О возможном способе дифференциации свежих и давних разливов нефти на открытых поверхностях

Размещено на http://www.allbest.ru/

О возможном способе дифференциации свежих и давних разливов нефти на открытых поверхностях

Введение

дифференциация разлив нефть

Известно, что при мониторинге природных сред в нефтедобывающих районов и для определения размеров штрафных санкций за причинение ущерба очень важно знать, когда произошел разлив нефти на поверхность почвы, водоема или иную поверхность и, соответственно, время воздействия нефти на природную среду [1]. В качестве первой задачи в этом направлении можно определить разработку метода, позволяющего отличить давние разливы нефти от свежих разливов.

Известные методы определения возраста разлитой нефти основаны на определении соотношения содержания в пробе углеводородных фракций методами химического анализа [2,3]. Предлагаемые методы длительны, трудоемки и требуют достаточно сложной и дорогостоящей аппаратуры, что делает их применение возможным только в условиях стационарной лаборатории.

Между тем представляется актуальным разработка простого и быстрого метода для использования в полевых условиях.

Целью настоящей работы является разработка простого и быстрого способа дифференциации свежих и старых разливов нефти.

По мнению авторов, для быстрой дифференциации давних разливов нефти от свежих можно воспользоваться различием их реологических свойств.

С течением времени в нефти, разлитой на открытой поверхности, преобладающим процессом изменения является процесс испарения летучих низкомолекулярных фракций углеводородов [4], поэтому одним из простейших способов сравнения возраста образцов нефти в полевых условиях может служить измерение высоты поднятия нефти по капилляру за фиксированное время в одинаковых термодинамических условиях (в передвижной лаборатории или на открытом воздухе).

Предельная высота поднятия нефти по капилляру определяется по формуле [5]

H = 2/gr,

где Н - высота поднятия нефти в капилляре;

- поверхностное натяжение нефти;

- плотность нефти;

g - ускорение силы тяжести;

r - радиус капилляра.

Известно, что по мере возрастания молекулярной массы возрастает как поверхностное натяжение предельных углеводородов, так и их плотность (Таблица 1)[6]:

С другой стороны, по мере возрастания молекулярной массы вязкость предельных углеводородов возрастает (Таблица 2) [8]:

Поскольку поверхностное натяжение характеризует стационарное состояние жидкости, а вязкость - динамическое, теоретический расчет высоты поднятия нефти в капилляре представляется трудной задачей. Тем не менее, можно ожидать, что высота поднятия нефти в капилляре для фиксированного диаметра отверстия капилляра и фиксированного времени будет меняться с увеличением доли тяжелых фракций в процессе испарения нефти. Для проверки этого предположения был проведен эксперимент в лабораторных условиях.

1.Описание эксперимента

Для эксперимента был взят образец сырой нефти объемом 35 мл и был помещен в открытую чашку Петри, образовав слой толщиной 0,005 м. Образец находился в чашке в течение 200 суток при температуре 20 - 23С и все это время имел открытую поверхность без принудительной вентиляции. Ежедневно проводилось измерение высоты поднятия столбика нефти по капилляру из молибденового стекла диаметром 0,05 мм за время, равное 60 сек. Измерение столбика нефти осуществлялась следующим образом.

Поверхности образца нефти касались торцом капилляра. Через 60 сек. контакт капилляра с поверхностью нефти прекращали и по шкале линейки измеряли высоту столбика нефти, поднявшегося по капилляру под действием сил поверхностного натяжения. По окончании измерения нефть выдавливалась из капилляра обратно в чашку Петри, а капилляр промывался гексаном ХЧ и оставлялся на поверхности фильтровальной бумаги в открытой атмосфере.

Данные измерений представлены на рис.1.

2.Обсуждение результатов

Представленные на рис.1 данные свидетельствуют о том, что образцы свежей нефти отличаются по высоте поднятия по капилляру от образцов нефти, выдержанной на воздухе с открытой поверхностью. Наблюдающаяся на графике рис.1 нелинейность может быть связана как с погрешностью измерения, так и с нелинейностью процесса испарения легких фракций нефти. Для оценки нелинейности процесса испарения летучих фракций нефти были использованы данные [8].

Рис. 1. Зависимость высоты поднятия в капилляре от времени экспозиции

Зависимость удельных величин выбросов углеводородов в атмосферу с поверхности нефти, г/м² (плотность нефти 0,851...0,885 т/м³, что соответствует плотности западносибирских нефтей), от времени, представлены графически на рис. 2 и 3 для слоев нефти 0,005 м и 1,5 м соответственно. В [8] считается, что после 240 часов скорость испарения углеводородов является постоянной (таблица П4), однако из рис. 2 и 3 видно, что это в полной мере справедливо для тонких слоев нефти (рис.2).

Для толстых слоев (порядка 1 м) испарение становится постоянным, вероятно (рис.3), не менее чем через 350 - 400 часов (т.е. около 2 - 3 недель). Из представленных данных следует, что в течение значительных промежутков времени (3 недели и более) скорость испарения легких фракций из нефти достаточно постоянна.

Рис 2. Удельная величина выбросов углеводородов в атмосферу с поверхности слоя нефти толщиной 0,005 м при различной температуре.

Таким образом, на интервале времени от 400 до 4320 часов наблюдающиеся небольшие отклонения графика рис.1 от линейного можно считать следствием погрешности эксперимента.

Эксперимент был поставлен в стабильных термодинамических условиях, тогда как в условиях природных на ход испарения легких углеводородов оказывают решающее влияние погодные явления (температура, наличие осадков, ветра).

Но, поскольку идентифицируемые разливы нефти находятся практически в одних и тех же природных условиях, динамика испарения легких фракций становится для них одинаковой примерно через 3 недели. Таким образом, предлагаемый способ распознавания целесообразно применять для количественных определений с 3-х недель после разлива.

На рис.1 видно, что примерно со срока 26 недель (6 месяцев) при 20-23 С для слоя 0,005 м наступает нелинейность, обусловленная, видимо, существенным снижением содержания легких фракций в пробе. Однако в большинстве нефтеносных районов России среднегодовая температура значительно ниже (от +10 С в Чеченской республике до -6С в Западной Сибири), что позволит использовать предлагаемый способ для периодов времени, существенно превышающих полгода.

Поскольку объем пробы нефти, необходимый для определения, невелик (несколько миллилитров), термостатирование пробы не требует большого времени и применения сложных технических средств, что важно в условиях полевой работы.

Разработка метрологически аттестованной методики требует дальнейших, в том числе и натурных, исследований, что в ходе настоящей инициативной работы не предусматривалось.

Рис 3. Удельная величина выбросов углеводородов в атмосферу с поверхности слоя нефти толщиной 1,5 м при различной температуре.

Вывод

Для дифференциации свежих разливов нефти и разливов, имеющих возраст 3 недели и более, можно использовать в качестве контролируемой величины высоту поднятия нефти из термостатированного образца в стеклянный капилляр.

Литература

1. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., с. 23.

2. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям: Учебное пособие для вузов /И.Н. Дияров и др./. - Л., 1990 г., с. 129 - 142.

3. Государственные стандарты Союза ССР. Нефтепродукты. Методы испытаний. Часть 2. - М.,1987, с. 259 - 269.

4. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., с. 6.

5. Сумм, Ю.В. Горюнов. - Физико- химические основы смачивания и растекания. - М., 1976, с. 27.

6. И.Т. Гороновский, Ю.П. Назаренко, Е.Ф. Некряч. Краткий справочник по химии. - Киев, 1974 г., с. 494 - 496.

7. Краткий справочник физико - химических величин. Под ред. К.П. Мищенко и А.А. Равделя. - Л., 1972 г., с. 108 - 110.

8. Методика определения ущерба окружающей природной среде при авариях на магистральных нефтепроводах. Руководящий документ. Утв. Минтопэнерго РФ 01.11.95 г., стр. 27-30 (таблица П4).

Размещено на Allbest.ru