Устройство для разделения нефти и воды и система для сбора плавающей нефти, включающая это устройство
Владельцы патента RU 2574918:
Бейджинг Речсэнд Сайенс энд Текнолоджи Групп Ко., Лтд (CN)
Изобретение относится к устройству для разделения нефти и воды. Устройство включает камеру (2) для накопления нефти, окруженную стенкой (1), причем по меньшей мере часть поверхности стенки (1) покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (3), который позволяет проникать через него воде и нефти. Устройство также включает фиксирующий слой (4), покрывающий поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя (3), для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, причем фиксирующий слой (4) позволяет проникать через него воде и нефти, при этом диаметр пор упомянутого пористого, олеофильного и гидрофобного слоя (3) составляет 300-850 мкм, а пористость - 10-40%. Олеофильный и гидрофобный слой (3) представляет собой скопление кремниевого песка с нанесенным покрытием, причем сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет по меньшей мере 0,7, диаметр частиц составляет 300-850 мкм, и плотность скоплений составляет 1,4-1,65 г/см3. Изобретение позволяет повысить эффективность сбора плавающей нефти и пригодного для сбора плавающей нефти с больших площадей поверхности моря. 2 н. и 17 з.п. ф-лы, 3 ил., 1 табл., 15 пр.
Область техники
Данное изобретение относится к устройству для разделения нефти и воды, а также к системе для сбора плавающей нефти, включающей данное устройство.
Уровень техники
Во всем мире нефть перевозят в основном морским транспортом, в то время как существует серьезная опасность разлива нефти вследствие посадки на мель, столкновения, удара о скалы и повреждения самого корпуса при плавании танкера. В то же время устанавливают все больше и больше морских буровых платформ и плавучих трубопроводов; при этом могут существовать проблемы безопасности для окружающей среды или для их собственной конструкции; это приводит к авариям, связанным с разливом нефти, в результате чего в море существуют большие площади плавающей нефти. Таким образом, отрицательное воздействие плавающей нефти можно свести к минимуму за счет эффективных способов сбора плавающей нефти и усовершенствованных устройств по сбору плавающей нефти.
В настоящее время устройство по сбору плавающей нефти, которое имеет функции сбора и переработки, работает только в случае нефти, плавающей на воде, при небольшой площади и меньшем количестве жидкостей; но оно бесполезно для обработки в случае, когда большие количества плавающей нефти, вызванные переворотом большого и гигантского танкера или утечкой из него, распространяются по большой поверхности моря. Например, существующие в настоящее время коллекторы нефти засасывают плавающую на поверхности воды нефть и часть воды, с помощью плавучей трубы для всасывания нефти, на основе того факта, что вода и нефть имеют различные плотности; смесь нефть-вода направляют, посредством перекачивающего насоса, в сепаратор плавающей нефти вихревого типа; смесь нефть-вода разделяют в сепараторе; плавающую нефть накапливают в сепараторе и выгружают автоматически; воду, которая отделена от плавающей нефти, возвращают в море возвратным насосом. Например в CN 2122860 U описан коллектор для плавающей нефти, состоящий, главным образом, из насоса для воды, насоса для нефти, плавучего корпуса и открытого контейнера. Этот коллектор для плавающей нефти использует различие в локальном уровне воды, скорость ламинарного потока и принцип вязкости жидкости, чтобы собрать плавающую нефть непосредственно в воде, содержащей плавающую нефть. В качестве другого примера в CN 101565942 A описан морской коллектор для плавающей нефти совкового типа, основная структура которого состоит из воздушной подушки, балансирующей лопасти и регулирующего устройства на входе плавающей нефти. Плавающая нефть поступает через регулирующее устройство на входе плавающей нефти и проходит через мелкую сетку, чтобы отфильтровать вещества-примеси, плавающие на поверхности моря; смесь, поступающую в емкость для разделения нефти и воды, подвергают процессу разделения нефти и воды, используя тот принцип, что плавающая нефть и морская вода имеют различные плотности. Плавающая нефть, которая должна быть отделена, плавает на поверхности морской воды, и нижележащий слой морской воды выпускают через выходной трубопровод; в этот момент включается нефтяной насос, чтобы собрать плавающую нефть и хранить ее в эластичном мешке для нефти. Однако существующая технология обладает низкой эффективностью сбора плавающей нефти, и, таким образом, она не пригодна для сбора нефти, плавающей на большой поверхности моря.
Сущность изобретения
Задачей изобретения является преодоление недостатков, заключающихся в том, что существующее на данном уровне техники устройство для сбора плавающей нефти имеет низкую эффективность сбора плавающей нефти и непригодно для сбора плавающей нефти с больших площадей поверхности моря; и обеспечение устройства для разделения нефти и воды и системы сбора плавающей нефти, содержащей это устройство, которая обладает высокой эффективностью сбора плавающей нефти и пригодна для сбора плавающей нефти с больших поверхностей моря.
В данном изобретении предложено устройство для разделения нефти и воды. Устройство включает камеру для сбора нефти, окруженную стенкой. По меньшей мере часть поверхности стенки покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем, который позволяет проникать через него воде и нефти. Это устройство также включает фиксирующий слой, покрывающий поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, и этот фиксирующий слой допускает проникновение воды и нефти. Диаметр пор указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя составляет 300-850 мкм, а пористость составляет 10-40%.
В изобретении также предложена система сбора плавающей нефти, которая включает по меньшей мере одно устройство для разделения нефти и воды, где указанное устройство для разделения нефти и воды является устройством для разделения нефти и воды, предложенным в данном изобретении.
В устройстве для разделения нефти и воды, предложенном в данном изобретении, по меньшей мере часть поверхности стенки, окружающей камеру для сбора нефти, покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем. Таким образом, после приведения в контакт с олеофильным и гидрофобным слоем, плавающая нефть может перетекать в пустоты между кремниевым песком, покрытым олеофильной и гидрофобной мембраной, ввиду малого поверхностного натяжения, и перетекать в камеру для сбора нефти по сквозным отверстиям в стенке камеры для сбора нефти, покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем; в то время как после приведения в контакт с олеофильным и гидрофобным слоем, проход для воды с внешней стороны олеофильного и гидрофобного слоя по существу прегражден ввиду большого поверхностного натяжения в этом слое; или лишь небольшое количество воды может проникнуть, или даже вода вообще не может проникнуть через этот слой. Таким образом, задача разделения нефти и воды выполнена. Что является более неожиданным, при использовании системы сбора плавающей нефти, включающей устройство разделения нефти и воды по данному изобретению, можно эффективно собрать плавающую на поверхности моря нефть с большой площади, и эффективность сбора плавающей нефти можно существенно увеличить.
Описание чертежей
Фиг.1 представляет схему, изображающую вид в частичном сечении устройства для разделения нефти и воды по данному изобретению;
Фиг.2 представляет схему, изображающую вид в частичном сечении устройства для разделения нефти и воды по данному изобретению;
Фиг.3 представляет схему системы сбора плавающей нефти по данному изобретению.
Конкретный способ осуществления данного изобретения
Согласно данному изобретению, указанное устройство для разделения нефти и воды включает камеру 2 для сбора нефти, окруженную стенкой 1. По меньшей мере часть поверхности стенки 1 покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3; и часть указанной стенки 1, покрытая пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, допускает проникновение воды и нефти. Устройство также включает фиксирующий слой 4, расположенный на поверхности пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, и фиксирующий слой 4 допускает проникновение воды и нефти. Диаметр пор указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 составляет 300-850 мкм, предпочтительно 300-600 мкм; пористость составляет 10-40%, предпочтительно 20-35%. Указанный диаметр пор можно измерить с помощью электронного микроскопа. Указанную пористость можно измерить способом ртутной порометрии. В подробностях, способ включает следующие стадии: ртуть вдавливают в пористую среду, чтобы заместить воздух в пустотах; измеряют разницу массы образца до и после вдавливания ртути, чтобы получить объем пустот; делят объем пустот на внешний объем, чтобы получить пористость.
При использовании указанного устройства для разделения нефти и воды по данному изобретению, если перепад давлений на олеофильном и гидрофобном слое составляет 0-20 кПа, отношение объемных потоков нефти и воды, проникающих через олеофильный и гидрофобный слой, может достигать 1,5-3:1.
Как показано на Фиг. 1, указанное устройство для разделения нефти и воды включает камеру 2 для сбора нефти, окруженную стенкой 1. Часть поверхности стенки 1 покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3; и часть указанной стенки 1, покрытая пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, допускает проникновение воды и нефти. Устройство также включает фиксирующий слой 4, покрывающий поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3, для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, и фиксирующий слой 4 допускает проникновение воды и нефти.
Предпочтительно, с целью повышения эффективности сбора нефти, вся поверхность указанной стенки 1 покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3.
По данному изобретению, указанная стенка 1, окружающая камеру 2 для сбора нефти, и указанный фиксирующий слой 4 могут иметь различные формы и состоять из различных материалов (например, пластиков), которые допускают проникновение воды и нефти, для сбора плавающей нефти, и ограничивают рассыпание указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя. Предпочтительно и стенка 1, и фиксирующий слой 4 являются плоскими. Существует множество средств, допускающих проникновение воды и нефти. Предпочтительно фиксирующий слой 4 и часть указанной стенки 1, покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, имеют множество сквозных отверстий 9 и 8, чтобы фиксирующий слой 4 и часть указанной стенки 1, которая покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, могли допускать проникновение воды и нефти через эти сквозные отверстия 9 и 8. Хотя часть указанной стенки 1, покрытая пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, допускает проникновение воды и нефти, только нефть может легко пройти через указанный пористый, олеофильный и гидрофобный слой и указанную стенку 1 и войти в камеру для сбора нефти, а проникновение воды будет предотвращено, или только небольшое количество воды сможет проникнуть через указанный пористый олеофильный и гидрофобный слой, чтобы достичь поверхности стенки 1 и пройти через стенку 1 в камеру для сбора нефти, поскольку этот пористый олеофильный и гидрофобный слой обладает олеофильными и гидрофобными свойствами. Для того чтобы способствовать плавному и быстрому проникновению воды и нефти через фиксирующий слой с целью контакта с пористым, олеофильным и гидрофобным слоем, так, чтобы нефть могла быстро поступить в камеру для сбора нефти через стенку 1, на фиксирующем слое 4 и части указанной стенки 1, покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, равномерно расположены указанные сквозные отверстия 9 и 8. Согласно вышеуказанному примеру воплощения камера 5 для разделения воды и нефти предпочтительно сформирована между стенкой 1 и фиксирующим слоем 4. Пористый, олеофильный и гидрофобный слой 3 заполняет внутреннюю часть камеры 5 для разделения воды и нефти, чтобы дополнительно облегчить разделение нефти и воды и сбор нефти. Кроме того, форма фиксирующего слоя может соответствовать форме камеры для сбора нефти, так, чтобы камера 5 для разделения нефти и воды повторяла форму камеры 2 для сбора нефти.
Согласно данному изобретению камера 2 для сбора нефти может иметь различную форму, выполненную с возможностью сбора плавающей на поверхности воды нефти, например, форму сферы, цилиндра или конуса. Объем камеры для сбора нефти в устройстве для разделения нефти и воды может быть выбран в зависимости от площади поверхности воды. Обычно объем камеры 2 для сбора нефти может составлять 50-100 мл.
Как показано на Фиг. 2, указанное устройство для разделения нефти и воды содержит камеру 2 для сбора нефти, окруженную стенкой 1. Вся поверхность стенки 1 камеры 2 для сбора нефти покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, и стенка 1 камеры 2 для сбора нефти, покрытая пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, имеет множество равномерно расположенных сквозных отверстий 8. Фиксирующий слой 4 расположен на поверхности пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3, и на фиксирующем слое 4 равномерно расположены множество сквозных отверстий 9. Стенка 1 камеры 2 для сбора нефти и фиксирующий слой 4 совместно образуют разделительную камеру 5.
Согласно данному изобретению, предпочтительно указанное устройство для разделения нефти и воды содержит трубу, соединенную с камерой 2 для сбора нефти. Плавающую нефть, сохраняемую в камере 2 для сбора нефти, можно извлечь и собрать соответствующим образом, без предварительного использования этого устройства для разделения нефти и воды.
Согласно данному изобретению, указанный пористый, олеофильный и гидрофобный слой 3 может состоять из слоев различных пористых материалов с олеофильными и гидрофобными свойствами. Предпочтительно для того, чтобы дополнительно улучшить эффект разделения нефти и воды при фильтровании плавающей нефти, указанный олеофильный и гидрофобный слой 3 представляет собой скопление частиц кремниевого песка с нанесенным покрытием. Согласно данному изобретению указанный кремниевый песок с нанесенным покрытием может представлять собой различные кремниевые пески с олеофильными и гидрофобными свойствами, которые позволяют нефти втекать в пустоты между частицами кремниевого песка с нанесенным покрытием и проходить между ними, в то же время задерживая воду за пределами кремниевого песка с нанесенным покрытием. Предпочтительно указанный кремниевый песок в данном применении представляет собой кремниевый песок с поверхностью, на которую нанесен слой покрытия. Указанный кремниевый песок с поверхностью, на которую нанесен слой покрытия, получают путем смешивания кремниевого песка с олеофильной и гидрофобной смолой, с последующим отверждением.
Согласно данному изобретению, указанные сквозные отверстия 8 в указанной стенке 1 камеры 2 для сбора нефти, покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3 и фиксирующим слоем 4, организованы с целью облегчения прохождения плавающей нефти внутрь указанного устройства для разделения нефти и воды, и окончательно - внутрь камеры 2 для сбора нефти. Для того чтобы предотвратить увлечение кремниевого песка с нанесенным покрытием плавающей нефтью и проникновение указанного кремниевого песка с нанесенным покрытием, вместе с потоком, в камеру 2 для сбора нефти через сквозные отверстия 8 камеры для сбора нефти, и предотвратить высыпание кремниевого песка с нанесенным покрытием через сквозные отверстия 9 в фиксирующем слое 4, что влияет на эффект разделения нефти и воды, диаметр вышеуказанных сквозных пор (включая сквозные отверстия 8 в стенке 1 камеры 2 для сбора нефти, которая покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем, и сквозные отверстия 9 в фиксирующем слое 4) предпочтительно не превышает средний диаметр частицы указанного кремниевого песка с нанесенным покрытием (а более предпочтительно - меньше этой величины). Например, диаметр указанных сквозных отверстий 8 и 9 может составлять 100-400 мкм.
Чем ближе форма указанного кремниевого песка с нанесенным покрытием к сферической, тем с большей вероятностью можно гарантировать, что диаметр пустот в кремниевом песке с нанесенным покрытием будет меньше и однороднее, чтобы дополнительно улучшить эффект проникновения нефти. Таким образом, сферичность указанного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет по меньшей мере 0,7, предпочтительно 0,7-0,95. Термин «сферичность» означает меру относительной четкости очертаний, или кривизны кромок и углов частицы, а также он означает степень приближения формы частицы к сферической. Способ измерения сферичности хорошо известен специалистам в данной области. Например, для ее измерения можно использовать метод поправочных таблиц. Диаметр частиц указанного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 300-850 мкм. Плотность скоплений (accumulation density) составляет 1,4-1,65%, предпочтительно 1,4-1,5%.
В соответствии с данным изобретением толщину указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 можно выбрать в соответствии с количеством плавающей на воде нефти, которую следует собрать. Если слой плавающей нефти тоньше, толщина скопления кремниевого песка с нанесенным покрытием, образующего пористый, олеофильный и гидрофобный слой 3, будет, соответственно, меньше. Если слой плавающей нефти толще, то толщина скопления кремниевого песка с нанесенным покрытием, образующего пористый, олеофильный и гидрофобный слой 3, соответственно будет больше. В общем, толщина указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 может составлять 5-50 мм, предпочтительно 10-30 мм.
Согласно данному изобретению, диапазон массовых отношений указанной олеофильной и гидрофобной смолы к указанному кремниевому песку, который можно выбрать, является относительно широким. Предпочтительно количество олеофильной и гидрофобной смолы составляет покрывающий слой с толщиной 0,1-10 мкм, более предпочтительно 1-5 мкм. Таким образом, массовое отношение олеофильной и гидрофобной смолы к кремниевому песку может составлять 0,2-15:100.
Согласно данному изобретению указанной олеофильной и гидрофобной смолой могут быть различные олеофильные и гидрофобные смолы. Указанная олеофильная и гидрофобная смола предпочтительно может представлять собой одну или большее количество смол, выбранных из олеофильных и гидрофобных эпоксидных смол, олеофильных и гидрофобных фенольных смол, олеофильных и гидрофобных полиуретановых смол и олеофильных и гидрофобных кремнийорганических смол.
Более предпочтительно, когда указанная олеофильная и гидрофобная смола представляет собой по меньшей мере две смолы, выбранные из олеофильной и гидрофобной эпоксидной смолы, олеофильной и гидрофобной фенольной смолы, олеофильной и гидрофобной полиуретановой смолы и олеофильной и гидрофобной кремнийорганической смолы; при этом получают лучшие олеофильные и гидрофобные свойства. Дополнительно является предпочтительным, чтобы массовое отношение между любыми двумя олеофильными и гидрофобными смолами могло составлять 1:0,1-10.
В частности, указанная олеофильная и гидрофобная эпоксидная смола может представлять собой одну или большее количество смол, выбранных из эпоксидной смолы типа глицидилового простого эфира, эпоксидной смолы типа глицидилового сложного эфира, эпоксидной смолы типа глицидиламина, эпоксидной смолы линейно-алифатического типа, эпоксидной смолы эпициклического типа, эпоксидной смолы, модифицированной полисульфидным каучуком, эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной поливинил трет-бутиральдегидом, эпоксидной смолы, модифицированной нитрильным каучуком, эпоксидной смолы, модифицированной фенольной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной сложной полиэфирной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной меламинмочевиноформальдегидной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной фурфурольной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной виниловой смолой, эпоксидной смолы, модифицированной изоцианатом, и эпоксидной смолы, модифицированной кремнийорганической смолой.
Указанная олеофильная и гидрофобная фенольная смола может быть одной или двумя смолами, выбранными из фенольной смолы, модифицированной диметилбензолом; фенольной смолы, модифицированной эпоксидной смолой; и фенольной смолы, модифицированной кремнийорганическим соединением.
Указанная олеофильная и гидрофобная полиуретановая смола может быть полиуретановой смолой, полученной из одной или большего количества смол, выбранных из олигомерных многоатомных спиртов, например, органического полиизоцианата, полиэфира (простого), полиэфира (сложного) и т.п.
Указанная олеофильная и гидрофобная кремнийорганическая смола может представлять собой одну или большее количество смол, выбранных из метилтрихлорсилана, диметилдихлорсилана, фенилтрихлорсилана, дифенилдихлорсилана и метилфенилдихлорсилана.
Согласно данному изобретению, способ отверждения олеофильной и гидрофобной смолы может представлять собой различные обычные способы, например отверждение с использованием отверждающего агента или прямым фотоотверждением. Виды применяемого для отверждения отверждающего агента могут быть различными отверждающими агентами для отверждения олеофильной и гидрофобной смолы, которые хорошо известны специалистам, а диапазон обычно применяемого регулируемого количества отверждающего агента может быть относительно широким. Например, массовое отношение указанного отверждающего агента к указанной олеофильной и гидрофобной смоле может составлять 1-25:100.
Отверждающий агент для указанной олеофильной и гидрофобной эпоксидной смолы может быть одним или более, выбранными из алифатического амина, алициклического амина, ароматического амина и его модификаций, полиамида, ангидрида, третичного амина и его соли, параформальдегида, имидазола, форполимера, ацилпероксидов, параформальдегида и меламиновой смолы.
Отверждающий агент для указанной олеофильной и гидрофобной фенольной смолы может представлять собой гексаметилентетрамин.
Отверждающий агент для указанной олеофильной и гидрофобной полиуретановой смолы может быть одним или более, выбранным из продуктов присоединения толуолдиизоцианата (ТДИ) и триметилолпропана (ТМП); форполимером толуолдиизоцианата (ТДИ) и содержащих гидроксил компонентов, а также тройным полимером из однокомпонентного агента отверждения во влажной среде и толуолдиизоцианата (ТДИ).
Отверждающий агент для указанной олеофильной и гидрофобной кремнийорганической смолы может быть дилауратом дибутилолова и/или N,N,N',N'-тетраметилгуанидином.
Согласно данному изобретению, для того чтобы дополнительно улучшить олеофильные и гидрофобные свойства покрывающего слоя, кремниевый песок с поверхностью, на которую нанесен слой покрытия, можно получить путем смешивания кремниевого песка с олеофильной и гидрофобной смолой, пластификатором и/или смазывающим веществом, с последующим отверждением полученной смеси.
Согласно данному изобретению, обычно применяемое количество пластификатора хорошо известно специалистам. Пластификаторы в основном используют для снижения модуля упругости и предела прочности на разрыв, для улучшения эластичности, обратимого предела прочности на изгиб, прочности и ударной вязкости, для снижения температуры стеклования, для расширения возможности применения полимера при более низких температурах, для улучшения связи с различными материалами основы и т.п. Массовое отношение указанного пластификатора к указанной олеофильной и гидрофобной смоле может составлять 5-25:100. Указанный пластификатор предпочтительно может быть одним или более, выбранным из сложного эфира фталевой кислоты, сложного эфира алифатической кислоты и сложного эфира фосфорной кислоты. Указанным сложным эфиром фталевой кислоты может быть диметилфталат. Указанным сложным эфиром алифатической кислоты может быть один или более эфиров, выбранных из дигликольдиформата, этилендиформата и диэтиленгликольдиформата. Указанным сложным эфиром фосфорной кислоты может быть один или более, выбранных из триарилфосфата, триизопропилфенилфосфата (ИПФФ) и фенилового эфира фосфорной кислоты.
Согласно данному изобретению, обычно применяемое количество смазывающего вещества хорошо известно специалистам. Смазывающее вещество в основном применяют для улучшения смазывающих свойств, для снижения трения и статического электричества и для улучшения глянца поверхности и внешнего вида. Массовое отношение указанного смазывающего вещества к указанной олеофильной и гидрофобной смоле может составлять 1-10:100. Указанное смазывающее вещество может быть одним или более, выбранных из низкомолекулярного полиэтилена, окисленного низкомолекулярного полиэтилена, октадеканамида, стеарата кальция, стеарата цинка и этилен-бис-стеарамида.
Согласно данному изобретению, условия, при которых кремниевый песок, олеофильную и гидрофобную смолу и, возможно, пластификатор и/или смазывающее вещество смешивают и отверждают, могут быть обычными для данной отрасли. Например, сначала можно нагреть частицы кремниевого песка до температуры 50-400°C, предпочтительно до 100-240°C; затем смешать нагретый кремниевый песок с олеофильной и гидрофобной смолой, возможно, пластификатором и/или смазывающим веществом, и перемешать смесь до однородности. Конкретные требования по температуре перемешивания отсутствуют до тех пор, пока она позволяет указанной олеофильной и гидрофобной смоле однородно прилипать к поверхности частиц кремниевого песка. Время перемешивания предпочтительно составляет 1-10 мин. Условия отверждения могут быть следующими: температура отверждения может составлять 20-150°C, время отверждения может составлять 0,1-24 часа и влажность при отверждении может составлять 5-35%.
Последовательность добавления указанной олеофильной и гидрофобной смолы, пластификатора и смазывающего вещества по существу не оказывает влияния на свойства кремниевого песка с нанесенным покрытием, полученного в данном изобретении. Например, олеофильную и гидрофобную смолу, пластификатор и смазывающее вещество можно добавлять одновременно, чтобы перемешать их с кремниевым песком. В альтернативном случае олеофильную и гидрофобную смолу, пластификатор и смазывающее вещество можно добавлять на различных стадиях. Например, сначала можно смешать олеофильную и гидрофобную смолу с кремниевым песком, а затем смешать с пластификатором и/или смазывающим веществом.
Предпочтительно кремниевый песок с нанесенным покрытием можно также получить путем охлаждения, дробления и просеивания, чтобы регулировать диаметр его частиц. Специальные требования по условиям охлаждения отсутствуют, но предпочтительно его охлаждают до комнатной температуры. Кроме того, можно применять обычные способы дробления и просеивания, чтобы получить кремниевый песок с нанесенным покрытием, имеющий диаметр частиц по данному изобретению.
Кроме того, в изобретении предложена система сбора плавающей нефти. Указанная система включает по меньшей мере одно устройство для разделения нефти и воды, которое является устройством для разделения нефти и воды по данному изобретению.
Предпочтительно может быть множество указанных устройств для разделения нефти и воды, которые предпочтительно равномерно расположены на поверхности воды, содержащей плавающую нефть, чтобы можно было осуществить сбор плавающей нефти на поверхности воды с большей площадью, даже на поверхности моря, для повышения эффективности сбора. Множество устройств для разделения нефти и воды могут быть зафиксированы посредством гибких соединений. Например, для соединения множества устройств для разделения нефти и воды и равномерного размещения их по поверхности воды можно применять стальную проволоку, соединение в виде тонкой пружины и тонкий трос.
Предпочтительно указанная система сбора плавающей нефти может дополнительно содержать насос и трубу для соединения насоса и камеры для сбора нефти каждого из устройств для разделения нефти и воды, чтобы одновременно перекачивать собранную плавающую нефть.
Предпочтительно указанная система для сбора плавающей нефти может дополнительно включать устройство для накопления нефти, чтобы хранить плавающую нефть, поступившую от насоса.
Предпочтительно указанная система сбора плавающей нефти может дополнительно включать оболочку, заключающую в себе устройство для накопления нефти.
Согласно данному изобретению, способ сбора плавающей на поверхности воды нефти с помощью указанной системы сбора плавающей нефти по данному изобретению может включать следующие стадии: расположение указанного устройства для разделения нефти и воды по данному изобретению на поверхности воды, содержащей плавающую нефть так, чтобы по меньшей мере часть поверхности фиксирующего слоя 4, который покрывает поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 для ограничения рассыпания этого пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, контактировала с поверхностью воды, содержащей плавающую нефть; и сбор плавающей нефти внутри камеры для сбора нефти.
Согласно способу по данному изобретению указанное устройство для разделения нефти и воды расположено на поверхности воды, содержащей плавающую нефть, и необходимо сделать так, чтобы по меньшей мере часть, предпочтительно 30-80%, поверхности фиксирующего слоя 4, который покрывает поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя 3 для ограничения рассыпания этого пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, контактировала с поверхностью воды, содержащей плавающую нефть, чтобы смесь нефть-вода поступала в камеру для разделения нефти и воды через отверстия 9 в фиксирующем слое 4 и контактировала с находящимся под ним пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3, для достижения эффективного сбора плавающей нефти. Предпочтительно вся поверхность указанной стенки 1 покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем 3. Для того чтобы поглощать плавающую нефть более эффективно, предпочтительно, чтобы 30-80% объема указанного устройства для разделения нефти и воды находилось под поверхностью воды (было погружено в воду), содержащей плавающую нефть.
Данное изобретение не предъявляет конкретных требований к способу расположения устройства для разделения нефти и воды на поверхности воды, содержащей плавающую нефть; можно применять различные обычные способы. Например, указанное устройство для разделения нефти и воды может плавать на поверхности воды, содержащей плавающую нефть, с помощью поддерживающего плавучесть устройства, или указанное устройство для разделения нефти и воды может быть подвешено над поверхностью воды, содержащей плавающую нефть.
Предпочтительно указанный способ сбора плавающей на поверхности воды нефти может дополнительно включать перемещение плавающей нефти, находящейся внутри каждой камеры для накопления нефти, в блок хранения, для хранения плавающей нефти. Например, способ перемещения плавающей нефти, находящейся внутри каждой камеры для сбора нефти, в блок хранения включает организацию трубы, соединенной с каждой камерой накопления нефти, и введение плавающей нефти, находящейся внутри каждой камеры для сбора нефти, в блок хранения по этой трубе. В частности, труба, соединенная с каждой камерой для сбора нефти, соединена с насосом. Плавающую нефть перекачивают из каждой камеры для сбора нефти и вводят в блок хранения посредством указанного насоса. Кроме того, этот способ может дополнительно включать перемещение блока хранения, загруженного плавающей нефти. Например, в качестве блока хранения можно применять оболочку для облегчения транспортирования.
Теперь обратимся к Фиг. 3; проиллюстрирован способ сбора плавающей нефти путем использования системы сбора плавающей нефти по данному изобретению. Указанная система сбора плавающей нефти включает оболочку 10, устройство 11 для накопления нефти, помещенное на этой оболочке; насос 12, трубу 14 для соединения насоса 12 с камерой для накопления нефти устройства 13 для разделения нефти и воды. Указанный способ сбора плавающей на поверхности воды нефти включает стадию размещения устройства 13 для разделения нефти и воды на поверхности воды, содержащей слой 6 плавающей нефти, чтобы указанное устройство 13 для разделения нефти и воды плавало на поверхности воды. Указанное устройство для разделения нефти и воды включает камеру для накопления нефти, окруженную стенкой. Вся поверхность стенки, формирующей камеру для накопления нефти, покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (предпочтительно 30-80% объема указанного устройства для разделения нефти и воды расположено под поверхностью воды, содержащей плавающую нефть). По стенке камеры для накопления нефти, покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем, равномерно распределены множество сквозных отверстий. Поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя покрыта фиксирующим слоем, для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, и по этому фиксирующему слою равномерно распределено множество сквозных отверстий. Фиксирующий слой и стенка указанной камеры для накопления нефти образуют разделительную камеру. Указанный пористый, олеофильный и гидрофобный слой представляет собой скопление кремниевого песка с нанесенным покрытием, заполняющее внутреннюю часть разделительной камеры. После периода сбора запускают насос 12, чтобы перекачать плавающую нефть, собранную внутри накапливающей нефть камеры устройства 13 для разделения нефти и воды, по трубе 14; и собранную плавающую нефть хранят в устройстве 11 для накопления нефти.
Данное изобретение будет дополнительно подробно описано в сочетании с конкретными примерами воплощения.
В последующих примерах воплощения кварцевый песок может быть приобретен у Yong Deng Blue Sky Quartz Sand Co., Ltd.
Изготовители и марки олеофильной и гидрофобной смолы, отверждающего агента и пластификатора могут быть следующими:
Эпоксидная смола, модифицированная полиамидной смолой: Flagship Fine Chemicals Co., Ltd (Fuqing).
Эпоксидная смола, модифицированная поливинил-трет-бутиральдегидом: Shengquan Chemical Industry Co., Ltd (Shandong).
Эпоксидная смола, модифицированная диметилбензолом: Shengquan Chemical Industry Co., Ltd (Shandong).
Кремнийорганическая смола: Dow Corning (США).
Полиуретановая смола: Shengquan Chemical Industry Co., Ltd (Shandong).
Политетрафторэтилен: Qinairun Industry and Trade Co., Ltd (Shanghai).
Полидиметилсилоксан: Dow Corning (США).
Алифатический амин в качестве отверждающего агента: Tianxing Thermal Insulation Materials Co., Ltd (Jiangyin).
Полиамид в качестве отверждающего агента: Flagship Fine Chemicals Co., Ltd (Fuqing).
Гексаметилентетрамин в качестве отверждающего агента: Tianxing Thermal Insulation Materials Co., Ltd (Jiangyin).
Бутилдилаурат диолова: Yuanji Chemical Industry Co., Ltd (Shanghai).
Тройной полимер ТДИ: Bogao Coating Factory (Leliu Town, Shunde City).
Диметилфталат (ДМФ) в качестве пластификатора: Liantai Chemical Industry Co., Ltd (Shandong).
Низкомолекулярный полиэтилен в качестве смазывающего вещества: Huada Tianrong New Material Technology Co., Ltd (Beijing).
Способы определения эффективности поглощения нефти в следующих примерах воплощения ссылаются на «Technology Research on Oily Sludge Benzinum Extraction», Journal of Safety and Environment, vol. 8, Stage 1, февраль 2008.
Конкретный способ проведения испытания представляет собой экстракцию по Сокслету с УФ-спектрофотометрией.
Нефть и нефтепродукты имеют отличительную особенность - поглощение в ультрафиолетовой области. Ароматические соединения с бензольным кольцом поглощают в основном при длине волны 250-260 нм. Соединения с сопряженными двойными связями поглощают, главным образом, при длине волны 215-230 нм. Для того чтобы избежать помех от других факторов, в способе поглощения УФ-излучения часто применяют измерение при двух длинах волн. Как правило, две основные длины волны поглощения сырой нефти представляют собой 225 и 254 нм. Что касается нефтепродуктов, то пик поглощения топливной нефти, смазочных масел и т.п. близок к пику поглощения сырой нефти. Таким образом, выбор длины волны должен зависеть от конкретного случая. Длину волны 254 нм можно выбрать для сырой нефти и тяжелой нефти, в то время как длину волны 225 нм можно выбрать для легкой нефти и нефтепродуктов, полученных на нефтеперерабатывающем предприятии.
В способе экстракции по Сокслету с применением УФ-спектрофотометрии применяют экстрактор Сокслета, чтобы экстрагировать сырую нефть из нефтяного шлама, путем циркуляционного орошения в течение шести часов. В качестве эктрагента применяют бензин или смесь гептанов. Содержание нефти измеряют при двух длинах волн, используя УФ-спектрофотометр.
Приготовление раствора
(1) Стандартная нефть: нефтепродукты экстрагируют из образца нефтяного шлама, используя бензин с температурой 30-60°C, который подвергли деароматизации и повторной перегонке; затем нефтепродукты фильтруют после дегидратации безводным сульфатом натрия. Отфильтрованные жидкости помещают в термостат с температурой 65°C, чтобы удалить оставшийся бензин; после чего стандартная нефть получена.
(2) Исходный раствор стандартной нефти: 0,1 г стандартной нефти, точно взвешенной, растворяют в бензине; смешанный раствор переносят в 100 мл мерную колбу и разбавляют до метки, а затем хранят в холодильнике. Этот раствор содержит нефть в концентрации 1,00 мг на мл.
(3) Рабочий раствор стандартной нефти: вышеуказанный исходный раствор стандартной нефти разбавляют бензином в 10 раз; этот разбавленный раствор содержит нефть в концентрации 0,1 мг на мл.
(4) Деароматизированный бензин (фракция 60-90°C).
Получение деароматизированного бензина: в стеклянную колонну с внутренним диаметром 25 мм и высотой 750 мм, с использованием хроматографии на колонке, помещают микросферы силикагеля с диаметром частиц 60-100 меш и нейтральный оксид алюминия для хроматографии, с диаметром частиц 70-120 меш (активация при 150-160°C в течение 4 часов), перед полным охлаждением. Нижний слой силикагеля имеет высоту 600 мм, а оксид алюминия, с толщиной 50 мм, расположен поверх него; затем проводят деароматизацию имеющегося в продаже бензина (фракция 60-90°C), пропуская его через эту колонну. При измерении коэффициента пропускания обработанного бензина (который должен составлять не менее 80%, в положении, соответствующем линии отметки 225 нм на УФ-спектрофотометре) для сравнения используют воду.
Построение калибровочной кривой
Рабочие растворы стандартной нефти объемом 0, 2,00, 4,00, 8,00, 12,00, 20,00 и 25,00 мл добавляют, соответственно, в семь мерных колб объемом 70 мл, и разбавляют до метки, используя бензин (60-90°C). Измерения проводят в положении, соответствующем линии отметки 254 нм на УФ-спектрофотометре; для сравнения используют кварцевую кювету 1 см; на основе измерений строят калибровочную кривую.
Измерения на образце нефтяного шлама
(1) 20 г образца нефтяного шлама, предварительно дегидратированного при 105°C, оборачивают фильтровальной бумагой, а затем помещают в экстрактор Сокслета; в круглодонную колбу, на 1/2-1/3 ее объема, добавляют бензин и проводят конденсацию при дефлегмации в течение шести часов.
(2) Оставшееся вещество растворяют в деароматизированном бензине, а затем этот смешанный раствор переносят в 100 мл мерную колбу и разбавляют до постоянного объема; определение коэффициента поглощения образца нефтяного шлама проводят при таких же условиях, как и в случае стандартного образца.
(3) Содержание нефти можно найти по калибровочной кривой, с помощью которой рассчитывают содержание нефти.
Пример приготовления 1
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
После нагревания до 250°C, 3 кг частиц кварцевого песка (с плотностью 1,65 г/см3) со средним диаметром 0,4 мм помещают в смеситель для песка для перемешивания, после чего охлаждают до 200°C; затем к нему добавляют 0,15 кг эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, чтобы перемешать в достаточной степени для однородного распределения смолы по внешней поверхности частицы кварцевого песка; затем, для проведения отверждения, добавляют алифатический амин (с массовым отношением отверждающего агента к смоле, составляющим 2:100), в качестве отверждающего агента, и отвержденные частицы окончательно охлаждают до комнатной температуры и дробят, чтобы получить кремниевый песок с нанесенным покрытием (толщина покрывающего слоя составляет 1-2 микрометра). Сферичность полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,72, а распределение частиц по диаметру составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 2
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1 (за исключением того), что перед добавлением отверждающего агента добавляют диметилфталат (ДМФ) в качестве пластификатора. Массовое отношение пластификатора к смоле составляет 10:100. После перемешивания в достаточной степени толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 2-3 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,75, а распределение частиц по диаметру составляет 350-430 мкм.
Пример приготовления 3
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что перед тем, как смола начинает отверждаться и объединяться в блок, добавляют низкомолекулярный полиэтилен в качестве смазывающего вещества. Массовое отношение смазывающего вещества к смоле составляет 2:100. После достаточного перемешивания, толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,5-1 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,78, а распределение частиц по диаметру составляет 380-420 мкм.
Пример приготовления 4
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как в примере приготовления 1, за исключением того, что массовое отношение эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, к частицам кремниевого песка составляет 0,5:100. Толщина слоя покрытия полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,1-0,5 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,73, а диаметр частиц составляет 350-430 мкм.
Пример приготовления 5
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что массовое отношение эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, к частицам кремниевого песка составляет 12:100. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 4-5 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,75, а диаметр частиц составляет 360-450 мкм.
Пример приготовления 6
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
2 кг частиц кремниевого песка со средним диаметром 0,4 мм нагревают до 400°C; в него добавляют 0,04 кг эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, и в достаточной степени перемешивают так, чтобы равномерно распределить смолу по внешней поверхности частиц кремниевого песка; затем добавляют полиамидную смолу (с массовым отношением отверждающего агента к смоле 5:100) в качестве отверждающего агента, для проведения отверждения, чтобы поверхность частиц кремниевого песка была покрыта нанесенным слоем смолы; с последующим охлаждением до комнатной температуры, дроблением и просеиванием, чтобы получить кремниевый песок с нанесенным покрытием (толщина покрывающего слоя составляет 1-2 микрометра). Сферичность полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,75, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 7
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
5 кг кремниевого песка со средним диаметром 0,8 мм нагревают до 100°C; затем добавляют 0,3 кг фенольной смолы, модифицированной диметилбензолом, совместно с гексаметилентетрамином, в качестве отверждающего агента (при массовом отношении отверждающего агента к смоле 12:100), чтобы в достаточной степени перемешать их и равномерно распределить смолу и отверждающий агент по внешней поверхности кремниевого песка; с последующим охлаждением до комнатной температуры, дроблением и просеиванием, для получения олеофильных и гидрофобных частиц с нанесенным покрытием. Толщина покрывающего слоя у полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 5-6 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,72, и диаметр частиц составляет 750-825 мкм.
Пример приготовления 8
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, используют кремнийорганическую смолу, и в качестве отверждающего агента используют дилаурат дибутилолова. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,75, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 9
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, применяют полиуретановую смолу, и того, что в качестве отверждающего агента используют тройной полимер ТДИ. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,73, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 10
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, применяют политетрафторэтилен, и не используют отверждающего агента. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,71, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 11
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, применяют полидиметилсилоксан, и не используют отверждающего агента. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,73, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 12
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо 3 кг эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, применяют 2 кг эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, и 1 кг эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом. Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,75, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 13
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, используют 0,5 кг эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, и 2,5 кг фенольной смолы, модифицированной диметилбензолом, и тем, что в качестве отверждающих агентов используют полиамид (с массовым отношением полиамида к эпоксидной смоле, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, составляющим 5:100) и гексаметилентетрамин (с массовым отношением гексаметилентетрамина к фенольной смоле, модифицированной диметилбензолом, составляющим 5:100). Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,78, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 14
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, используют 0,5 кг эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, 1,5 кг фенольной смолы, модифицированной диметилбензолом, и 1 кг кремнийорганической смолы, и того, что в качестве отверждающих агентов используют полиамид (с массовым отношением полиамида к эпоксидной смоле, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, составляющим 5:100); гексаметилентетрамин (с массовым отношением гексаметилентетрамина к фенольной смоле, модифицированной диметилбензолом, составляющим 5:100) и дилаурат дибутилолова (с массовым отношением дилаурата дибутилолова к кремнийорганической смоле, составляющим 5:100). Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,82, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример приготовления 15
Данный пример воплощения используют для описания приготовления кремниевого песка с нанесенным покрытием, с поверхностью, на которую нанесена олеофильная и гидрофобная пленка по данному изобретению.
Частицы с нанесенным покрытием получают таким же способом, как и в примере приготовления 1, за исключением того, что вместо эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, используют 1,5 кг эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом и 1,5 кг полиуретановой смолы; и того, что в качестве отверждающих агентов используют полиамид (с массовым отношением полиамида к эпоксидной смоле, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, составляющим 5:100) и тройной полимер ТДИ (с массовым отношением тройного полимера ТДИ к полиуретановой смоле, составляющим 5:100). Толщина покрывающего слоя полученного кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 1-2 мкм. Сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет 0,78, и диаметр частиц составляет 320-450 мкм.
Пример воплощения 1-15
Данный пример воплощения используют для иллюстрации получения устройства для разделения нефти и воды, предложенного в настоящем изобретении.
Сферическую камеру для накопления нефти с объемом 50 мл (она выполнена из ПК поликарбонатного материала, и наверху камеры для накопления нефти имеется отверстие для нефти, соединенное с трубами) помещают внутри другой сферической камеры (она выполнена из поликарбонатного материала); и пространство между стенкой камеры для сбора нефти и стенкой другой сферической камеры заполняют кремниевым песком с нанесенным покрытием (около 30 мл), полученным по примерам приготовления 1-15, с получением пористого, олеофильного и гидрофобного слоя; стенку указанной другой сферической камеры применяют для фиксации помещенного между стенками кремниевого песка с нанесенным покрытием, с получением указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, покрывающего стенку указанной камеры для накопления нефти; при этом и стенка указанной камеры для накопления нефти, и стенка другой сферической камеры имеют множество равномерно распределенных сквозных отверстий. Толщина указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, диаметр отверстий в стенке указанной камеры для накопления нефти и другой сферической камеры, а также пористость, диаметр отверстий и плотность скоплений указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя приведены в Таблице 1 ниже.
Систему для сбора плавающей нефти применяют для сбора плавающей на поверхности воды нефти. Указанная система для сбора плавающей нефти включает оболочку, устройство для накопления нефти, размещенное в оболочке, насос и трубу для соединения насоса с камерой для накопления нефти устройства для разделения нефти и воды. Указанный способ сбора плавающей на поверхности воды нефти включает следующие стадии: соединение 20 устройств для разделения нефти и воды, обеспеченных в вышеуказанном примере воплощения, с использованием стальных проволок; размещение указанных систем для разделения нефти и воды на поверхности воды, содержащей слой плавающей нефти (каждое устройство для разделения нефти и воды расположено на расстоянии 15-20 см друг от друга; 40-50% объема каждого устройства для разделения нефти и воды находится под поверхностью воды, содержащей плавающую нефть) (плавающая нефть плавает на поверхности воды в количестве 1 литр на квадратный метр, и плотность плавающей нефти составляет 0,7-0,8 г/см3); приведение в действие насоса после сбора в течение 2,5 часов, и выпуск плавающей нефти, собранной в камере для накопления нефти устройства для разделения нефти и воды в устройство для накопления нефти, и хранение ее там; скорость поглощения нефти приведена в Таблице 1.
Пример воплощения 16
Данный пример воплощения используют для иллюстрации получения устройства для разделения нефти и воды, предложенному в данном изобретении.
Кубическое тело объемом 100 мл используют в качестве камеры для накопления нефти (оно выполнено из ПК поликарбонатного материала, и отверстие для нефти, соединенное с трубой, сделано на боковой стороне камеры для накопления нефти); на часть поверхности камеры для накопления нефти нанесен кремниевый песок, полученный по примеру воплощения 1, чтобы сформировать пористый, олеофильный и гидрофобный слой. Пористость пористого, олеофильного и гидрофобного слоя составляет 35%; диаметр отверстий составляет 480 мкм; плотность скоплений составляет 1,48 г/см3, и толщина составляет 30 мм; на поверхности указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя сформирован фиксирующий слой, для ограничения рассыпания указанного пористого, олеофильного и гидрофобного слоя; и по поверхности фиксирующего слоя равномерно распределено множество сквозных отверстий (диаметр отверстия 300 мкм); верхняя поверхность указанной камеры для накопления нефти и фиксирующий слой совместно формируют камеру для разделения нефти и воды; и внутренняя часть указанной камеры для разделения нефти и воды заполнена пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (объем заполнения кремниевым песком с нанесенным покрытием составляет около 30 мл). Стенка верхней поверхности указанной камеры для накопления нефти имеет множество сквозных отверстий (диаметр сквозного отверстия составляет 300 мкм). Плавающую нефть собирают в соответствии со способом Примеров воплощения 1-15, за исключением того, что 80% поверхности фиксирующего слоя, покрывающего поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, контактирует с поверхностью воды, содержащей плавающую нефть; скорость поглощения нефти показана в Таблице 1.
| Таблица 1 | ||||||
| № примера воплощения | Толщина пористого олеофильного и гидрофобного слоя (мм) | Диаметр сквозных отверстий (мм) | Пористость пористого олеофильного и гидрофобного слоя (%) | Диаметр частиц пористого олеофильного и гидрофобного слоя (мм) | Плотность скоплений пористого, олеофильного и гидрофобного слоя (г/см3) | Скорость поглощения нефти (%) |
| Воплощение 1 | 20 | 0,3 | 20 | 0,45 | 1,56 | 60 |
| Воплощение 2 | 20 | 0,3 | 25 | 0,48 | 1,58 | 65 |
| Воплощение 3 | 20 | 0,3 | 30 | 0,52 | 1,57 | 67 |
| Воплощение 4 | 20 | 0,3 | 22 | 0,46 | 1,60 | 62 |
| Воплощение 5 | 20 | 0,3 | 21 | 0,45 | 1,48 | 61 |
| Воплощение 6 | 20 | 0,3 | 25 | 0,48 | 1,59 | 62 |
| Воплощение 7 | 20 | 0,3 | 20 | 0,47 | 1,53 | 75 |
| Воплощение 8 | 20 | 0,3 | 28 | 0,55 | 1,56 | 65 |
| Воплощение 9 | 20 | 0,3 | 26 | 0,50 | 1,55 | 70 |
| Воплощение 10 | 20 | 0,3 | 20 | 0,47 | 1,53 | 72 |
| Воплощение 11 | 20 | 0,3 | 20 | 0,44 | 1,55 | 70 |
| Воплощение 12 | 20 | 0,3 | 35 | 0,58 | 1,52 | 82 |
| Воплощение 13 | 20 | 0,3 | 32 | 0,56 | 1,53 | 81 |
| Воплощение 14 | 20 | 0,3 | 38 | 0,58 | 1,58 | 85 |
| Воплощение 15 | 20 | 0,3 | 31 | 0,56 | 1,55 | 80 |
| Воплощение 16 | 30 | 0,3 | 35 | 0,48 | 1,48 | 78 |
(Так как перепад давления на пористом, олеофильном и гидрофобном слое находится в пределах 0-20 кПа, отношение объемного расхода нефти и воды, которые проникают через пористый, олеофильный и гидрофобный слой, составляет 1,5-3:1).
Скорость поглощения нефти представляет собой процент нефти в смеси нефть-вода, собранной в камере для накопления нефти. Поглощение нефти в основном представлено способностью олеофильного и гидрофобного слоя в указанном устройстве для сбора нефти по данному изобретению пропускать нефть и препятствовать проникновению воды; чем лучше это действие олеофильного и гидрофобного слоя в отношении пропускания нефти и задерживания воды, тем выше скорость поглощения.
После поглощения плавающей нефти в течение 2,5 часов, в соответствии со способом примеров воплощения 1-15, оставшееся содержание плавающей нефти на квадратный метр составляет только 1-2% от объема плавающей на поверхности воды нефти перед началом сбора. После поглощения плавающей нефти в течение 2,5 часов согласно способу по примеру воплощения 16, оставшееся содержание плавающей нефти на квадратный метр составляет только 2% от объема плавающей на поверхности воды нефти перед началом сбора.
1. Устройство для разделения нефти и воды, отличающееся тем, что оно включает камеру (2) для накопления нефти, окруженную стенкой (1), причем по меньшей мере часть поверхности стенки (1) покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (3), который позволяет проникать через него воде и нефти, при этом оно также включает фиксирующий слой (4), покрывающий поверхность пористого, олеофильного и гидрофобного слоя (3), для ограничения рассыпания пористого, олеофильного и гидрофобного слоя, причем фиксирующий слой (4) позволяет проникать через него воде и нефти, при этом диаметр пор упомянутого пористого, олеофильного и гидрофобного слоя (3) составляет 300-850 мкм, а пористость составляет 10-40%, причем олеофильный и гидрофобный слой (3) представляет собой скопление кремниевого песка с нанесенным покрытием, а сферичность кремниевого песка с нанесенным покрытием составляет по меньшей мере 0,7, при этом диаметр частиц составляет 300-850 мкм, а плотность скоплений составляет 1,4-1,65 г/см3.
2. Устройство для разделения нефти и воды по п. 1, отличающееся тем, что стенка (1) и фиксирующий слой (4) являются плоскими, причем фиксирующий слой (4) и часть указанной стенки (1), покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (3), имеют сквозные отверстия, выполненные с возможностью воде и нефти проникать через них.
3. Устройство для разделения нефти и воды по п. 2, отличающееся тем, что сквозные отверстия равномерно распределены на фиксирующем слое (4) и на части указанной стенки (1), покрытой пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (3).
4. Устройство для разделения нефти и воды по любому из пп. 1-3, отличающееся тем, что вся поверхность стенки (1) покрыта пористым, олеофильным и гидрофобным слоем (3).
5. Устройство для разделения нефти и воды по п. 4, отличающееся тем, что между стенкой (1) и фиксирующим слоем (4) сформирована камера (5) для разделения нефти и воды, а пористый, олеофильный и гидрофобный слой (3) заполняет камеру (5) для разделения нефти и воды.
6. Устройство для разделения нефти и воды по п. 5, отличающееся тем, что кремниевый песок с нанесенным покрытием представляет собой кремниевый песок с поверхностью, покрытой слоем покрытия, и кремниевый песок с нанесенным покрытием формируют путем смешивания кремниевого песка и олеофильной и гидрофобной смолы с последующим отверждением, при этом диаметр сквозных отверстий не превышает диаметра частиц кремниевого песка с нанесенным покрытием, а толщина слоя покрытия составляет 0,1-10 мкм.
7. Устройство для разделения нефти и воды по п. 6, отличающееся тем, что толщина упомянутого олеофильного и гидрофобного слоя (3) составляет 5-50 мм, сферичность кремниевого песка с предварительно нанесенным покрытием составляет 0,7-0,95, и плотность скоплений составляет 1,4-1,5 г/см3.
8. Устройство для разделения нефти и воды по п. 6, отличающееся тем, что массовое отношение олеофильной и гидрофобной смолы к кремниевому песку составляет 0,2-15:100, олеофильная и гидрофобная смола представляет собой одну или более, выбранных из олеофильной и гидрофобной эпоксидной смолы, олеофильной и гидрофобной фенольной смолы, олеофильной и гидрофобной полиуретановой смолы и олеофильной и гидрофобной кремнийорганической смолы.
9. Устройство для разделения нефти и воды по п. 8, отличающееся тем, что олеофильная и гидрофобная эпоксидная смола представляет собой одну или более, выбранных из эпоксидной смолы типа глицидиловых простых эфиров, эпоксидной смолы типа глицидиловых сложных эфиров, эпоксидной смолы типа глицидиламина, эпоксидной смолы линейно-алифатического типа, эпоксидной смолы алициклического типа, эпоксидной смолы, модифицированной полисульфидным каучуком, эпоксидной смолы, модифицированной полиамидной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной поливинил-трет-бутиральдегидом, эпоксидной смолы, модифицированной нитрильным каучуком, эпоксидной смолы, модифицированной фенольной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной сложной полиэфирной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной меламинмочевиноформальдегидной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной фурфурольной смолой, эпоксидной смолы, модифицированной виниловой смолой, эпоксидной смолы, модифицированной изоцианатом, и эпоксидной смолы, модифицированной кремнийорганической смолой.
10. Устройство для разделения нефти и воды по п. 8, отличающееся тем, что олеофильная и гидрофобная фенольная смола представляет собой одну или две, выбранные из фенольной смолы, модифицированной диметилбензолом, фенольной смолы, модифицированной эпоксидной смолой, и фенольной смолы, модифицированной кремнийорганическим соединением.
11. Устройство для разделения нефти и воды по п. 8, отличающееся тем, что олеофильную и гидрофобную полиуретановую смолу получают с помощью одного или более веществ, выбранных из органического полиизоцианата, простого полиэфира и олигомерных многоатомных спиртов.
12. Устройство для разделения нефти и воды по п. 8, отличающееся тем, что олеофильная и гидрофобная кремнийорганическая смола представляет собой одну или более, выбранных из метилтрихлорсилана, диметилдихлорсилана, фенилтрихлорсилана, дифенилдихлорсилана и метилфенилдихлорсилана.
13. Устройство для разделения нефти и воды по п. 6, отличающееся тем, что массовое отношение отверждающего агента, применяемого для отверждения, к олеофильной и гидрофобной смоле составляет 1-25:100.
14. Устройство для разделения нефти и воды по п. 5, отличающееся тем, что камера (5) для разделения нефти и воды имеет форму, соответствующую форме камеры (2) для накопления нефти.
15. Устройство для разделения нефти и воды по п. 1 или 14, отличающееся тем, что форма камеры (2) для накопления нефти является сферической, колоннообразной или конической, при этом камера (2) для накопления нефти имеет объем 50-100 мл.
16. Устройство для разделения нефти и воды по п. 1, отличающееся тем, что оно дополнительно включает трубу, сообщающуюся с камерой (2) для накопления нефти.
17. Система для сбора плавающей на поверхности воды нефти, содержащая по меньшей мере одно устройство для разделения нефти и воды, отличающаяся тем, что указанное устройство для разделения нефти и воды представляет собой устройство для разделения нефти и воды по любому из пп. 1-16.
18. Система для сбора плавающей нефти по п. 17, отличающаяся тем, что имеется множество устройств для разделения нефти и воды, и множество устройств для разделения нефти и воды, соединенные гибкими соединениями.
19. Система для сбора плавающей нефти по п. 17 или 18, отличающаяся тем, что она дополнительно включает насос, трубу для соединения насоса с камерой для накопления нефти каждого устройства для разделения нефти и воды, устройство для сбора нефти, для хранения плавающей нефти, поступающей от насоса, и оболочку для хранения устройства для сбора нефти.
