфа определена в соответствии с ГОСТ 24160-80 [12]:

M K    100

Be — ----X--1, e MH 100 - Wa

H где MK – масса торфа после намокания в воде, г;

M H – масса торфа исходная, г;

Wa – аналитическая влажность торфа, %

Массу намокшего в воде торфа определяли после 1, 2, 4, 8, 24, 48, 72 ч от начала намокания. Расхождения между результатами определений влагоемкости не превышали при поглощении от 2 до 4 г воды на 1 г торфа – ± 0,05; при поглощении от 4 до 8 г воды на 1 г торфа – ±0,08 и более 8 г – ±0,12.

Плавучесть сорбента определяли путем нанесения его на водную поверхность с последующим извлечением оставшегося образца на плаву и утонувшего образца (за определенный промежуток времени). Размещали в отдельные сетки с объемом пор 100 меш для стекания воды и взвешивали с точностью до 0,01 г.

Так как воздушно-сухой и термообработанный торф хорошо держались на плаву более 1 сут, то почасовая методика [6] в данной работе не была использована. Для получения результатов и их сравнения нами были выбраны более длительные временные периоды – 1, 2, 3, 7, 10, 30 сут – контакта торфа с водой. Коэффициент плавучести Пi рассчитывали как ni =--—П---, при n = 3, P > 0,9

M  ■ M Oi где МПi – масса сорбента, оставшегося на поверхности воды через установленное время контакта, г;

М Оi – масса утонувшего сорбента через установленное время контакта, г.

Результаты исследований и их обсуждение . Результаты исследований нефтеемкости торфов относительно различной по плотности товарной нефти (ТН), сорбируемой на водной поверхности, представлены в табл. 2–4 и на рис. 1–6. Коэффициент плавучести всех образцов в зависимости от времени контакта с водой представлен в табл. 5.

Исследование нефтеемкости исходного торфа с учетом разных объемов нефтяного пятна на водной среде свидетельствуют, что пределы средних значений G' N находятся в области 1,40–6,7 г /1 г торфа для нефти плотности от 873, 2 до 796,2 кг/м3.

Для термообработанных торфов (шифры с индексом 250 ) полученный интервал значений G' N имеет несколько более высокие показатели: от 1,86 до 7,00 г/1 г торфа для нефти разной плотности соответственно (табл. 2).

В данной работе показано, что для всех ТН наибольшая нефтеемкость характерна для верховых исходных и термообработанных торфов малой степени разложения 5 % – сфагново-мочажинного, сфагнового и фускум-торфа моховой группы (табл. 2–3), что указывает на связь нефтеемкости с ботаническим составом растений-торфообразователей. Значения G' N находятся в области 4,53–7,00 г ТН/1 г торфа.

Согласно данным рис. 1, хорошо прослеживается влияние степени разложения и плотности разлитой на водной поверхности ТН на показатель G' N , что согласуется с результатами [5, 7, 13, 14] при исследовании нефтеемкости торфа в других условиях. Термообработка не повлияла на полученные закономерности.

Сравнение показателя G' N торфа других типов свидетельствует о том, что более высокие значения характерны для низинного осокового 2 НО-25, 2 НО-25 250 и древесного торфа НД-30 и НД-30 250 (R = 25 % и 30 %): 3,00–4,20 г ТН/1 г торфа. Более низкие значения G' N характерны для образцов исходного и термообработанного осокового торфа степени разложения R = 35 % – это 2,35–,31 г ТН/1 г торфа (рис. 2).

Таблица 2

Показатели нефтеемкости и влагоемкости воздушно-сухого и термообработанного торфа

Шифр торфа

Нефтеемкость торф

а, G' N , г ТН/1 г торфа

Be, г/г

ΔBe, % отн.

при ρ ТН 873,2 кг/м3

ΔG' N , % отн.

при ρ ТН 844,3 кг/м3

ΔG' N , % отн.

при ρ ТН 824,0 кг/м3

ΔG' N , % отн.

при ρ ТН 796,2 кг/м3

ΔG' N , % отн.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Верховой торф

ВСМ-5

6,70

+4,5

6,33

+6,2

6,15

+5,7

5,78

+9,2

9,40

-42,5

ВСМ-5 250

7,00

6,72

6,50

6,31

5,41

ВС-5

5,39

+6,5

5,17

+7,9

4,66

+10,3

4,53

+12,6

8,21

-39,0

ВС-5 250

5,74

5,58

5,14

5,10

5,01

ВФ-5

4,22

+10,2

4,01

+10,7

3,80

+11,1

3,72

+11,0

6,90

-33,0

ВФ-5 250

4,65

4,44

4,22

4,13

4,62

Окончание табл. 2

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

2 ВФ-20

2,63

+13,7

2,36

+14,8

2,20

+15,5

1,97

+16,8

5,24

-19,3

2 ВФ-20 250

2,99

2,71

2,54

2,30

4,23

ВПС-25

2,05

+29,3

1,90

+26,3

1,78

+19,1

1,56

+28,2

4,41

-15,6

ВПС-25 250

2,61

2,40

2,12

2,00

3,72

1 ВПС-35

1,94

+25,8

1,53

+35,9

1,48

+33,1

1,40

+32,9

4,32

-18,5

1 ВПС-35 250

2,44

2,08

1,97

1,86

3,52

Переходный торф

ПШ-20

2,29

+14,8

2,12

+16,5

1,92

+13,5

1,75

+14,3

3,44

-11,9

ПШ-20 250

2,63

2,47

2,18

2,00

3,03

ПОС-30

2,23

+15,7

2,11

+16,1

2,00

+14,5

1,85

+17,8

3,91

-12,5

ПОС-30 250

2,58

2,45

2,29

2,18

3,42

Низинный торф

2 НО-25

3,58

+17,3

3,30

+17,6

3,11

+17,4

3,00

+17,7

4,42

-20,6

2 НО-25 250

4,20

3,88

3,65

3,53

3,51

НД-30

3,55

+15,5

3,46

+15,6

3,34

+15,3

3,02

+15,9

4,04

-20,3

НД-30 250

4,10

4,00

3,85

3,50

3,22

НО-35

2,87

+15,3

2,63

+14,1

2,51

+14,7

2,35

+14,9

4,75

-21,7

НО-35 250

3,31

3,00

2,88

2,70

3,72

Таблица 3

Группа, шифр торфа

Ботанический состав, содержание растений-торфообразователей, %

Моховая:

ВСМ-5, ВСМ-5 250

Сфагнум балтикум (60), сфагнум фускум (10), сфагнум магелланикум (10), сфагнум ангустифолиум (10), сфагнум майус (5), пушица (5)

ВС-5, ВС-5 250

Сфагнум магеллан. (40), сфагнум папиллоуз (5), сфагнум куспидатум (10), сфагнум фаллакс (10), осока топяная (10), вздутая (5), шейхцерия (5), хвощ (5), гипновые (5), кустарнички (5)

ВФ-5, ВФ-5 250

Сфагнум фускум (80), сфагнум ангустиф. (5), сфагнум магелланик. (10), неопр. остатки (5)

2 ВФ-20, 2 ВФ-20 250

Сфагнум фускум (70), сфагнум ангустиф. (10), сфагнум магелланикум (10), кустарнички (5)

Травяно-моховая: ВПС-25, ВПС-25 250

Пушица (50), сфагнум ангустифолиум (30), сфагнум магелланикум (10), сфагнум фускум (5), кустарнички, сосна (5)

ПОС-30, ПОС-30 250

Осока топяная (30), осока вздутая (10), сфагнум фускум (20), сфагнум магелланик. (10), сфагнум ангустифол.(5), пушица многоколосковая (25)

Травяная:

ПШ-20, ПШ-20 250

Шейхцерия (50), пушица (20), сфагнум субсекундум (10), осока топяная (5), осока вздутая (5), сфагнум магелланикум (5), кустарнички (5)

2 НО-25, 2 НО-25 250

Вахта (55), осока топяная (30), осока вздутая (10), хвощ (5), каллиергон (5), древесные остатки, береза (5), неопределенные остатки (5)

1 ВПС-35, 1 ВПС-35 250

Пушица (60), сфагнум фускум (15), сфагнум магелланикум (15), сфагнум ангустифолиум (5), кустарнички, сосна (5)

НО-35, НО-35 250

Осока вздутая (65), осока топяная (5), хвощ (5), вахта (10), травяные остатки (15)

Древесная:

НД-30, НД-30 250

Древесина сосны (40), папоротник (25), вахта (10), осока топяная (5), хвощ (10), тростник (10), сфагновые мхи (+)

На снижение нефтеемкости верхового и низинного воздушно-сухого и термообработанного торфа с ростом его степени разложения влияет степень биохимического распада растений-торфообразователей. Это согласуется с данными [5, 7].

Для воздушно-сухого и термообработанного торфа переходного типа получены более низкие значения, чем для образцов низинного типа, и более приближенные к верховому торфу средней степени разложения (табл. 2).

а)

б)

Рис. 1. Влияние степени разложения верхового исходного (а) и термообработанного (б) торфа на нефтеёмкость при сорбции с водной поверхности ТН разной плотности:

1 – ρ = 873,5 кг/м3; 2 – ρ = 844,3 кг/м3; 3 – ρ = 824,0 кг/м3; 4 – ρ = 796,2 кг/м3

а)

б)

Рис. 2. Влияние степени разложения низинного исходного (а) и термообработанного (б) торфа на нефтеёмкость при сорбции с водной поверхности ТН разной плотности:

1 – ρ = 873,5 кг/м3; 2 – ρ = 844,3 кг/м3; 3 – ρ = 824,0 кг/м3; 4 – ρ = 796,2 кг/м3

Исходя из ранее установленного влияния некоторых групповых составляющих (ГС) верхового торфа на его нефтеемкость при сорбировании нефти на твердой поверхности [5], проведем анализ для заданных условий эксперимента. Результаты исследований приведены на рис. 3. Получено, что для образцов верхового исходного торфа на показатель G' N при сорбировании нефти с водной поверхности положительно влияет увеличение содержания углеводного комплекса (целлюлозы, водорастворимых и легкогидролизуемых веществ), а отрицательно увеличение содержания гуминовых кислот и битумов, что согласуется с данными [5, 7].

После нагрева верхового торфа сохранилась тенденция положительного влияния ВРВ+ЛГВ на G' N , о чем свидетельствует показатель корреляции R2 = 0,59. Для остальных ГС зависимость не установлена (рис. 4).

Для образцов переходного и низинного как воздушно-сухого, так и термообработанного торфа, корреляции (R2 < 0,4) между отдельными ГС и нефтеемкостью не выявлено (рис. 3–4).

Опираясь на данные [15, 16], возможно объяснить полученное тем, что нагрев торфа в среде собственных газов разложения до температуры 250°С приводит к существенному изменению не только содер- жание группового состава, но и влияет его структуру, тем самым обуславливая целую группу факторов, определяющих те или иные свойства термически модифицированного торфа.

Исследование влагоемкости всех образцов воздушно-сухого торфа показало более высокие значения Be по сравнению с его способностью сорбировать нефтяные углеводороды (рис. 5). Для верхового торфа значения Be находятся в области 4,32–9,40 г воды/1 г торфа (далее – г/г), для торфа переходного и низинного типа – в области 3,44–4,75 г/г (табл. 2).

Рис. 3. Влияние групповых составляющих исходного (1) и термообработанного (2) верхового торфа на нефтеемкость при сорбции с водной поверхности товарной нефти разной плотности от 796,2 до 873,5 кг/м3

Рис. 4. Влияние групповых составляющих исходного (1) и термообработанного (2) переходного и низинного торфа на нефтеемкость при сорбции с водной поверхности товарной нефти разной плотности от 796,2 до 873,5 кг/м3

Приведенные зависимости можно объяснить, опираясь на ряд исследований [1, 7, 10, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24], в которых указано, что большая часть органических компонентов торфа (водорастворимые и легкогидролизуемые вещества, гуминовые кислоты, целлюлоза и негидролизуемый остаток), кроме битумов, характеризуется гидрофильными свойствами за счет содержания в них активных функциональных групп (карбоксильных, гидроксильных, карбонильных, амидных и др.), содержащих атомы водорода, кислорода и азота. Это определяет возможность удерживать молекулы воды за счет ион-дипольных, диполь-дипольных и преимущественно водородных связей. (Согласно [1, 18, 20], энергия водородных связей торфа с водой лежит в пределах от 20 до 60 кДж/моль, что касается других механизмов гидрофилизации торфа, то не исключается взаимодействие молекул воды с веществом торфа за счет дисперсионных сил (энергия связи от 4 до 8 кДж/моль, осмотического взаимодействия – до 2, механических сил – 0,8 кДж/моль.) Например:

Ar – СОО – … Н+ … ОН 2 ;

Ar – С – … Н+ … ОН 2 ;

Ar – О – … Н+ … ОН 2 ;

Ar – СО … Н+ … ОН– и др. [20].

Для образцов верхового, переходного и низинного торфа прослеживается влияние степени разложения: самые высокие показатели Be характерны для воздушно-сухих образцов моховой группы (R = 5 %) – от 6,90 до 9,40. Влагоемкость снижается при увеличении степени деструкции исходного органического вещества торфа (рис. 5), что соответствует описанной в работах [17, 18, 19] разной способности торфа поглощать воду в зависимости от его природы.

После термообработки всех типов торфа сохранилась отмеченная тенденция влияния R на показатель Be (рис. 6), в то время как для нефтеемкости это характерно только для образцов верхового типа.

Термообработка торфа привела к снижению его способности сорбировать воду, что объясняется уменьшением гигроскопических свойств торфа (снижение его влажности), деструкцией углеводного комплекса (водорастворимых и легкогидролизуемых веществ, целлюлозы), увеличением содержания битумов вследствие деполимеризации восков и смол, увеличением негидролизуемого остатка (см. табл. 1). Также, согласно [20], при нагревании свыше 75°С происходит значительное уменьшение удельной поверхности торфа и изменение числа активных центров, доступных молекулам воды, вследствие компактного структу-рообразования.

Рис. 5. Влагоемкость и нефтеемкость разнотипного исходного торфа при сорбции с водной поверхности товарной нефти плотности 873,5 кг/м3

Рис. 6. Влияние степени разложения исходного (1) и термообработанного (2) разнотипного торфа на влагоемкость

Полученные значения Be для верхового сфагнового ВС-5 250 и сфагново-мочажинного ВСМ-5 250 , низинного осокового 2 НО-25 250 и древесного НД-30 250 торфа имеют меньшую величину в сравнении с G' N при сорбировании с водной поверхности товарной нефти разной плотности (табл. 3) и, в частности, при сорбции нефти плотностью 873,5 кг/м3 (рис. 7).

Шифр торфа

1) ВС-5250; 2) ВСМ-5250; 3) ВФ-5250; 4) 2 ВФ-20250; 5) ВПС-25250; 6) 1 ВПС-35250

7) 1Ш1-20250; 8) ПОС-30250; 9) 2 НО-25250; 10) НД-30250; 11) НО-3 5250

Рис. 7. Влагоемкость и нефтеемкость разнотипного термообработанного торфа при сорбции с водной поверхности товарной нефти плотности 873,5 кг/м3

Оценка степени влияния предварительного нагрева торфа на изменение исследованных свойств в сравнении с воздушно-сухим торфом показала, что относительное увеличение нефтеемкости сорбента Δ G' N при сорбции ТН разной плотности находится в пределах от +4,50 до +35,9 % отн. Относительное уменьшение влагоемкости Δ Be составило -11,9– -42,5 % отн. (табл. 2).

Отмечена различная глубина влияния на показатели Δ G' N и Δ Be в зависимости от типа и степени разложения сорбента, подвергнутого термической обработке в среде собственных газов разложения (рис. 8, табл. 5).

Рис. 8. Относительные изменения нефтеемкости (1) и влагоемкости (2) торфа разной степени разложения под влиянием термообработки

Для малоразложившихся нагретых торфов наблюдалось большее увеличение содержания в групповом составе гуминовых веществ (отрицательное влияние которых на нефтеемкость было отмечено выше) и максимальное снижение положительно влияющего на G'N углеводного комплекса (рис. 3). Отсюда одна из причин минимального прироста Δ G' N , % отн.

Влияние термообработки торфа на изменение содержания углеводного комплекса и гуминовых веществ

Таблица 4

Шифр торфа

Групповой состав, % на daf

Углеводный комплекс УК , % на daf

Δ УК , % отн.

Гуминовые вещества ГВ , % на daf

Δ ГВ , % отн.

Верховой торф

ВСМ-5

62,6

-31,9

24,6

+50,4

ВСМ-5 250

42,6

37,0

ВС-5

54,7

-21,4

32,7

+12,0

ВС-5 250

43,0

36,6

ВФ-5

59,8

-42,8

26,2

+72,1

ВФ-5 250

34,0

45,1

2 ВФ-20

51,7

-25,3

33,7

+24,9

2 ВФ-20 250

38,6

42,1

ВПС-25

38,0

-15,8

43,3

+6,5

ВПС-25 250

32,0

46,1

1 ВПС-35

36,0

-16,1

46,6

+7,1

1 ВПС-35 250

30,2

49,9

Переходный

ПШ-20

35,2

-21,3

47,6

+8,0

ПШ-20 250

27,7

51,4

ПОС-30

41,2

-31,8

43,8

+14,4

ПОС-30 250

28,1

50,1

Низинный

2 НО-25

30,5

-12,8

49,8

+4,4

2 НО-25 250

26,6

52,0

НД-30

29,6

-10,8

54,5

+4,2

НД-30 250

26,4

56,8

НО-35

27,9

-11,8

52,7

+2,3

НО-35 250

24,6

54,0

Что касается разной глубины изменения влагоемкости торфа при переходе R= от 5 % до 35 %, то только изменением его группового состава объяснить полученное Δ Be невозможно, так как следует учитывать, согласно [18, 20], существенное влияние термического воздействия на его микро- и макроструктуру, величину его удельной поверхности и других факторов, определяющих гидрофильные свойства.

В целом глубина изменения Δ G' N и Δ Be в результате термообработки торфа соответствует следующему: чем выше R, тем в большей степени произошло относительное увеличение нефтеемкости и в меньшей – относительное снижение влагоемкости (табл. 3).

Рассмотрим еще одно свойство торфа, определяющее его сорбционные характеристики, – плавучесть. Воздушно-сухой торф, нанесенный на водную поверхность, в среднем хорошо удерживался на воде от 3 до 7 сут, о чем свидетельствует полученный коэффициент плавучести П i ≥ 0,90 (табл. 6). Далее, по мере увеличения времени контакта с водой, он начинал интенсивно тонуть и через 10 сут П i находится в пределах от 0,62 до 0,78, а через 30 сут – от 0,32 до 0,55.

Термообработка торфа приводит к увеличению коэффициента плавучести: через 10 сут П i ≥ 0,98, через 30 сут – 0,95–1 соответственно.

Влияние термообработки торфа на плавучесть

Таблица 5

Шифр торфа

Коэффициент плавучести торфа на водной поверхности П i

Время контакта с водой, сут

1 1

2

3 1

7

10       1

30

Верховой торф

ВСМ-5, ВС-5, ВФ-5, ВФ-20, ВПС-25, 1 ВПС-35

1

От 0,97 до 1

От 0,90 до 0,97

От 0,90 до 0,93

От 0,60 до 0,76

От 0,39 до 0,52

ВСМ-5 250 , ВС-5 250 , ВФ-5 250 , ВФ-20 250 , ВПС-25 250 , 1 ВПС-

35 250

1

1

1

1

0,98–1

От 0,95 до 1

Переходный торф

ПШ-20, ПОС-30

1

1

От 0,95 до 1

От 0,92 до 0,95

От 0,62 до 0,70

От 0,39 до 0,40

ПШ-20 250 , ПОС-30 250

1

1

1

1

1

1

Низинный торф

2 НО-25, НД-30, НО-35

1

1

От 0,98 до 1

От 0,90 до 0,98

От 0,71 до 0,90

От 0,34 до 0,54

2 НО-25 250 , НД-30 250 , НО-35 250

1

1

1

1

1

От 0,99 до 0,95

Выводы

  • 1.    При сорбировании товарной нефти разной плотности с водной поверхности более высокие значения нефтемкости получены для верхового торфа моховой группы малой степени разложения.

  • 2.    Чем выше плотность сорбтива, тем выше значения показателя G' N .

  • 3.    Отмечено положительное влияние увеличения содержания водорастворимых и легкогидролизуемых веществ, целлюлозы на возрастание нефтеемкости верхового торфа разной степени разложения.

  • 4.    Для торфа переходного и низинного типа не установлена взаимосвязь между групповым составом и его способностью сорбировать с водной поверхности товарную нефть.

  • 5.    Термообработка торфа приводит к незначительному увеличению нефтеемкости всех образцов.

  • 6.    После предварительного нагрева верхового торфа в среде собственных газов разложения до температуры 250°С отмечено положительное влияние водорастворимых и легкогидролизуемых веществ на его сорбционную способность по отношению к товарной нефти разной плотности. Влияние других групповых составляющих на показатель G' N не установлено.

  • 7.    Для воздушно-сухого и термообработанного торфа верхового и низинного типа при переходе степени разложения от 5 до 35 % показатель G' N снижается.

  • 8.    Максимальная влагоемкость характерна для верхового торфа моховой группы малой степени разложении.

  • 9.    Термообработка торфа всех типов привела к снижению показателя Be.

  • 10.    Установлена разная глубина влияния степени разложения торфа на относительные изменения нефтеемкости и влагоемкости под действием предварительного нагрева: чем выше R, тем больше увеличение показателя ΔG' N и меньше снижение показателя Be Δ.

  • 11.    Воздушно-сухой торф, нанесенный на водную поверхность, хорошо удерживается на воде от 3 до 7 сут, увеличение времени контакта с водой приводит к снижению коэффициента П i и через 30 сут составляет 0,32–0,55.

  • 12.    Термообработка торфа до 250°С в вышеуказанных условиях способствует гидрофобизации образцов, о чем свидетельствует коэффициент плавучести П i от 0,95 до 1 через 30 сут после контакта торфа с водой.

QR-код для установки приложения SciUp Наведите камеру и скачайте бесплатное приложение SciUp