Способ локализации нефтяного загрязнения

Изобретение относится к области локализации и очистки открытых водоемов от нефтяных загрязнений, преимущественно немеханическими способами.

Известны способы очистки сточных вод от нефтепродуктов, включающие обработку коагулянтом с последующей фильтрацией, в которых для повышения степени очистки в качестве коагулянтов применяют раствор, полученный после обработки изгонолитейного шлака соляной кислотой, а фильтрацию осуществляют через полученный при обработке осадок (авторское свидетельство SU №1439083 [1]), или в качестве коагулянта используют хлоризолропилат алюминия или в виде отхода химико-фармацевтической промышленности, образующегося на стадии разложения каталитического комплекса производства левомицетина (авторское свидетельство SU №1439085 [2]).

Данные способы имеют ограничения по применению, так как могут быть использованы только для очистки воды от нефтепродуктов, протекающей по трубопроводным магистралям или находящейся в закрытых резервуарах малого объема, так как после ввода коагулянта необходимо выполнение операций, связанных с отстаиванием и фильтрацией, что требует дополнительного оборудования, аналогичного описанному в авторских свидетельствах SU №1712315 и SU №1712317 [3, 4].

Известен также способ очистки воды от эмульгированной нефти (авторское свидетельство SU №1456000 [5], и способ разрушения нефтяной эмульсии (авторское свидетельство СССР SU №1456451 [6]).

В способе [5], включающем введение гомополимера диметилдиаллиламмонийхлорида, перемешивание и отстаивание, для сокращения остаточного содержания нефти в воде вводят 0,1-30%-ный водный раствор гомополимера диметилдиаллиламмонийхлорида, содержащего 5-10 мас. % мономера и имеющего вязкость 16000-32000 мПа⋅с, измеренную в 38%-ном водном растворе при 25°С.

Данный способ имеет также ограниченное применение, так как применим только для очистки воды от нефти ограниченного объема, обусловленного размерами очистного резервуара. Кроме того, выполнение условий по процентному содержанию вводимых компонентов в условиях естественных открытых водоемов практически невозможно.

В способе [6] разрушение нефтяной эмульсии производится путем обработки ее деэмульгатором, содержащим алкилсульфонат, с получением нефтяной фазы, в котором для содержания в нефтяной фазе солей и воды используют деэмульгатор, содержащий в качестве алкилсульфоната натриевую соль сульфированного отхода производства сульфонала на основе керосина и дополнительно содержащий сополимер этилена с пропиленом с мол. м. 5600-60000 с молярным соотношением звеньев пропилена и этилена (35-48):(65-52) соответственно, при массовом соотношении натриевой соли сульфинированного отхода и сополимера в деэмульгаторе (1,5-3):1.

Реализация данных способов также имеет ограничения по объему очищаемой воды, так как после ее обработки необходимо выполнить операции отстаивания и фильтрации, и по выполнению условий по процентному содержанию вводимых компонентов.

Выявленных недостатков лишен способ очистки поверхности воды от нефти, включающий нанесение измельченного сорбента на основе каучука с последующим механическим сбором полученной фазы вещества, в котором в качестве сорбента используют каучуки с полярными группами и размером фракций не более 3-5 мм, при этом используют каучук, содержащий группы нитрилакриловой или метакриловой кислот (авторское свидетельство SU №1712313 [7]).

Данный способ может быть использован и на открытых водоемах. Однако при обработке больших загрязненных водных поверхностей по причине использования каучуков реализация способа требует крупных материальных затрат, а также существенных трудозатрат, связанных с последующим механическим сбором сорбента, например нефтеловушкой (авторское свидетельство SU №1712316 [8]).

Кроме того, известные способы, основанные на вводе веществ, содержащих кислоты, экологически не безопасны, что может отрицательно сказаться на макроструктуре водных акваторий, особенно имеющих промысловое значение.

Известен также способ локализации аварийных разливов нефти на поверхности воды, включающий обработку жидким парафином, в котором загрязненную поверхность воды обрабатывают сначала неорганическим сорбентом, например азеритом или стеклозитом или их смесью с размером зерен не менее 3 мм, а затем наносят жидкий парафин в количестве 4,0-8,5 мас. % от количества нефти (авторское свидетельство SU №1722314 [9]), что также связано со значительными трудозатратами и со сложностью выполнения условий по процентному содержанию вводимых веществ.

В известном способе (патент RU №2081854 [10]) для очистки воды и почвы от нефтепродуктов используют биореагент на основе торфа, что требует дальнейшего сбора модифицированных веществ, полученных при обработке нефтяных загрязнений, посредством специальных плавучих средств (патент RU№2081967 [11]).

Известен также способ локализации нефтяного загрязнения на поверхности воды, включающий создание заграждения, препятствующего растеканию нефти на поверхности воды, в котором заграждения создают в виде кромки спекшейся нефти путем многократного воздействия на каждый ее элементарный объем лазерным излучением в видимой или инфракрасной областях спектра (авторское свидетельство RU №1721177 [12]).

Данный способ наряду с его преимуществом перед известными способами, заключающийся в возможности получения спекшихся кромок, которые препятствуют смыканию нефти, также обладает и недостатком, заключающимся в том, что необходимым условием его использования является образование постоянной подъемной силы, препятствующей подтоплению системы плоскостей на ходу судна-заградителя, что в реальных условиях плавания при непостоянстве гидрометеорологических факторов с учетом непостоянства динамических параметров судна выполнить практически невозможно, что ограничивает применение данного способа только штилевыми условиями.

Известен также способ локализации нефтяного загрязнения, включающий обработку нефтяного загрязнения на поверхности воды световым потоком с получением модифицированных структур, в котором при обработке нефтяного загрязнения на него воздействуют световым потоком с плотностью 0,8÷0,9⋅10⁵ Вт/см², причем воздействие световым потоком осуществляют до получения твердой фазы нефтяного продукта с плотностью, превосходящей плотность воды, и ее опускания на дно водоема (патент RU №2304194 С1, 10.02.2007 [13]).

При воздействии на нефтяное загрязнение на поверхности воды световым потоком 0,8÷0,9⋅10⁵ Вт/см² происходит обратимое фазовое превращение вещества, сопровождающееся скачкообразным изменением его химического состава. При этом длительность воздействия световым потоком осуществляется до получения фазы нефтяного продукта с плотностью более 0,10283 г/см³, что позволяет получить фазу вещества, представляющего собой жидкий нефтепродукт, в виде твердой фазы.

Данный способ отягощен существенными трудовыми и материальными затратами.

Известен также жидкофазный способ окисления водного раствора 4-аминобензолсульфонамида пероксидом водорода в присутствии Fe/Cu/Al-катализатора - монтмориллонита, интеркалированного смешанными комплексами железа/медь/алюминия, снижение удельного расхода окислителя при сохранении высокой степени очистки воды от 4-аминобензолсульфонамида.

При этом окисление водного раствора 4-аминобензолсульфонамида проводят пероксидом водорода при 40-50°С, рН 3.5 и атмосферном давлении в присутствии 2 г/л катализатора Fe/Cu/Al-катализатора - монтмориллонита (содержание железа в катализаторе 14,0 мг/г, меди - 0,5 мг/г) при мольном соотношении пероксида водорода и 4-аминобензолсульфонамида, равном стехиометрическому. Катализатор Fe/Cu/Al - ММ получен на основе монтмориллонитовой глины путем интеркалирования полигидроксокомплексами, содержащими ионы железа, меди и алюминия, и прокален при 500°С. Состав полигидрооксокомплексов определяется составом интеркалирующего раствора. Интеркалирующий раствор получен щелочным гидролизом водного раствора смеси катионов Fe, Cu и Al при мольном соотношении металлов Fe/Cu/Al, равном соответственно 3/7/100, и мольном соотношении [OH]/[Fe+Cu+Al], равном 2,0 (патент RU №2579391 С1, 10.04.2016 [14]). Данный способ эффективен при небольших локальных разливах в закрытых водоемах.

В качестве прототипа выбран наиболее близкий аналог (патент RU №2107034 С1, кл. C02F 1/28, опубл. 20.03.1998 [15]).

Задачей настоящего предложения является повышение надежности очистки открытых водоемов от нефтяных загрязнений путем снижения трудозатрат с обеспечением экологической безопасности.

Поставленная задача решается за счет того, что в способе локализации нефтяного загрязнения, включающем обработку нефтяного загрязнения на поверхности воды, создание заграждения, препятствующего растеканию нефти на поверхности воды, в котором заграждения создают в виде сеточного каркаса, выполненного из полимерного материала и размещенного по периметру загрязнения, при этом сеточный каркас выполнен в виде шатра из сочлененных секций, посредством проволочного проводника, соединенного с источником электроэнергии, по длине проволочного проводника на равных расстояниях друг от друга установлены патроны со свечами, выполненными из канифоли.

Сущность заявляемого технического решения заключается в следующем.

В зоне разлива нефти, преимущественно с морской нефтедобывающей платформы, посредством обеспечивающего судна устанавливают заграждение, препятствующее растеканию нефти на поверхности воды. Заграждение представляет собой сеточный каркас, выполненный из полимерного материала и который размещают по периметру загрязнения. При этом сеточный каркас выполнен в виде шатра посредством сочлененных секций, выполненных из полимерного материала. Секции сеточного каркаса сочленены посредством проволочного проводника, соединенного с источником электроэнергии. По длине проволочного проводника на равных расстояниях друг от друга установлены патроны со свечами, выполненными из канифоли. На патроны подается напряжение порядка 50-60 градусов. Канифоль не растворяется в воде и при нагревании притягивает молекулы других веществ, в частности веществ загрязнения в виде нефти. Далее сеточный каркас с веществами загрязнения в виде нефти, поднятый на борт обеспечивающего судна, посредством последнего транспортируется к месту дальнейшей утилизации.

Источники информации

1. Авторское свидетельство СССР №1439083.

2. Авторское свидетельство СССР №1439085.

3. Авторское свидетельство СССР №1712315.

4. Авторское свидетельство СССР №1712317.

5. Авторское свидетельство СССР №1456000.

6. Авторское свидетельство СССР №1456451.

7. Авторское свидетельство СССР №1712313.

8. Авторское свидетельство СССР №1712316.

9. Авторское свидетельство СССР №1722314.

10. Патент РФ №2081854.

11. Патент РФ №2081967.

12. Авторское свидетельство СССР №1721177.

13. Патент RU №2304194 С1, 10.02.2007.

14. Патент RU №2579391 С1, 10.04.2016.

15. Патент RU №2107034 С1, 20.03.1998 - Кл. G02F 1/28 - прототип.