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.
Торф, термообработка, степень разложения, нефтеёмкость, влагоёмкость, групповой состав, плавучесть
Короткий адрес: https://sciup.org/14083791
IDR: 14083791
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.
