Анализ на нефтепродукты в воде

Нефть и нефтепродукты содержатся в сточных водах нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, а также производств пестицидов, ПАВ и др. [1—4]. Многокомпонентный состав сточных вод нефтехимических производств затрудняет идентификацию отдельных компонентов и методы их обезвреживания. В настоящее время эти стоки классифицируют как мало- и многосернистые. Среднее содержание нефти и нефтепродуктов в сточных водах нефтеперерабатывающих заводов составляет 10 000 мг/л [5].

Пороговая концентрация по привкусу 0,1 мг/л [7]. Пороговая концентрация по запаху разных видов нефтепродуктов: бензин с добавкой нефти 0,00005, дизельное топливо 0,0005, деодорированный керосин 0,82, сырая нефть 0,1— 0,5, мазут 0,22—0,5, нефть очищенная 1,0—2,0 мг/л. В воде, содержащей 0,5 мг/л нефтепродуктов, мясо рыбы приобретает привкус нефти через 1 сут, 0,2 мг/л — через 3 сут, а 0,1 мг/л — через 10 сут [8]. Пороговая концентрация по запаху в мясе рыб 0,1 мг/л . При концентрации 0,25 мг/л мясо форели приобретает привкус через 24 ч, а при 1 мг/л — сразу [9].

Для теплокровных животных при приеме внутрь нефтепродукты малотоксичны. ЛД50 бензина для кроликов 28 350 мг/кг . Нефтяная пленка на поверхности воды пропитывает перья у перелетных птиц, они не могут взлететь и погибают.

Нефть и нефтепродукты относятся к числу трудноокисляемых органических веществ, как на очистных сооружениях канализации, так и в естественных условиях — в водоемах. Неочищенная нефть отличается высокой стабильностью, особенно при низкой температуре воды. В экспериментальных водоемах при низкой температуре воды сохраняет токсичность для водорослей 2 мес. [13]. Нефтепродукты, попавшие в водоем со сточными водами, подвергаются различным изменениям, постепенно опускаются на дно водоема. Бактериальное окисление нефтепродуктов на дне происходит примерно в 10 раз медленнее, чем на поверхности [14]. В водоемах примерно 40% нефти оседает на дне, 40% остается в воде в виде эмульсии и 20% — на поверхности в виде пленки. Нефтяная пленка даже толщиной 0,5 мм на поверхности водоемов затрудняет аэрацию воды, а нефть на дне образует донные отложения; в иле в местах спуска сточных вод обнаружено 3,5—22,0 % нефти [15]. Поэтому при изучении влияния на водоем сточных вод, содержащих нефть, необходимо отбирать не только среднюю пробу, но и отдельные ее фракции (поверхность, глубина примерно 10 см от поверхности, придонные слои и осадок).

Самоочищение водоемов от нефти происходит очень медленно. За 2,7 сут. содержание эмульгированных нефтепродуктов в воде снижалось при 20 °С на 40%, а при 5°С лишь на 15% [16]. В присутствии водной растительности в модельных опытах нефтяная пленка исчезала при ее толщине 0,06 см через 4—6 сут, а при 0,6 см — через 20—22 сут [17]. Следовательно, в водоемах нельзя рассчитывать на самоочищение от нефти. Эти процессы можно использовать лишь при доочистке в биологических прудах.

Нефтепродукты тормозят биологический процесс очистки сточных вод в аэротенках при 50 мг/л [18].

Определение в водных растворах: нефелометрия; весовой метод ;люминесцентный, ИК-спектрометрия, газохроматографический, автоматический метод [19].

Очистка сточных вод: механическая (решетки, отстойники, песколовки, нефтеловушки, песчаные фильтры), физико-химическая (нейтрализация, флотация, окисление кислородом воздуха и озоном, коагуляция), биологическая (аэротенки, аэрируемые пруды на 60 сут пребывания в них сточных вод, биологические фильтры [18, 21—23]. Эффективность очистки сточных вод от нефти на разных типах сооружений составила: нефтеловушки — 99,9%, через песок 50—87%, биофильтры — 47,5%, аэротенки — 53,4% [24]; окисление озоном [25]; биологическая очистка в аэротенках и биологических прудах (при малых концентрациях нефтепродуктов). Нефть и нефтепродукты разлагаются в аэробных условиях микроорганизмами; добавление к сточным водам минеральных солей, хозяйственно-фекальных вод, необходимых для жизнедеятельности микроорганизмов, подача воздуха способствуют более быстрому разложению остатков нефти и нефтепродуктов как на сооружениях биологической очистки в аэротенках, аэрофильтрах и биологических прудах, так и в небольшой степени в водоемах [26]. См. также [27, 28].

1. Карелин Я. А., Жуков Д. Д., Денисов М. А. и др. Очистка производственных сточных вод (Опыт Ново-Горьковского нефтеперерабатывающего завода). М., Госстройиздат, 1970. 152 с.
2. Хаскин С. А., Карш В. П. — В кн.: Очистка нефтеперерабатывающих сточных вод. М., 1973.
3. Wilber Ch. — In: The Biological Aspects of Water Pollution. Springfield, 1969, p. 73.
4. Грушко Д. AI., Кожова О. M., Мамонтова Л. М. — Гидробиологический журн., 1978, т. 14, № 2, с. 55.
5. Монгайт И. Л., Родзиллер И. Д. — В кн.: Промышленные сточные воды. Вып. 5. М. Медгиз, 1960, с. 7.
6. Sittig М. Environmental Sources and Emissions Handbook. Perk Ridge, New Jersey , London, England, 1975. 523 p.
7. Гусев А. Г. — Журн. ВХО им. Д. И. Менделеева, 1972, т. 17, № 2, с. 134.
8. Гусев А. Г. — В кн.: Производственные сточные воды. Вып. 5. М., Медгиз, 1960, с. 34
9. Krishnaswatni S. К., Kupchatiko Е. Е. — J. Water Pollution Control Feder., 1969, v. 41, № 5, part 2, p. R189.
10. Мосевич H. А., Гусева H. В., Драгулин M. Г. и dp. — В кн.: Известия ГосВНИОРХ, М., Пищепромиздат, 1952, т. 31, вып. 1, с. 41.
11. Миронов О. Г. — Зоологич. журнал, 1969, т. 48, № 7, с. 980.
12. Chipman W. A., Galisoff Р. S. Effects of Oil Mixed with Carbonized Sand on Aquatic Animals. Spec. Sci. Rep. Fisher. № 1, U. S. Fish, and Wildlife Service. Wash., 1949. 52 p
13. Dickman M. — Artie. Kanad. Field-natur., 1971, v. 85, № 3, p. 249.
14. Изъюрова А. И. — Гигиена и санитария, 1950, № 1, с. 9.
15. Дадашев X.К., Григорян Э. В., Агамирова С. Н. Сокращение потерь нефтепродуктов с промышленными сточными водами нефтеперерабатывающих заводов. Баку, 1957. 138 с.
16. Ломано Л. В., Майер Л. Н., Черепнева В. С. Материалы республиканского научно-технического совещания по изучению, комплексному использованию и охране водных ресурсов. Минск, 1965, с. 41.
17. Морозов И. В., Петров Г. /7. — В кн.: Теория и практика биологического самоочищения загрязненных вод. М., Наука, 1972, с. 42.
18. Жуков А. И., Демидов Л. Г., Монгайт И. Л. и др. — Канализация промышленных предприятий. Очистка промышленных сточных вод. М., Стройиздат, 1969. 370 с.
19. Новиков Ю. В., Сайфутдинов М. М. — Гигиена и санитария, 1977, № 10, с. 60.
20. Семенов А. Д., Страдомская А. Г., Павленко Л. Ф. — В кн.: Методы анализа природных и сточных вод. Сер. Проблемы аналитической химии, Т. 5. М., Наука, 1977, с. 220.
21. Itieson Pachatn R. — In: Hepple P. (Ed.). Water Pollution by Oil. Proceed, by of Seminar held at Aviemor Invernes — Shiee, Scotland aponsored by the Institute of Water Pollution Control and the Institute of Petroleum, with the Assistance of Eur. Office of WHO, 4—8 May 1970. Amsterdam — London — New York, 1971, p. 143.
22. Матвеев AI. C. — Химия и технология топлив и масел, 1962, № 8, с. 24.
23. Рубинштейн С. Л., Хаскин С. А. Очистка сточных вод нефтеперерабатывающих заводов, М., ЦНИТЭНефтехим. Сер. «Нефтепереработка и нефтехимия», 1966. 85 с.
24. Денисов М. А. Тезисы докладов конференции по методам очистки газовых выбросов и промстоков от вредных веществ. Дзержинск, 1967, с. 12.
25. Меренищева Т. Н., Плехоткин В. Ф. Очистка промышленных сточных вод методов озонирования. Обзорная информация. Сер. «Прикладная химия», НИИТЭХим, М., 1974, 21 с.
26. Карелин Я. А., Воробьева Г. И. — Химия и технология топлив и масел, 1957, № 10, с. 29.
27. Немковский Б. Б., Злобина Г. П., Губанова И. Ф. — Гигиена и санитария, 1962, № 1, с. 61.
28. Изъюрова А. И. — Там же, 1958, № 2, с. 72.
29. Роговская Ц. И. — В кн.: Биохимический метод очистки производственных сточных вод. М., Стройиздат, 1967, с. 5.

источник

Нефтепродукты (НП) относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих природные воды. Нефть и продукты ее переработки представляют собой сложную, непостоянную смесь предельных и непредельных углеводородов и их различных производных. Понятие «нефтепродукты» в гидрохимии условно ограничивается только углеводородной фракцией (алифатические, ароматические и ациклические), составляющей главную и наиболее характерную часть нефти и продуктов ее переработки. В международной практике содержание в воде нефтепродуктов определяется термином «углеводородный нефтяной индекс» (hydrocarbon oil index).

В связи с неблагоприятным воздействием нефтепродуктов на организм человека и животных, на биоценозы водоемов, контроль за содержанием нефтепродуктов в водах обязателен и регламентируется требованиями ГН 2.1.5.1315-03, ГН 2.1.5.2280-07, СанПиН 2.1.5.980-00, Приказом Росрыболовства от 18.01.2010 №20.

Предельно допустимые концентрации (ПДК) нефтепродуктов в воде водных объектов хозяйственно-питьевого и культурно-бытового водопользования 0,3 мг/дм3, в водах водных объектов рыбохозяйственного значения — 0,05 мг/дм3.

В настоящее время применяют методы определения содержания нефтепродуктов в воде, основанные на различных физических свойствах нефтепродуктов:

1. Метод ИК-спектрофотометрии
2. Гравиметрический метод
3. Флуориметрический метод
4. Метод газовой хроматографии.

Метод ИК-спектрофотометрии (ПНД Ф 14.1:2:4.168; МУК 4.1.1013-01, НДП 20.1:2:3.40-08) заключается в выделении эмульгированных и растворенных нефтяных компонентов из воды экстракцией четыреххлористым углеродом, хроматографическом отделении НП от сопутствующих органических соединений других классов на колонке, заполненной оксидом алюминия, и количественном их определении по интенсивности поглощения C-H связей в инфракрасной области спектра. Диапазон измеряемых концентраций: 0,02 – 2,00 мг/дм3. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 50%.

Гравиметрический метод ( ПНД Ф 14.1:2.116-97) основан на извлечении нефтепродуктов из анализируемых вод органическим растворителем, отделении от полярных соединений других классов колоночной хроматографией на оксиде алюминия и количественном определении гравиметрическим методом. Диапазон измеряемых концентраций: 0,30 – 50,0 мг/дм3. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 28% (для природных вод), 10 – 35% (для сточных вод).

Преимуществами этого метода определения НП являются высокая чувствительность и экспрессность анализа.

Методом газовой хроматографии (ГОСТ 31953-2012 ) определяют массовую концентрацию нефтепродуктов в питьевой воде, в том числе расфасованной в емкости, природной (поверхностной и подземной) воде, в том числе воде источников питьевого водоснабжения, а также в сточной воде с массовой концентрацией нефтепродуктов не менее 0,02 мг/дм3.

Метод основан на экстракционном извлечении нефтепродуктов из пробы воды экстрагентом, очистке экстракта от полярных соединений сорбентом, анализе полученного элюата на газовом хроматографе, суммировании площадей хроматографических пиков углеводородов в диапазоне времен удерживания равным и (или) более н-октана ( ) и расчете содержания нефтепродуктов в воде по установленной градуировочной зависимости. Этот метод позволяет определить не только общее содержание нефтепродуктов, но и проводить идентификацию состава нефтепродуктов. Погрешность методики при Р=0,95 ( ±δ, %): 25 – 50%.

В лаборатории АНО «Испытательный Центр «Нортест» измерение массовой концентрации нефтепродуктов в пробах природных, питьевых, сточных вод выполняется флуориметрическим и гравиметрическим методами анализа.

Анализ почвы для строительства дома

Бактериологическое исследование и анализ почвы

источник

Необходимость осуществления контроля оборота нефтепродуктов и предотвращения их попадания в почву и водоёмы обусловлена высокой токсичностью этих веществ. В связи с этим, большое значение имеют мероприятия, направленные на определение нефтепродуктов в сточных водах, сброс которых производят промышленные предприятия.

Нефть является многокомпонентным энергоносителем, в состав которого входят вещества как органического, так и минерального происхождения. Полициклические ароматические углеводороды (ПАВ), входящие в состав нефтепродуктов, относятся к высокотоксичным веществам. Отдельные их представители, в частности антрацен, овален и бензпирен (называемый также бензапиреном) обладают канцерогенными свойствами, а также способствуют мутации генов.

Неблагоприятное воздействие на окружающую среду оказывают и другие соединения, входящие в состав продуктов нефти. Этим объясняется необходимость контроля фактической концентрации нефтепродуктов в воде, а также нормирования этой величины, осуществляемых на государственном уровне. Законодательными актами Российской Федерации установлены нормативы предельно допустимых концентраций (ПДК) содержания нефти и её производных в воде различного назначения.

В соответствии с федеральным законом №7 — ФЗ от 10.01.2002 г. «Об охране окружающей среды», субъекты, допустившие превышение предельно разрешённой нормы воздействия на окружающую среду, несут ответственность в зависимости от причинённого природе ущерба, которая может иметь следующие формы:

• начисление платы за негативное воздействие на окружающую среду;
• привлечение к административной ответственности, влекущей за собой наложение штрафов на физических и юридических лиц;
• ограничение, приостановка или полный запрет деятельности хозяйствующих субъектов, наносящих урон экологии.

Обозначенные выше обстоятельства вынуждают хозяйствующие субъекты, вне зависимости от формы собственности, самостоятельно осуществлять наблюдение за промышленными стоками, используя при этом имеющиеся научно – технические достижения в этой области. Наиболее перспективными представляются появившиеся на рынке информационно – измерительные системы, предназначенные для организации непрерывного контроля вредных выбросов (в том числе продуктов нефтепереработки), содержащихся в сточных водах.

Технология контроля наличия в воде нефти и продуктов её переработки в настоящее время преимущественно заключается в периодическом отборе проб воды для последующего проведения лабораторного анализа. Анализ проводится по одному из следующих методов:

• метод инфракрасной спектрофотометрии;
• гравиметрический метод;
• газовая хроматография;
• флуориметрический метод.

При использовании любого из этих методов в лабораторных условиях, вначале производится извлечение (экстракция) нефтепродукта из пробы. Для этого используются специальные химические вещества – экстрагенты. Так, при анализе фотометрическим методом применяют четырёххлористый углерод, а также физико — химический способ с применением колонки, заполненной оксидом алюминия. Применяя гравиметрический метод, используют органический растворитель и колонку на оксиде алюминия. При проведении анализа флуориметрическим методом, экстрагентом служит гексан.

После выделения нефтепродуктов, исследование в рамках фотометрического способа, проба подвергается спектральному (спектрофотометрическому) анализу, основанному на поглощении нефтяными углеводородами отдельных частей инфракрасного спектра, которым облучается проба. Гравиметрический метод сводится к простому взвешиванию выделенного из пробы нефтепродукта. Газовая хроматография сопровождается использованием вспомогательного газа – носителя, с помощью которого исследуемая проба поступает в специальную газовую хроматографическую колонку.

Технология контроля, сводящаяся к периодическому, пусть даже достаточно частому отбору проб для анализа, страдает явным несовершенством. По сути, это всего лишь точечный контроль, не обеспечивающий объективной картины. Внедрение системы, обеспечивающей постоянный мониторинг сброса нефтепродуктов, позволяет предприятию следить за содержанием сбросов, а также осуществлять планирование и проведение различных мероприятий, направленных на выполнение требований законодательства Российской Федерации в области экологии.

Из всех методов, применяющихся ныне для определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде, флуориметрический анализ более всего пригоден для осуществления постоянного контроля этой величины в режиме online. Используемая в нём методика заслуживает более широкого освещения ввиду появления приборов, функционирующих на её основе и поднимающих решение проблемы контроля на качественно новый уровень. Особенностью этой методики является использование излучения ультрафиолетового спектра, в отличие от фотометрического анализа, при котором применяется инфракрасное излучение.

Метод флуоресценции или флуориметрический метод определения массовой концентрации нефтепродуктов в воде основан на особых свойствах полициклических ароматических углеводородов (ПАУ). В природе данные соединения образуются в результате пиролиза целлюлозы, поэтому содержатся в месторождениях углеводородных ископаемых – угольных, газовых и нефтяных, что делает очень удобным использовать их в качестве маркера присутствия нефтепродуктов в воде. ПАУ относятся к классу органических соединений, молекулярное строение которых характеризуется наличием конденсированных бензольных колец.

Флуоресцентные свойства ПАУ заключаются в следующем. При воздействии на эти вещества излучения определённых длин волн ультрафиолетового спектра, атомы ПАУ, подвергшиеся фотонной бомбардировке УФ – излучения и получившие при этом избыточную энергию, начинают генерировать световое излучение более низкой частоты, то есть, обладающее большей длиной волны по сравнению с исходным излучением. Свечение облучаемого таким методом вещества называется флуоресценцией. Данный процесс обусловлен тем, что электроны облучаемого вещества, получая избыточную энергию, совершают переход на более высокий энергетический уровень с последующим возвратом на старую орбиту. Переход из одного состояния в другое сопровождается выбросом высвобождаемой энергии, выделяемой в форме светового излучения. Этот процесс не прекращается, пока вещество продолжает подвергаться облучению. Интенсивность флуоресцентного свечения пропорциональна массе облучаемого ультрафиолетом вещества, что и позволяет использовать этот метод для количественного анализа флуоресцирующих соединений.

Практическая реализация флуориметрической технологии анализа воды воплотилась в создании специального погружного флуоресцентного датчика концентрации нефтепродуктов в воде. Это устройство предназначено для стационарного размещения в контролируемом потоке. Датчик предназначен для работы в составе информационно – измерительной системы, контролирующей состояние объекта по различным параметрам, для чего используются датчики, измеряющие различные величины. Такие системы могут иметь самое широкое применение в различных областях.

В качестве примера рассмотрим сенсор для определения массовой доли нефтепродуктов в воде Art. no. 461 6750 по каталогу GO Systemelektronik. Датчик представляет собой тонкий цилиндр, корпус которого изготовлен из нержавеющей стали марки AISI 316. Добавки молибдена, присутствующие в этом материале повышают его коррозионную стойкость, позволяя изделию работать в особо агрессивных средах. Рабочей стороной датчика, предназначенного для измерения массовой концентрации нефтепродуктов сточных вод, является его торцевая поверхность, на которой расположено прозрачное измерительное окно.

Источником ультрафиолетового излучения с длиной волны 285 нанометров служит установленная внутри датчика специальная ксеноновая лампа. Приёмный фотодиод фиксирует люминесцентное излучение, которое генерируют атомы ПАУ, имеющее длину волны 325 – 375 нанометров. Прибор обладает высокой чувствительностью, нижняя граница определения массовой доли нефтепродукта данным методом равна 3 ppm, что составляет 3 миллионные доли (!) искомого вещества в общей массе. При этом, прибор является очень точным, погрешность измерения в процессе анализа составляет 2%. Длина датчика равна 109 мм, диаметр – 22,2 мм, его вес – 160 г. Опционально датчик комплектуется системой очистки измерительного окна сжатым воздухом.

Монтаж датчика в напорном трубопроводе

Оборудование немецкой компании GO Systemelektronik позволяет создавать системы измерения и контроля различной архитектуры и функционального назначения. Кроме сенсора массовой доли нефти в воде, компанией производится линейка датчиков, служащих для измерения pH контролируемой среды, её температуры, электрической проводимости, содержания кислорода, различных органических компонентов и других параметров.

Отдельные датчики, осуществляющие функции определения содержания нефтепродуктов в воде, а также сенсоры другого назначения, либо их группы, могут иметь следующие варианты подключения:

• к блоку BlueSense Module;
• к блоку BlueSense Transducer;
• к автономному радиомодулю.

Модуль BlueSense Module выполняет следующие функции:

• осуществляет приём сигналов присоединённых к нему датчиков;
• преобразует значение измеренной сенсором величины в аналоговый токовый сигнал в диапазоне от 4 до 20 мА;
• передаёт данные измерений по мультиплексной высокоскоростной линии связи CAN-bus в блок BlueBox;
• производит включение сигнальных реле при снижении неких контролируемых величин ниже установленного предела, либо достижении ими значений более величины верхнего предела (в зависимости от настройки).

Схожими функциями обладает BlueSense Transducer (преобразователь):

• получает данные от подключенных измерительных датчиков;
• отображает значения измеренных в процессе анализа величин;
• осуществляет преобразование данных в аналоговую величину;
• передачу информации блоку BlueBox.

Кроме этого, BlueSense Transducer имеет ряд функций, недоступных BlueSense Module:

• возможность передачи данных в удалённую сеть посредством имеющихся интерфейсов RS-232, RS-485 или Profibus ® ;
• запись и сохранение результатов измерений на карте памяти формата SD;
• конвертация данных датчика проводимости, определяющего содержание соли в воде;
• управление двумя встроенными реле контроля уровня;
• также имеется возможность выполнения специфических задач, задаваемых пользователем системы.

Для подключения датчиков определения нефтепродуктов, либо других, расположенных в местах, куда трудно или нецелесообразно проводить кабельные линии, предусмотрено наличие специального радиомодуля, представляющего собой передатчик, работающий с использованием стандарта связи IEEE 802.15.4 на частоте 2,4 гигагерц. Радиомодуль обеспечивает передачу измеренных датчиками величин базовой радиостанции на расстояние до 4 километров, в зависимости от характера местности.

Передатчик размещён в корпусе из термостойкого пластика размерами (ДxШxВ): 160 мм x 60 мм x 90 мм, оснащён наружной антенной. Степень защиты корпуса — IP66. Срок службы аккумуляторных батарей, обеспечивающих автономное питание устройства, зависит от выбранного режима работы передатчика. При установке интервала связи 2 минуты (то есть, пересылка данных осуществляется каждые 2 минуты), ёмкости батареи хватает на 3 месяца работы. При выборе максимального интервала, равного 60 минут, работоспособность батареи сохраняется более 1 года. Установка режима связи осуществляется методом конфигурирования программного обеспечения, установленного в блоке BlueBox, куда и передаются данные измерений. Базовая радиостанция способна поддерживать связь с 16 сенсорными радиомодулями.

источник

Федеральное агентство по образованию

Цель работы: научиться определять концентрацию нефтепродуктов в водных объектах.

1. Характеристика нефтепродуктов

Нефть – маслянистая жидкость от светло-бурого до черного цвета с характерным запахом. Она немного легче воды и практически в ней не растворяется. Так как нефть – смесь различных углеводородов, то у нее нет определенной температуры кипения.

Нефть сильно варьирует по цвету (от светло-коричневой, почти бесцветной, до темно-бурой, почти черной) и по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3). Нефть растворима в органических растворителях, в воде при обычных условиях практически нерастворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии.

Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных и опасных веществ, загрязняющих поверхностные воды. Нефть и продукты ее переработки представляют собой чрезвычайно сложную, непостоянную и разнообразную смесь веществ (низко — и высокомолекулярные предельные, непредельные алифатические, нафтеновые, ароматические углеводороды, кислородные, азотистые, сернистые соединения, а также ненасыщенные гетероциклические соединения типа смол, асфальтенов, ангидридов, асфальтеновых кислот). Понятие «нефтепродукты» в гидрохимии условно ограничивается только углеводородной фракцией (алифатические, ароматические, алициклические углеводороды).

Большие количества нефтепродуктов поступают в поверхностные воды при перевозке нефти водным путем, со сточными водами предприятий нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, химической, металлургической и других отраслей промышленности, с хозяйственно-бытовыми водами. Некоторые количества углеводородов поступают в воду в результате прижизненных выделений растительными и животными организмами, а также в результате их посмертного разложения.

В результате протекающих в водоеме процессов испарения, сорбции, биохимического и химического окисления концентрация нефтепродуктов может существенно снижаться, при этом значительным изменениям может подвергаться их химический состав. Наиболее устойчивы ароматические углеводороды, наименее — н-алканы.

Нефтепродукты находятся в различных миграционных формах: растворенной, эмульгированной, сорбированной на твердых частицах взвесей и донных отложений, в виде пленки на поверхности воды. Обычно в момент поступления масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке. По мере удаления от источника загрязнения происходит перераспределение между основными формами миграции, направленное в сторону повышения доли растворенных, эмульгированных, сорбированных нефтепродуктов. Количественное соотношение этих форм определяется комплексом факторов, важнейшими из которых являются условия поступления нефтепродуктов в водный объект, расстояние от места сброса, скорость течения и перемешивания водных масс, характер и степень загрязненности природных вод, а также состав нефтепродуктов, их вязкость, растворимость, плотность, температура кипения компонентов. При санитарно-химическом контроле определяют, как правило, сумму растворенных, эмульгированных и сорбированных форм нефти.

Содержание нефтепродуктов в речных, озерных, морских, подземных водах и атмосферных осадках колеблется в довольно широких пределах и обычно составляет сотые и десятые доли мг/дм3.

В незагрязненных нефтепродуктами водных объектах концентрация естественных углеводородов может колебаться в морских водах от 0,01 до 0,10 мг/дм3 и выше, в речных и озерных водах от 0,01 до 0,20 мг/дм3, иногда достигая 1-1,5 мг/дм3. Содержание естественных углеводородов определяется трофическим статусом водоема и в значительной мере зависит от биологической ситуации в водоеме.

Неблагоприятное воздействие нефтепродуктов сказывается различными способами на организме человека, животном мире, водной растительности, физическом, химическом и биологическом состоянии водоема. Входящие в состав нефтепродуктов низкомолекулярные алифатические, нафтеновые и особенно ароматические углеводороды оказывают токсическое и, в некоторой степени, наркотическое воздействие на организм, поражая сердечно-сосудистую и нервную системы. Наибольшую опасность представляют полициклические конденсированные углеводороды типа 3,4-бензапирена, обладающие канцерогенными свойствами. Нефтепродукты обволакивают оперение птиц, поверхность тела и органы других гидробионтов, вызывая заболевания и гибель.

Отрицательное влияние нефтепродуктов, особенно в концентрациях 0,001-10 мг/дм3, и присутствие их в виде пленки сказывается и на развитии высшей водной растительности и микрофитов.

В присутствии нефтепродуктов вода приобретает специфический вкус и запах, изменяется ее цвет, рН, ухудшается газообмен с атмосферой.

ПДКкультурно-бытовое нефтепродуктов составляет 0,3 мг/дм3 (лимитирующий показатель вредности — органолептический), ПДКрыбохозяйственное — 0,05 мг/дм3 (лимитирующий показатель вредности — рыбохозяйственный). Присутствие канцерогенных углеводородов в воде недопустимо

Летучие нефтепродукты вызывают повышенную заболеваемость органов дыхания; функциональные изменения со стороны центральной нервной системы: астено-вегетативный синдром, церебо-астенический синдром. Типичны также нарушения состояния парасимпатической нервной системы; возможны полиневриты; у лиц, перенесших острое отравление, встречаются энцефалопатии. Сдвиги со стороны сердечно-сосудистой системы довольно лабильны, трактуются как отражение влияния углеводородов нефти на вегетативную нервную систему с включением симпато-андреналовой системы как первичного звена защитной реакции организма. Обследование состояния желудочно-кишечного тракта выявило у ряда рабочих со стажем нарушение желудочной секреции с наклонностью к ее понижению, признаки поражения печени, повышенное содержание холестерина в крови. У женщин отмечаются гипофункции яичников, работницы часто жалуются на отказ детей от грудного молока. При контакте с нефтью отмечены сухость кожи (кисти, предплечья), пигментация, фолликулиты и угри, бородавки на открытых и закрытых частях тела.

2. Традиционные методы очистки сточных вод от нефтепродуктов

.К основным методам очистки промышленных сточных вод от нефтепродуктов относятся: механические; физико-химические; химические; биологические методы.

Из механических практическое значение имеют отстаивание, центрифугирование и фильтрование; из физико-механических – флотация, коагуляция и сорбция; из химических – хлорирование и озонирование. Типовые технологические схемы очистки сточных вод от нефтепродуктов показаны на рисунке 1.

Рисунок 1 – Структурные схемы очистки сточных вод от нефтепродуктов.

Механическую очистку сточных вод от нефтепродуктов применяют преимущественно как предварительную. Механическая очистка сточных вод является в известной степени самым дешевым методом их очистки, а поэтому всегда целесообразна наиболее глубокая очистка сточных вод механическими методами. К наиболее распространенным аппаратам механической очистки от нефтепродуктов относятся: отстойники,

Отстаивание — наиболее простой и часто применяемый способ выделения из сточных вод грубо дисперсных примесей, которые под действием гравитационной силы оседают на дне отстойника или всплывают на его поверхности. Сооружения, в которых при отстаивании загрязненных промышленных вод всплывают более легкие частицы нефтепродуктов, называются нефтеловушками. Горизонтальная и тонкослойная нефтеловушка представлена на рис.2.

Рис.2Горизонтальная и тонкослойная нефтеловушки.

3. Современные методы очистки сточных и природных вод от нефтяных загрязнений

Проблема борьбы с разливами нефти и нефтепродуктов при авариях в настоящее время является актуальной для всего мира. Большое количество нефти поступает в природные воды при перевозках водным путем, со сточными водами предприятий нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей, химической, металлургической и других отраслей промышленности.

При разливе нефти наибольшую опасность представляет распространение ее на больших площадях (1 тонна нефти разливается на 12 км2), приводящее к нарушениям экологического баланса и делающее невозможным нормальное функционирование биологических систем.

За последние годы произошло несколько глобальных катастроф (в Испании, на Сахалине, Ладоге и Амуре), в результате которых вылились сотни тысяч тонн нефти. Многие акватории уже потеряли способность к самоочищению. Некоторых заливы и бухты нефть превратила в практически мертвые районы. В 2002 году в реки России было сброшено 2,6 млрд. м3 неочищенной воды, одним их загрязнителей которой были нефтепродукты. По данным Гринпис, в России ежегодно из разорванных труб проливается около 10 млн. тонн нефти. Загрязнение поверхностных и подземных вод в процессе эксплуатации скважин, аварий на нефтепроводах приводит к резкому снижению качества среды обитания.

Несмотря на разработку большого количества способов очистки вод от нефти и нефтепродуктов, эта проблема не решена и является весьма акту­альной.

Для ликвидации последствий разлива нефти по поверхности воды применяют комплекс последовательных технологических операций;

· локализация нефтяного пятна плавучими боновыми заграждениями,

· откачку ос­новной массы нефти высокопро­изводительными нефтесборщика­ми, так и берегового базирования, снабженными сепараторами, поз­воляющими отделять нефть от во­ды и использовать ее по назначе­нию, до образования слоя нефти на поверхности воды толщиной до 1 — 2 мм,

· и окончательную очист­ку водной поверхности нефтепоглощающими материалами (сорбентами).

Из предлагаемых способов ликвидации проливов нефти наиболее эффективен сорбционный. Перспективными сорбентами могут быть недорогие, биологически безопасные сорбирующие вещества, которые можно в дальнейшем переработать.

Ведущее место занимают углеродные сорбенты;

· активированные угли различных марок;

· гидрофобный вспученный перлит (перлит является естественной силикатной породой, имеющие вулканическое происхождения, на 70% состоящий из двуокиси кремния, в остальной состав входят оксиды алюминия, кальция, натрия и железа).

· угольные адсорбенты, полученные в процессе окисления полукоксованием каменных углей в генераторах кипящего слоя, и карбонизированный уголь, получаемый в НИИ технологического института углеродных сорбентов г. Перьми;

· вспушенный графит, широко используемый в Санкт-Петербурге;

· терморасширенный графит, получаемый при электрохимическом внедрении веществ, которые при термическом нагреве самостоятельно переходят в газообразное состояние;

Особое место среди адсорбен­тов занимает волокнистые сорбенты:

· целлюлоза, основным компонен­том большинства растительных материалов. Благодаря наличию свободного пространства внутри макромоле­кул целлюлозы, ограниченного мицеллами или узлами полимер­ных цепей они способны удерживают нефть и нефтепродукты более прочно[6].

· волокнистые материалы, полученные из отходов полипропилена марок — и дезинфицированных одноразовых шприцев. (Пат. 2179600 РФ),

· активированное углеродное волокно «АКВАЛЕН» (патент США N 5,521,008)

Около 22 % нефтепродуктов, по­ступающих в мировой океан, ос­тается в воде в растворенном и эмульгированном состоянии. Водорастворимые компоненты нефти являются чрезвычайно ток­сичными для гидробионтов. Их удаление механическим путем невозможно, для этих целей применяют специальные биосорбенты:

· биопрепарат «Белвитамил», который являет­ся активным илом целлюлозно-бумажного производства и со­держит значительное количест­во сапротрофных микроорга­низмов (104 — 105 КОЕ/л) и пи­тательных веществ (целлюлозное волокно, лигнин, полисаха­риды и др.). Он не токсичен (прошел тестирование как кор­мовая добавка), обладает высо­кой активностью в отношении нефтепродуктов[7].

· био­препарат «АВАЛОН» (для водных акваторий) и «БИАВА» (для почвы) (Пат. 2181701 РФ, Пат. 2248255 РФ). Препараты состоят из ассоци­ации штаммов — деструкторов уг­леводородов, иммобилизованных на пористом сорбенте, представля­ющем собой вспененные стеклооб­разные полифосфаты переменного состава.

В качестве сорбентов применяют пористые материалы: золу, коксовую мелочь, торф, силикагели, алюмогели, активные глины и др. Наибольший интерес вызывают сорбенты, которые являются отходами различных производств. Используя отходы различных производства, в качестве сорбентов, решаются сразу две основные экологические проблемы

· очистка загрязненной воды

В качестве поглотителей нефтепродуктов широко используют отходы деревообрабатывающей и целлюлозной промышленности, растительные отходы костры, пакли, мха и лишайника.

В конкурсе инновационных проектов по экологии была представлена работа, в которой предложен сорбент на основе эластичного пенополиуретана и шелухи гречихи (ППУ ШГ-45). Он представляет собой композиционный материал, используемый для сбора нефти и нефтепродуктов в случае аварийных разливов. В состав сорбента входит до 45 % шелухи гречихи, которая является отходом сельскохозяйственных производств. В настоящее время квалифицированно не утилизируется, что загрязняет окружающую среду и выводит полезные площади из оборота. Вторым ингредиентом композиции является эластичный пенополиуретан (поролон), признанно являющийся отличным поглотителем.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОНЦЕНТРАЦИИ НЕФТЕПРОДУКТОВ В ВОДНОЙ СРЕДЕ.

4.1 Объемный метод определения нефтепродуктов в воде.

Измерение высоких концентраций (более 1-2 мг/л) нефтепродуктов можно проводить объемным методом. Для этого сточные воды, содержащие нефтепродукты необходимо хорошо перемешать, а затем слить в литровый цилиндр. Дать отстоятся 10-15 мин и визуально определить всплывший объем нефтепродукта (V). Концентрация нефтепродукта определяется по формуле:

где ρ — плотность нефтепродукта (плотность нефти Саратовских месторождений в среднем равна 860 г/дм3).

4.2 Определение нефтепродуктов с помощью прибора «Концентратомер нефтепродуктов КН-2М».

Условия выполнения измерений на приборе «концентратомер нефтепродуктов КН-2М»

Прибор «концентратомер нефтепродуктов КН-2М» и экстрактор с мешалкой представлены на рис 3.

Рис.3 Концентратомер нефтепродуктов КН-2М

При подготовке к выполнению измерений и при их проведении необходимо соблюдать следующие условия:

· температура окружающего воздуха ° С от 15 до 25

· атмосферное давление кПа от 84 до 106

· относительная влажность воздуха, % не более 75

· напряжение питания сети В 220

· частота питающей сети Гц 50±1

Общие требования к отбору проб по ГОСТ Р . Пробу отбирали в стеклянную бутыль с пробками или крышками, изготовленными из стекла или полимерных материалов. Объем данной пробы должен быть не менее 2дм3.

Допускается проводить отбор проб вод объема от 2 до 0,5 дм3 , однако при этом в такой пробе сточной воды нижняя граница диапазона измерений, Сн, будет более 0,05 мг/ дм3 и она рассчитывается из отношения Сн = 0,1/V, где V — объем отобранной пробы сточной воды, не менее 0,5 дм3 .

Рекомендуется проводить отбор проб в мерную или калиброванную посуду.

Отобранные пробы могут храниться при температуре от 15 до 25 °С в течение 6 часов, а при температуре не выше 6 °С не более 24 часов. При невозможности проведения анализа в указанный срок пробу консервируют, для чего в нее добавляют 10-15 см3 применяющегося при анализе четыреххлористого углерода и интенсивно перемешивают. Законсервированные пробы можно хранить в плотно закрытой стеклянной емкости при температуре не выше 25°С в течение 5 суток, а при температуре не выше 6°С в течение 1 месяца. Объем добавленного четыреххлористого углерода учитывают при дальнейшем анализе пробы.

Подготовка к выполнению измерений.

Подготовка посуды и реактивов.

1. Подготовка четыреххлористого углерода.

Контроль чистоты четыреххлористого углерода проводят согласно руководства по эксплуатации концентратомера. Если четыреххлористый углерод не пригоден для работы, выполняют очистку растворителя одним из следующих методов:

— пропуская через колонку с оксидом алюминия;

-перегоняя при температуре кипения 76,1°С на установке для перегонки.

После этого проводят контроль чистоты как указано выше. Если указанные меры не принесли положительного результата, то необходимо взять другую партию реактива.

2. Подготовка посуды и измерительных кювет.

Используемую посуду тщательно мыли, ополаскивали не менее двух раз дистиллированной водой и высушивали.

Используемые измерительные кюветы ополаскивали не менее двух раз четыреххлористым углеродом и сушили.

Посуду, предназначенную для приготовления градуировочных растворов, сбора экстракта и элюата тщательно мыли, ополаскивали не менее двух раз дистиллированной водой, сушили и ополаскивали четыреххлористым углеродом, объемом, достаточным для заполнения измерительной кюветы. Для контроля чистоты указанной посуды и кювет измеряли массовую концентрацию нефтепродуктов в этой аликвоте четыреххлористого углерода. Если измеренное значение массовой концентрации нефтепродуктов не превышает 2 мг/дм3 , то посуда и кюветы пригодны для работы. При превышении указанного значения подготовку посуды и кювет необходимо повторить.

Категорически запрещается использовать смазку для шлифов применяемой в работе посуды (делительные воронки, пробирки и т. п.).

В качестве сорбента используется оксид алюминия, который промывали четыреххлористым углеродом так, чтобы углерод закрывал слой оксида алюминия, далее его сушили на воздухе в вытяжном шкафу, прокаливали в фарфоровой или кварцевой чашке в муфельной печи при температуре 550-600 °С в течение 4 часов, охлаждали в печи до 100-150 °С, после чего помещали в эксикатор и охлаждали до комнатной температуры.

Если при прокаливании оксид алюминия приобретает желтую окраску, то его бракуют. Срок хранения подготовленного таким образом оксида алюминия в плотно закрытой таре составляет один месяц.

Перед употреблением необходимое количество сухого оксида алюминия взвешивали, помещали в стаканчик с крышкой (бюкс), добавляли 3% (по массе) дистиллированной воды, плотно закрывали, встряхивали несколько минут и использовали не ранее чем через 24 часа.

4.Подготовка натрия сернокислого безводного.

Натрий сернокислый перед употреблением высушивали при 100-110°С в течение 6 часов в сушильном шкафу, охлаждали и хранили в эксикаторе. Срок хранения 1 месяц.

Подготовка хроматографической колонки.

В нижнюю (оттянутую) часть колонки помещали немного ваты.

В стаканчик вносили навеску 5 г оксида алюминия. Допускается отмерять 6,5 см3 оксида алюминия цилиндром или мерной пробиркой вместимостью 10 см3. В стаканчик наливали от 5 до 6 см3 четыреххлористого углерода. Содержимое стаканчика взбалтывали и образовавшуюся суспензию переносили в колонку. Стаканчик ополаскивали 1-2 раза 5-6 см3 четыреххлористого углерода, промыв также переносили в колонку. Первую порцию прошедшего через колонку четыреххлористого углерода – элюата (около 5 см3) отбрасывали.

Следующую порцию элюата собирали в чистый стаканчик. Однократно ополаскивали им измерительную кювету, затем ее заполняли и измеряли массовую концентрацию нефтепродуктов в элюате. Если измеренное значение массовой концентрации нефтепродуктов в элюате не превышает 2 мг/дм3 , то хроматографическая колонка пригодна для работы. При превышении указанного значения колонку промывают новыми порциями четыреххлористого углерода.

Для каждого определения нефтепродуктов следует применять свежую порцию оксида алюминия.

1.Приготовление раствора серной кислоты, разбавленной 1:1.

С соблюдением необходимых мер предосторожности смешивали в термостойком химическом стакане один объем концентрированной серной кислоты с одним объемом дистиллированной воды (осторожно приливая кислоту к воде). Срок хранения раствора 6 месяцев.

2.Приготовление рабочего раствора с массовой концентрацией нефтепродуктов в четыреххлористом углероде 1 г/дм3 .

Рабочий раствор готовили из государственного стандартного образца (ГСО) состава раствора нефтепродуктов в четыреххлористом углероде с номинальным значением массовой концентрации 50 г/дм3 в соответствии с инструкцией по применению ГСО.

Для приготовления 50 см3 раствора 1 см3 ГСО помещали в мерную колбу вместимостью 50 см3 , доводили до метки четыреххлористым углеродом и тщательно перемешивали.

Срок хранения рабочего раствора в плотно закрытой стеклянной емкости 6 месяцев.

3.Приготовление градуировочного раствора с массовой концентрацией нефтепродуктов в четыреххлористом углероде 100 мг/дм3 .

Для приготовления 100 см3 раствора 10 см3 рабочего раствора помещали в мерную колбу вместимостью 100 см3 , добавляли до метки четыреххлористый углерод и тщательно перемешивали.

Срок хранения градуировочного раствора в плотно закрытой стеклянной емкости – 1 месяц.

4.Подготовка и градуировка концентратомера.

Подготовку концентратомера к работе, его градуировку и контроль стабильности градуировочной характеристики осуществляли в соответствии с руководством по эксплуатации концентратомера. Для градуировки использовали градуировочный раствор.

1. Анализируемую пробу подкисляли раствором серной кислоты до pH≤ 2 (контролировали по индикаторной бумаге) и добавляли такой объем четыреххлористого углерода, чтобы общий объем экстрагента, Vэ, см3 , с учетом объема четыреххлористого углерода, внесенного при консервации пробы, составил 30 см3 . После чего в этой же емкости (бутыли), куда была отобрана проба, проводили экстракцию с помощью экстрактора.

При проведении экстракции следили, чтобы экстрагент равномерно распределился во всей толще пробы воды. Время экстракции составляет 5 минут при скорости вращения мешалки около 2500 оборотов в минуту. По окончании экстракции пробу воды отстаивали в течение 10-15 минут для отслоения водной и органической фаз.

Примечание — если невозможно провести экстракцию в емкости, в которой хранилась отобранная проба, пробу полностью переносят в подходящую для экстракции, обмывают стенки первоначальной емкости экстрагентом, который сливают в ту же бутыль, и затем проводят экстракцию с помощью экстрактора. Общий объем экстрагента должен быть 30 см3 .

2. Затем большую часть пробы воды сливали в цилиндр или мензурку, не задев слоя четыреххлористого углерода. Нижний органический слой переносили в делительную воронку и проводили окончательное отделение экстракта от воды. Полученный экстракт фильтровали через вату в емкость с притертой пробкой. Если образовалась стойкая эмульсия водно-органической фазы, то экстракт из делительной воронки выливают в стаканчик с безводным сульфатом натрия (не менее 5 г сульфата натрия на 30 см3 экстракта), выдерживают несколько минут, пока экстракт не станет прозрачным, далее проводят его фильтрование. Оставшуюся в делительной воронке часть пробы воды переносили в цилиндр или мензурку, в которую была слита ранее большая часть пробы, и производили измерение объема анализируемой пробы воды, Vв, см3 .

Ø если отбор пробы сточной воды проводился в мерную (калиброванную) емкость, то измерение объема пробы воды не производится;

Ø если анализируемая проба воды имела явный (сильный) запах нефтепродуктов или при ее отстаивании после отбора образовалась на поверхности пленка нефтепродуктов, полученный экстракт собирают в две мерные пробирки с притертыми пробками, разделяя его на два приблизительно равных объема. Экстракт во второй пробирке сохраняют до конца анализа. При необходимости экстракт может храниться в пробирке с притертой пробкой до 6 месяцев.

3. В подготовленную хроматографическую колонку наливают экстракт. Необходимо следить, чтобы уровень жидкости не опускался ниже верхнего слоя оксида алюминия. Скорость фильтрования должна быть около 0,5 см3/минуту. Первые 5 см3 элюата отбрасывали. Далее собирали не менее 5 см3 элюата.

4. Измерительную кювету ополаскивали элюатом, а затем заполняли этим элюатом. Кювету устанавливали в концентратомер и измеряли массовую концентрацию нефтепродуктов в элюате, считывая показание с табло концентратомера в мг/дм3.

5. Если измеренное значение массовой концентрации нефтепродуктов в элюате превышает верхнюю границу диапазона измерений прибора, то анализируемый элюат разбавляют четыреххлористым углеродом, пропущенным через колонку. Рекомендуется проводить измерения содержания нефтепродуктов в разбавленном элюате в диапазоне, соответствующему диапазону массовой концентрации нефтепродуктов в растворе (показания табло концентратомера) от 20 до 80 мг/дм3.

Если потребуется разбавлять элюат более чем в 20 раз, то рекомендуется проводить разбавление не элюата, а экстракта, собранного во вторую пробирку.

Вычисление и оформление результатов измерений.

1. Массовую концентрацию нефтепродуктов в пробе воды, С, мг/дм3, рассчитывают по формуле

где Сm – массовая концентрация нефтепродуктов в элюате (показание табло концентратомера), мг/дм3;

Vэ –объем четыреххлористого углерода, использованного для проведения экстракции, см3, Vэ =30 см3;

Vв –объем пробы воды, взятой для анализа, см3.

В случае разбавления элюата или экстракта показание прибора (Сm ) умножают на кратность их разбавления.

При необходимости проверки приемлемости результатов измерений в условиях повторяемости (например, по требованию заказчика или в случае анализа сложных проб) получают два результата измерений массовой концентрации нефтепродуктов в экстракте. Проверяют приемлемость результатов измерений С1 и С2, сравнивая расхождение между ними с пределом повторяемости. Если полученное значение расхождения не превышает предела повторяемости, то за результат измерений массовой концентрации нефтепродуктов в пробе сточной воды принимают среднее из двух полученных значений С1 и С2 . В противном случае процедуру повторяют.

2. Результаты измерений массовой концентрации нефтепродуктов в анализируемых пробах сточных вод в документах,0 предусматривающих их использование, представляются в виде

Где С — массовая концентрация нефтепродуктов в воде, мг/дм3.

∆ — абсолютная погрешность измерения массовой концентрации нефтепродуктов, мг/дм3 , при доверительной вероятности Р=0,95.

Значение ∆ рассчитывается по формуле

где δ – доверительные границы относительной погрешности измерения массовой концентрации нефтепродуктов.

1. Сделать выводы по проделанной работе.

2.Сравнить значение измеренных концентраций нефтепродуктов по методу 4.1 и 4.2.

3. Оценить преимущества и недостатки каждого из методов.

6. Использованная литература

1.Методы и средства борьбы с нефтяными загрязнениями вод мирового океана/ под ред. . — Л.: Гидрометеоиздат, 19с.

2.Нупаров загрязнения моря нефтью. — М.:

3.Мерц углеродный сорбент для поглощения пленки

нефтепродуктов на воде/ , , // Химия и технология воды.1998.-Т.20,-№3.-С.301-305.

4. Собгайда сорбенты для нефтепродуктов/ , //Экология и промышленность России.-2005.-Декабрь.-С.21-25

5. Бордунов воды от нефти инефтепродуктов/ , // Экология и промышленность России.-2005.-Август.-С.26-28

6. Киреева для очистки водной поверхности от нефтяного загрязнения/ , , //Экология и промышленность России.-2006.-июль.-С.26-28.

7. Балтренас сырье для производства сорбента нефтепродуктов/ , , // Экология и промышленность России.-2004.-Май.-С.36-39.

8. Щепакин -технологический комплекс для очистки гидросферы от нефти и нефтепродуктов/ , , , // Экология и промышленность России.- Ноябрь.-2000.- С.40-44

9. Набаткин, AM. Применение сорбентов для лик­видации нефтяных разливов/ Набаткин A. M., //Нефтяное хозяйство. -2000» — №11.-С.61.

10. Завьялов, способа очистки потока воды от нефтепродуктов в природных условиях/ //Нефтяное хозяйство.-2006.-№11.-С.124-125.

11. Применение ТОП для сорбции нефти с поверхности воды/ и [др.]//Экология и промышленность России .-2007.-№12.-С. 40-.

Подписано в печать Формат 60х84 1/16

Бум. тип. Усл. печ. л. Уч.-изд. л.

Тираж 100 экз. Заказ Бесплатно

Саратовский государственный технический университет

Саратов, Политехническая ул., 77

Отпечатано в РИЦ СГТУ. Саратов, Политехническая ул., 77

источник

Предельно допустимые концентрации нефтепродуктов в воде водоемов установлены для многосернистой нефти 0,1 мг/л, для прочих видов нефти 0,3 мг/л, для бензина 0,1 мг/л, для керосина окисленного, технического, тракторного 0,01 мг/л, осветительного 0,05 мг/л, сульфированного 0,1 мг/л. Лимитирующий показатель вредности всех нефтепродуктов органолептический.

Нефтепродукты в воде водоемов находятся в различных миграционных формах — растворенной, эмульгированной, сорбированной на взвешенных частицах и донных отложениях, в виде пленки на поверхности воды. В момент поступления основная масса нефтепродуктов сосредоточена в пленке. Затем происходит постепенное перераспределение в другие формы, при этом в растворенную форму переходят в основном низкомолекулярные ароматические углеводороды, обладающие более высокой растворимостью. При санитарно-химическом контроле определяют, как правило, сумму растворенных, эмульгированных и сорбированных форм нефти.

Нефтепродукты относятся к числу наиболее распространенных загрязняющих веществ. Анализ нефтепродуктов, содержащихся в воде, труден. Это обусловлено тем, что нефть и нефтепродукты являются чрезвычайно сложной, непостоянной по составу и разнообразной смесью веществ — низко- и высокомолекулярных предельных, непредельных, алифатических, нафтеновых, ароматических углеводородов, кислород-, серо- и азотсодержащих соединений, а также смол, асфальте-нов и т. п. В связи с этим нефтепродуктами при анализе воды условно принято считать только неполярные и малополярные углеводороды, растворимые в гексане, т. е. сумму алифатических, нафтеновых (алициклических), ароматических углеводородов, составляющих основную часть нефти.

Для отделения нефтепродуктов от других классов органических соединений применяют различные хроматографические методы — газожидкостную хроматографию, колоночную, тонкослойную и т. п. с помощью разнообразных сорбентов, среди которых наиболее широко используют оксид алюминия

2-й степени активности (содержащий 4% воды).

Нефтепродукты из воды выделяют различными неполярными растворителями — гексан, пентан, петролейный эфир, тетрахлорид углерода и др. Из них наиболее универсальным является тетрахлорид углерода, так как он мало растворим в воде и хорошо извлекает как растворенные, так и сорбированные углеводороды, но в то же время экстрагирует сравнительно немного других органических веществ. Хлороформ — соединение полярное, поэтому если его применяют для экстракции, то потом отгоняют и остаток растворяют в неполярном растворителе.

Для количественного определения нефтепродуктов разработано множество методов, однако они не удовлетворяют основным требованиям в связи со сложным и непостоянным составом нефти. Для определения на уровне ПДК применяют гравиметрический, спектрофотометрические (в инфракрасной и ультрафиолетовой областях спектра), люминесцентные, газохроматографические методы. Газохроматографические методы целесообразны для определения качественного и количественного состава нефтепродуктов. При определении суммарного содержания, что предусмотрено гигиеническими нормативами, более удобны гравиметрический и оптические методы, обладающие высокой чувствительностью (по сравнению с газовой хроматографией). Наиболее универсальным является метод инфракрасной спектрофотометрии, так как он учитывает алифатические и нафтеновые углеводороды, кеторых в нефти 70—90%. Ультрафиолетовая спектрофотометрия дает возможность обнаружить в основном ароматические углеводороды, которых в нефтепродуктах содержится до 30%. Люминесцентный анализ — наиболее чувствительный и простой — позволяет выявлять полициклические конденсированные углеводороды, которых в нефтепродуктах до 2%.

Гравиметрический метод достаточно прост, не требует сложного оборудования, приготовления стандартных растворов, но в этом случае не полностью обнаруживаются легкие фракции.

При исследованиях поверхностных вод летучие нефтепродукты, т. е. выдуваемые воздухом при комнатной температуре (бензин, керосин), обычно не обнаруживают, поскольку при содержании суммы нефтепродуктов менее 10 мг/л их количество ничтожно.

Загрязнение водоемов пленочной нефтью определяют визуально-описательно как показатель «плавающие примеси» по шкале, приведенной ниже.

Пробы воды из поверхностных и глубинных слоев для определения растворенной, эмульгированной и сорбированной нефти отбирают в стеклянные сосуды вместимостью 0,5—3 л. При этом пленочные нефтепродукты не должны попадать внутрь сосуда.

Поскольку нефтепродукты сорбируются на стенках сосуда и твердых взвесях, пробы не фильтруют и для анализа используют весь объем полностью, ополаскивая сосуд растворителем, используемым в дальнейшем в анализе для экстракции.

Экстракцию нефтепродуктов из воды следует проводить не позднее 3 ч после отбора пробы, так как они подвергаются биохимическому окислению. Если экстракцию в этот срок осуществить невозможно, пробу консервируют, добавляя экстрагент в количестве 5—10 мл на 1 л воды и встряхивая в течение 2—3 мин. Консервированные пробы хранят не более 2 нед при 3—4 °С, срок хранения экстрактов до 10 мес в стеклянных герметически закрытых стеклянными притертыми пробками сосудах.

Принцип метода. Метод основан на экстракции нефтепродуктов из воды одним из неполярных растворителей, отделении углеводородов нефти колоночной хроматографией на оксиде алюминия от полярных соединений и других примесей воды с последующим гравиметриечским определением. Основное достоинство метода в том, что исключается приготовление стандартного раствора такого же качественного состава, как исследуемая проба.

Выбор растворителя для экстракции зависит от ряда факторов. Если вода прозрачна, без взвешенных частиц и заведомо известно, что в ней отсутствуют смолы, асфальтены и т.п., мешающие экстракции, то наиболее эффективен н-гексан. Если же вода содержит взвешенные вещества, то экстрагирование гексаном занижает результаты анализа, при этом ошибка может составлять 30%. В этом случае для экстракции применяют тетрахлорид углерода.

Из мутных и сильнозагрязненных вод, содержащих много сорбированных углеводородов, а также смол, асфальтенов, нафтеновых кислот, других органических веществ, экстракцию всех этих соединений проводят хлороформом, затем его выпаривают, а остаток растворяют в н-гексане или тетрахлориде углерода.

Метод позволяет определять нефтепродукты при содержании от 0,3 мг/л (при использовании 3 л исследуемой воды).

Реактивы. 1. Хлороформ или тетрахлорид углерода.

2. н-Гексан или петролейный эфир, кипящий при 40—70 °С.

3. Хлористоводородная кислота пл, 1,19 г/см3.

4. Сульфат натрия безводный (прокаленный).

5. Оксид алюминия для хроматографии 2-й степени активности.

6. Стеклянная вата, промытая хлороформом и высушенная.

7. Хроматографические колонки — стеклянные трубки длиной 10 см и диаметром 1 см с оттянутым до 1—2 мм концом. В нижнюю часть колонки помещают слой стеклянной ваты толщиной 1 см, затем слой оксида алюминия 3 см и еще слои стеклянной ваты 1 см.

Ход определения. При концентрации нефтепродуктов от 0,3 до 3 мг/л. Определение с экстракцией хлороформом. Для анализа берут 2—3 л воды, переносят в круглодонную колбу или в широкогорлую склянку и подкисляют хлористоводородной кислотой пл. 1,19 г/см3 так, чтобы pH воды стал меньше 5. Затем приливают 75 мл хлороформа (или тетрахлорида углерода), погружают мешалку на глубину около 50 мм выше пограничного слоя и перемешивают несколько минут.

Затем переносят большую часть водного слоя в другой сосуд такой же вместимости, а оставшийся водный слой и слой хлороформа переливают в делительную воронку.

Дают постоять 15 мин, сливают нижний хлороформный слой в коническую колбу вместимостью 500 мл, стараясь не захватить при этом ни воды, ни промежуточного слоя эмульсии. Переливают водный раствор из второго сосуда снова в первый, туда же наливают оставшийся в делительной воронке водный слой с эмульсией, добавляют вторую порцию хлороформа 75 мл и снова перемешивают мешалкой в течение нескольких минут. Слив, как и в первый раз, большую часть водного слоя, остаток переносят в ту же делительную воронку и дают постоять 15 мин. Полученный второй экстракт присоединяют к первому экстракту, стараясь, как и раньше, не захватить водного слоя. Затем небольшим количеством хлороформа (около 20 мл) обмывают стенки сосуда, в котором находилась проба до экстракции, помещают в ту же делительную воронку, взбалтывают, дают постоять некоторое время, вливают слой хлороформа в колбу. В проведении третьей экстракции обычно нет необходимости.

Экстракцию хлороформом можно также проводить следующим образом. В большую делительную воронку переливают 3 раза по 1 л исследуемой воды и последовательно взбалтывают с двумя порциями хлороформа по 20 мл. Таким образом, на экстракцию из 3 л анализируемой воды будет израсходовано 120 мл хлороформа. Экстракты соединяют, прибавляют к ним 20 мл хлороформного раствора, полученного при ополаскивании сосуда, где хранилась проба.

Соединенные экстракты сушат 3—4 г безводного (прокаленного) сульфата натрия в течение 30 мин, затем сливают в колбу для отгона растворителя, не допуская попадания в нее сульфата натрия. Сульфат натрия промывают дважды 2 мл хлороформа и хлороформ присоединяют к обезвоженному экстракту.

К колбе для отгона присоединяют дефлегматор с холодильником и отгоняют хлороформ до объема 5—8 мл на кипящей водяной бане или закрытой горячей электрической плитке. Затем нагрев прекращают, дают колбе остыть и снимают дефлегматор. Остатки экстракта количественно переносят в предварительно взвешенный (доведенный до постоянной массы при комнатной температуре) стеклянный тигель или стаканчик и удаляют хлороформ досуха в вытяжном шкафу на воздухе без подогрева на расстоянии 30—35 см от обычного комнатного вентилятора.

Колбу, где был экстракт, обмывают несколькими малыми порциями хлороформа, переливая их в тот же тигель. Когда в тигле останется менее 0,5 мл хлороформа, выключают вентилятор и продолжают испарение досуха на воздухе до достижения постоянной массы, взвешивая тигель каждые 2—3 мин. Разность между массой тигля с остатком после удаления хлороформа и массой пустого тигля указывает на общее содержание экстрагируемых хлороформом веществ.

Остаток после отгонки хлороформа обрабатывают 1—2 мл сухого и чистого гексана (гексан можно заменить петролейным эфиром) и помещают раствор в колонку с оксидом алюминия, предварительно промытым 10—15 мл чистого гексана. Элюат нефтепродуктов собирают в маленькую колбочку, предварительно доведенную до постоянной массы при комнатной температуре.

Тигель, в котором был остаток после отгонки хлороформа, несколько раз промывают маленькими порциями гексана, переносят каждую порцию на колонку с оксидом алюминия. После этого промывают колонку еще несколькими порциями гексана, собирая их в ту же колбу. При этом не следует допускать, чтобы уровень гексана в колонке опускался ниже верхней границы слоя оксида алюминия.

Получив таким способом раствор нефтепродуктов в гексане, освобожденный от примеси полярных соединений, гексан удаляют, испаряя его при комнатной температуре с помощью вентилятора до объема 1—0,5 мл, а затем без вентилятора досуха. Доводят остаток в колбе до постоянной массы при комнатной температуре, взвешивая колбу через каждые 3—5 мин.

Концентрацию нефтепродуктов (мг/л) рассчитывают по формуле:

где A1, A2 — масса колбы с остатком после удаления гексана и чистой колбы, мг; V — объем пробы, взятой для анализа, мл.

Разность между общим количеством экстрагируемых хлороформом веществ и количеством нефтепродуктов соответствует содержанию других экстрагируемых этим растворителем веществ — полярных и нерастворимых в гексане, включая нафтеновые кислоты и фенолы.

Определение с экстракцией тетрахлоридом углерода или гексаном. Нефтепродукты экстрагируют из воды при pH 5 гексаном или тетрахлоридом углерода, как при использовании хлороформа. Объединенные экстракты сушат 3—4 г безводного (прокаленного) сульфата натрия в течение 30 мин, количественно переносят в колбу для отгона, не допуская попадания в нее сульфата натрия. Сульфат натрия и первый сосуд ополаскивают дважды 2 мл используемого растворителя, который присоединяют к экстракту, и переносят в колбу для отгона с дефлегматором и холодильником. Тетрахлорид углерода отгоняют на кипящей водяной бане, гексан — при температуре бани 50 °C до объема 5—8 мл.

Далее полученный остаток пропускают через колонку с оксидом алюминия, растворитель выпаривают досуха, колбу с остатком доводят до постоянной массы и рассчитывают концентрацию нефтепродуктов (мг/л), как указано в предыдущем варианте метода.

Определение нефтепродуктов в концентрациях выше 3 мг/л проводят так же, как описано выше, но только с меньшим объемом исследуемой воды. Для анализа берут 100—1000 мл воды, соответственно взятому объему воды уменьшают и количество применяемого для экстракции растворителя.

При содержании нефтепродуктов менее

0,3 мг/л объема пробы 3—3,5 л исследуемой воды недостаточно для получения надежных результатов, а непосредственно экстрагировать нефтепродукты из больших объемов воды с помощью обычной экстракционной аппаратуры нецелесообразно. В этом случае можно пропустить исследуемую воду через адсорбент, извлекающий из воды нефтепродукты (активированный уголь, специальный сорбент типа «экаперль», «перлит» и т. п.), провести десорбцию хлороформом или тетрахлоридом углерода и обработать полученный экстракт, как описано выше.

Активированный уголь, используемый при проведении адсорбции — десорбции, должен быть предварительно освобожден от веществ, извлекаемых хлороформом. Для этого его обрабатывают в течение некоторого времени хлороформом в приборе Сокслета, завернув в фильтровальную бумагу, затем извлекают из прибора, высушивают на воздухе и прокаливают при температуре темно-красного каления. В бюретку высотой 25 см и диаметром 1 см насыпают приблизительно 1,5 г активированного угля (высота слоя 12—13 см) и пропускают через колонку 10—20 л исследуемой воды со скоростью 0,4 л/ч (около 7 мл/мин). Затем извлекают уголь из бюретки, помещают его на часовое стекло тонким слоем и дают высохнуть на воздухе до постоянной массы. Переносят в гильзу прибора «Сокслета» (или заворачивают в фильтровальную бумагу) и экстрагируют в этом приборе в течение 24 ч. Хлороформный экстракт обрабатывают, как описано выше.

Принцип метода. Метод основан на хроматографическом отделении нефтепродуктов от полярных углеводородов и примесей воды не нефтяного происхождения в колонке с оксидом алюминия при использовании экстрагентов хлороформа и гексана и дальнейшем определении выделенных нефтепродуктов люминесцентным методом. Для экстракции можно применять один из неполярных растворителей — гексан или тетрахлорид углерода (в условиях, указанных для гравиметрического определения), что значительно упрощает и уточняет анализ, так как не требуется выпаривания растворителя. Легкие нефтепродукты (бензин, легкий керосин с температурой кипения до 200 °С) этим методом не определяются.

Предел обнаружения 0,02 мг/л. Диапазон измеряемых количеств в пробе 0,02—0,5 мг. Высокая чувствительность позволяет — использовать для исследования меньший объем воды и соответственно меньшее количество растворителя. Метод рекомендуется для повседневной работы по контролю за содержанием в воде нефтепродуктов. Результаты определения периодически следует сопоставлять с арбитражными методами (гравиметрический и спектрофотометрический в инфракрасной области спектра).

Аппаратура. L Флуориметр любой модели с первичными (λ 320—390 нм) и вторичными (λ 400—580 нм) светофильтрами или источник ультрафиолетового излучения (облучатель кварцевый настольный OKH-11 или другой аналогичный прибор с ртутно-кварцевой лампой). 2. Хроматографические колонки.

Реактивы. 1. Хлороформ или тетрахлорид углерода.

3. Серная кислота, разбавленный 1:1 раствор.

4. Сульфат натрия безводный.

5. Оксид алюминия для хроматографии 2-й степени активности.

6. Стеклянная вата, промытая хлороформом и высушенная.

7. Стандартные растворы нефтепродуктов, а) Основной раствор. Нефтепродукты выделяют из 500 мл сточных вод, сбрасываемых в водоем, если они являются преобладающим источником загрязнения, или большего объема исследуемой воды. В последнем случае берут 5—10 л воды, добавляют 50—100 мл хлороформа и хорошо перемешивают. После отстаивания основную массу воды сливают сифоном, остаток воды с хлороформом переносят в делительную воронку, в которой полностью отделяют воду от хлороформа. Собранный хлороформ сушат, прибавляя сульфат натрия, и далее поступают так же, как и при исследовании проб. Обезвоженный экстракт фильтруют через бумажный фильтр, затем растворитель отгоняют на бане (температура не выше 72 °С) до остатка 10—15 мл, который далее испаряют на воздухе под тягой. Остаток растворяют в 3 мл гексана и пропускают через колонку с оксидом алюминия, как указано в «Ходе определения». Выделенные нефтепродукты после хроматографирования выпаривают, взвешивают, растворяют в н-гексане в количественно переносят в мерную колбу на 10—25 мл. Доводят до метки н-гексаном и рассчитывают содержание нефтепродуктов (мг/мл раствора). б) Рабочий раствор. Готовят соответствующим разбавлением н-гексаном основного раствора. Содержание нефтепродуктов в рабочем растворе 0,1 мг/мл.

При использовании в качестве экстрагента тетрахлорида углерода стандартные растворы готовят в этом растворителе.

Ход определения. Серной кислотой (1:1) из расчета 0,5 мл на 100 мл воды подкисляют 300—500 мл исследуемой воды и экстрагируют хлороформом дважды по 15 мл (или другим растворителем), встряхивают смесь в течение 3—5 мин. Обе порции хлороформного экстракта соединяют и сушат безводным сульфатом натрия (2—3 г).

Обезвоженный экстракт фильтруют через обезжиренный бумажный фильтр в маленькую колбочку для отгона растворителя, промывая осадок и фильтр хлороформом. Растворитель удаляют на воздухе в вытяжном шкафу. Часть растворителя можно отгонять на водяной бане с температурой воды не выше 72 °C до остатка 10—15 мл, который далее испаряется под тягой с помощью вентилятора почти до полного удаления растворителя. Затем в колбочку добавляют 3 мл гексана (гексан можно заменить петролейным эфиром с температурой кипения 40—70 °С) и количественно переносят экстракт на колонку, через которую предварительно пропущен чистый гексан так, чтобы элюат составил 10 мл. После перенесения экстракта на колонку ее промывают чистым гексаном порциями по 10 мл. Для сбора элюата используют пробирки с притертыми пробками и делениями на 10 мл. Последовательно в каждой порции элюата измеряют величину люминесценции на флуориметре.

Колонки промывают гексаном до тех пор, пока люминесценция выходящего гексана станет равной люминесценции чистого гексана до прохождения через колонку. Обычно достаточно промыть колонку после нанесения экстракта 20—25 мл гексана.

Первая пробирка, полученная при пропускании через колонку чистого гексана, является контролем. Поправку на люминесценцию растворителя вводят для каждой отобранной порции.

Определив содержание нефтепродуктов (по калибровочному графику или расчету) в отдельных порциях элюата, результаты складывают и получают содержание нефтепродуктов (мг) в исследуемой пробе. При очень низкой концентрации нефтепродуктов количественное определение проводят после объединения всех порций элюата и упаривания их до объема 10 мл.

Кроме того, определять можно визуально по интенсивности люминесценции пробы и шкалы стандартных растворов при облучении ртутно-кварцевой лампой.

Калибровочный график. В колориметрические пробирки вносят 0,2—0,4—0,6—0,8—1—2—3—4—5 мл рабочего стандартного раствора, что соответствует содержанию нефтепродуктов 0,02—0,04—0,06—0,08—0,1—0,2—0,3—0,4—0,5 мг, добавляют до 10 мл гексана. Измеряют люминесценцию, как при анализе пробы, и строят калибровочный график в координатах интенсивность люминесценции — количество нефтепродуктов (мг).

Концентрацию нефтепродуктов в воде (мг/л) вычисляют по формуле:

где А — найденное количество нефтепродуктов в определяемом объеме, мг; V — объем воды, взятой для определения, мл.

Принцип метода. Метод основан на хроматографическом отделении нефтепродуктов от полярных углеводородов и примесей воды не нефтяного происхождения в колонке с активированным оксидом алюминия при использовании в качестве экстрагента тетрахлорида углерода и дальнейшем спектрофотометрировании в инфракрасной области. Преимущество метода — меньшие потери легких фракций, чем при определении нефтепродуктов другими методами, так как не требуется отгонки растворителя.

В области волновых чисел 2860, 2930 и 2960 см-1 в нефти наблюдаются 3 полосы, обусловленные наличием в углеводородах структурных групп СН3, CH2 и CH. Поскольку содержание метальных и метиленовых групп в разных нефтепродуктах различно, имеются некоторые отклонения и в их спектрах, но отклонения эти незначительны, поэтому «веер» калибровочных кривых для разных углеводородов относительно узкий. Это дает возможность построить калибровочный график по некоторой смеси углеводородов постоянного состава, занимающей в «веере» среднее положение.

Предел обнаружения 0,1 мг/л нефтепродуктов (при анализе не менее 2 л воды). Диапазон измеряемых количеств в пробе 0,1—I мг, Метод отличается высокой избирательностью.

Аппаратура. 1. Инфракрасный спектрофотометр, 2. Призма и окошки кювет LiF. 3. Хроматографические колонки.

1. Тетрахлорид углерода очищенный. Продажный препарат перегоняют (при необходимости), затем взбалтывают с оксидом алюминия (300 г на 1 л) в течение 2 ч. Дают отстояться и на другой день фильтруют через стеклянный фильтр. Спектр очищенного тетрахлорида углерода не должен иметь полосы поглощения в области 2700—3000 см-1.

2. Сульфат натрия безводный (прокаленный).

3. Серная кислота, разбавленный 1:1 раствор.

4. Оксид алюминия для хроматографии 2-й степени активности.

5. Стеклянная вата, промытая тетрахлоридом углерода и высушенная.

6. Стандартные растворы нефтепродуктов, а) Основной раствор. Готовят из искусственной смеси, состоящей из химически чистых углеводородов: цетан 56%, изооктан 19%, бензол 25%. В мерную колбу на 50 мл вносят 10—15 мл тетрахлорида углерода и взвешивают на аналитических весах. Затем в колбу добавляют 3—4 капли искусственной смеси углеводородов и вторично взвешивают. Разность между второй и первой массой, разделенная на объем колбы, дает содержание нефтепродуктов в 1 мл тетрахлорида углерода. б) Рабочий раствор нефтепродуктов, содержащий 1 мг/мл, готовят из основного раствора соответствующим разбавлением тетрахлоридом углерода.

Ход определения. Из пробы воды объемом не менее 2 л последовательно извлекают нефтепродукты одной и той же порцией тетрахлорида углерода. В большую делительную воронку помещают 1 л воды, подкисляют 5 мл серной кислоты (1:1) и вносят 12 мл тетрахлорида углерода. Сильно взбалтывают 5 мин и дают отстояться в течение 15 мин. Нижний слой тетрахлорида углерода, содержащий извлеченные нефтепродукты, используют для второй порции воды, сливая его с небольшим количеством воды предыдущей пробы. Добавляют во второй литр воды 5 мл серной кислоты (1:1) и извлечение повторяют. Так поступают и далее, если берут для исследования более 2 л воды. Аналогично проводят вторую экстракцию из воды 10 мл тетрахлорида углерода.

Экстракты собирают в чистой сухой колбе, обмывают бутыль, где хранилась проба, и делительную воронку 5 мл тетрахлорида углерода, присоединяя растворитель к экстракту. Сушат полученный раствор 3—4 г безводного (прокаленного) сульфата натрия в течение 30 мин, затем осторожно сливают в другую сухую колбу, ополаскивают первую колбочку дважды порциями по 2 мл тетрахлорида углерода, присоединяя их к высушенному экстракту.

Хроматографическую колонку увлажняют тетрахлоридом углерода, а затем промывают 5 мл этого растворителя. Как только раствор достигнет верхнего уровня оксида алюминия, в колонку вливают небольшими порциями подготовленный экстракт, собирают элюат в мерную колбу вместимостью 50 мл, пропуская в конце хроматографирования чистый растворитель (при хроматографировании следят, чтобы растворитель не опускался ниже верхнего уровня сорбента). В элюате остаются только неполярные и малополярные углеводороды, а полярные сорбируются оксидом алюминия. Общий объем элюата в мерной колбе доводят до метки тетрахлоридом углерода, перемешивают.

Записывают спектр полученного экстракта по сравнению с тетрахлоридом углерода в области волновых чисел 2700—3100 см-1 на инфракрасном спектрофотометре с оптикой из фторида лития в кюветах с толщиной оптического слоя 1 см. По полученному спектру рассчитывают суммарную оптическую плотность и устанавливают концентрацию нефтепродуктов в исследуемой воде по калибровочному графику.

Калибровочный график. В делительные воронки, содержащие по 1000 мл дистиллированной воды, добавляют по 5 мл серной кислоты (1:1) и вносят 0,1—0,2—0,3—0,5—1 мл рабочего стандартного раствора нефтепродуктов, что соответствует содержанию нефтепродуктов 0,1—0,2—0,3—0,5—1 мг. Далее продолжают, как при анализе пробы, и записывают спектр в тех же условиях.

Для построения калибровочного графика вычисляют оптическую плотность для каждой из трех полос поглощения по формуле:

где D — оптическая плотность, I — процент светопропускания. Найденные величины оптических плотностей трех полос поглощения складывают и получают суммарную оптическую плотность для той или иной концентрации. Средние данные из 3 или 4 подобных серий стандартных проб используют для построения калибровочного графика в координатах оптическая плотность — содержание нефтепродуктов (мг).

Концентрацию нефтепродуктов (мг/л) вычисляют по формуле:

где А — содержание нефтепродуктов, найденное по калибровочному графику, мг; V — объем пробы, взятой для анализа, мл.

Поскольку состав искусственной смеси стандарта постоянный и зависимость между оптической плотностью и содержанием нефтепродуктов линейна, экспериментально установлен коэффициент, отражающий эту зависимость. Для анализа вод, не содержащих летучих нефтепродуктов, он равен 0,437, а для вод, содержащих как летучие, так и нелетучие нефтепродукты, — 0,542. С помощью этих коэффициентов можно вычислить содержание нефтепродуктов, не применяя калибровочного графика. В этом случае оптическую плотность измеряют при волновом числе 2926 см-1, а концентрацию нефтепродуктов (мг/л) рассчитывают по формуле:

где К — коэффициент, равный 0,437, или 0,542; D — оптическая плотность, I — толщина оптического слоя в кювете, см; V — объем воды, взятой для анализа, мл.

Принцип метода. Метод основан на выдувании летучих нефтепродуктов током воздуха из воды, их сорбции на активированном угле, десорбции ацетоном и турбидиметрическом определении после реакции с желатином.

Предел обнаружения при объеме пробы 1 л 0,05 мг/л. Диапазон измеряемых количеств в пробе 0,1—1 мг. Определение меньших количеств возможно при выдувании из нескольких порций воды на одну и ту же колонку с активированным углем.

Вещества, выдуваемые в условиях анализа и сорбируемые углем (фенолы, нафтеновые кислоты и др.), определению не мешают, так как не образуют эмульсии с желатином. Нелетучие нефтепродукты также не мешают, потому что в условиях анализа не выдуваются из воды.

Аппаратура. Прибор для выдувания летучих нефтепродуктов (рис. 6) состоит из склянки Дрекселя вместимостью 0,5—1 л (1), закрытой пробкой, в которую вставлена колонка (3) для очистки воздуха с активированным углем и фильтрующей пластинкой (2). В эту же склянку вставлена Г-образная трубка для отвода летучих нефтепродуктов (5), соединенная с колонкой (3) для сорбции нефтепродуктов. Колонка представляет собой стеклянную трубку длиной 10 см и диаметром 1 см, снабженную краном (6) и стеклянной дырчатой пластинкой (7). Колонка через склянку Тищенко (4) присоединена к водоструйному насосу.

3. Желатин, 2% водный раствор.

4. Активированный уголь марки БАУ.

5. Стандартные растворы летучих нефтепродуктов. Для приготовления используют тот нефтепродукт, который преимущественно содержится в воде. Если определяют сумму летучих нефтепродуктов, то стандартные растворы готовят из фракции технического керосина, перегоняющегося при температуре ниже 175 °С. а) Основной раствор. Содержание нефтепродукта определяют гравиметрически. Для этого в мерную колбу вместимостью 50 мл вносят 3—5 мл ацетона и взвешивают. Добавляют около 1,5 мл нефтепродукта и снова взвешивают. Доводят объем до метки ацетоном и рассчитывают содержание нефтепродукта в 1 мл. Отбирают такой объем полученного раствора, чтобы в нем было 500 мг нефтепродуктов, переносят в мерную колбу вместимостью 50 мл и доводят объем до метки ацетоном. В 1 мл содержится 10 мг нефтепродуктов, б) Рабочий раствор готовят разбавлением 10 мл основного в мерной колбе на 50 мл ацетоном до метки. В 1 мл содержится 2 мг нефтепродуктов.

Подготовка активированного угля и сорбционной колонки. Активированный уголь обрабатывают в приборе Сокслета диэтиловым эфиром, высушивают сначала на воздухе, потом 5—6 ч при 220°С. После этого уголь дробят и отбирают фракцию 0,5—1 мм. В сорбционную колонку на дырчатую пластинку помещают стеклянную вату слоем 0,5—1 см, всыпают 1,5 г подготовленного активированного угля, покрывают тонким слоем стеклянной ваты, после чего сорбент слегка уплотняют стеклянной палочкой.

Ход определения. Собирают прибор для выдувания. В склянку Дрекселя помещают 1—0,5 л исследуемой воды и пропускают воздух при комнатной температуре со скоростью 2—3 пузырька в 1 с в течение 2 ч (если в воде содержится только бензин, то выдувать можно в течение 1ч).

После окончания выдувания прибор разбирают и десорбируют нефтепродукты с угля ацетоном. Для этого в колонку добавляют 5 мл ацетона, дают ему пропитать уголь, затем пропускают ацетон через уголь порциями по 2 мл (всего 5 порций), оставляя первые 2 порции на угле 10 мин, а последующие 5 мин, закрывая на это время колонку. Первые 10 мл элюата собирают в колбу с притертой пробкой вместимостью 50 мл и приливают 15 мл 2% желатина, медленно, всегда с одинаковой скоростью. Закрывают пробкой и перемешивают, не встряхивая. Фотометрируют образовывающуюся эмульсию при зеленом светофильтре (λ 508 нм) в кюветах с толщиной оптического слоя 5 см по отношению к холостой пробе (10 мл ацетона и 15 мл желатина). Содержание летучих нефтепродуктов (мг) находят по калибровочному графику.

Калибровочный график. В ряд колб вместимостью 50 мл с притертыми пробками вносят 0—0,05—0,1—0,3—0,5 мл рабочего стандартного раствора, что соответствует содержанию нефтепродуктов 0,01—0,2—0,6—1 мг. В каждую колбу наливают ацетон до объема 10 мл и продолжают, как при анализе пробы воды. Фотометрируют и строят калибровочный график в координатах оптическая плотность — содержание летучих нефтепродуктов (мг).

Концентрацию летучих нефтепродуктов (мг/л) рассчитывают по формуле:

где А — содержание нефтепродуктов, найденное по калибровочному графику, мг; V — объем пробы, взятой для анализа, мл.

источник