Дипломная работа на тему «Разработка композиционных систем на основе высоко- и низкомолекулярных ПАВ для очистки различных поверхностей»

Скачать пример Заказать работу Скачать пример Заказать работу

РЕФЕРАТ

Дипломная работа состоит из трех частей, представлена на 42 страницах, включает 14 рисунков, 48 источников литературы.

Ключевые слова:поверхностно-активные вещества (ПАВ), водорастворимые полимеры, композиционные системы, поверхностное натяжение, поверхностная активность, моющее действие, магнитная жидкость.

Цель и задачи исследований:

Целью работы является разработка композиционных систем на основе высоко- и низкомолекулярных ПАВ для очистки различных поверхностей.

Задачи исследования:

.Изучение поверхностной активности композиционных систем на границах раздела вода/воздух и вода/масло;

.Выявление закономерностей моющего действия композиционных систем на твердые поверхности;

.Оценка закономерностей действия магнитных жидкостей в процессе очистки поверхности воды от нефти.

Объекты исследования: нефть, месторождения Новый Узень (Жанаозен), поверхностно — активные вещества (ПАВ) — сульфанол, ОП-10, водорастворимый полимер — полиэтиленполиамин (ПЭПА) и композиционные системы на их основе, магнетит.

Методы исследования:сталагмометрический метод определения поверхностного натяжения, определение содержания воды в нефтепродукте методом Дина — Старка, метод удаления нефтепродуктов с поверхности воды с помощью магнитной жидкости, метод очистки твердой поверхности от нефтяных загрязнений.

Основные выводы исследования:

.Установлена высокая поверхностная активность индивидуальных компонентов и композиций на их основе на границе вода/воздух (снижение σ до 32 мДж/м2) и на границе вода/масло (снижение σ до 4 мДж/м2).

Нужна помощь в написании диплома?

Мы - биржа профессиональных авторов (преподавателей и доцентов вузов). Сдача работы по главам. Уникальность более 70%. Правки вносим бесплатно.

Заказать диплом

.Установлены оптимальные соотношения компонентов для достижения максимального моющего действия: сульфанол — ПЭПА 1:2, ПЭПА — сульфанол 1:4.

.Установлено, что ликвидация нефтяных загрязнений с поверхности воды можно проводить с использованием магнитной жидкости. Регулируя размеры частиц, объемы вводимой магнитной жидкости и природы модифицирующего вещества можно добиться максимальной очистки поверхности воды.

Научная новизна и практическая значимость полученных результатов: изученные композиционные системы могут быть рекомендованы для очистки поверхности твердых тел, а магнитные жидкости — для очистки поверхности водоемов от нефтяных загрязнений.

РЕФЕРАТ

Дипломдық жұмыс үш бөлімнен тұрады, 42 бетте келтірілген, 14 сурет, 48 әдебиеттер тізімінен тұрады.

Түйін сөздер: беттік-активті заттар (БАЗ), суде еритін полимерлер, композициялық жүйелер, беттік керілу, беттік активтілік, жуғыш әсер, магниттік ерітінді.

Зерттеудің мақсаты мен міндеттері:

Жұмыстың мақсаты әртүрлі беттерді тазалау үшін жоғары- және төменмолекулалы БАЗ негізіндегі композициялық қосылыстарды дайындау болып табылады.

Зерттеудің міндеттері:

.Су/ауа және су/май бөліну шекарасында композициялық жүйелердің беттік активтілігін зерттеу.

.Композициялық жүйелердің қатты бетке жуғыш ісерінің заңдылығын анықтау.

.Судың бетін мұнайдан тазалау үрдісінде магниттік сұйықтықтардың әсерінің заңдылығын зерттеу.

Зерттеу нысандары:Жаңа Өзен кен орнының мұнайы, беттік-активті заттар (БАЗ) — сульфанол, ОП-10, суда еритін полимер — полиэтиленполиамин (ПЭПА) және осылардың негізіндегі композициялық жүйелер.

Зерттеу әдістері:беттік керілуді анықтаудың сталогмометрлік әдісі, Дина-Старк әдісімен мұнайдағы судың құрамын анықтау, магниттік сұйықтық көмегімен судың бетінен мұнай өнімдерін жою әдісі, мұнаймен ластанған қатты беттерді тазалау әдісі.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Зерттеудің негізгі қорытындылары:

.Жеке қосылыстар мен олардың негізіндегі композициялық жүйелердің жоғары беттік активтілігі анықталды, су/ауа шекарасында (беттік керілудің төмендеуі 32 мДж/м2 дейін) және су/май шекарасында (беттік керілудің төмендеуі 4 мДж/м2 дейін).

.Максималды жуғыш әсер көрсету үшін косылыстардың тиімді қатынастары анықталды: сульфанол — ПЭПА 1:2, ПЭПА — сульфанол 1:4.

.Судың бетінен мұнай қалдықтарын жою кезінде магнитті сұйықтықтарды қолдануға болатыны анықталды. Енгізілетін магнитті сұйықтықтың көлемдерін, бөлшектердің өлшемін және де түрлендіруші заттың табиғатын реттей отырып су бетінің максималды тазартылуына қол жеткізуге болады.

Алынған нәтижелердің ғылыми жаңалығы мен практикалық маңыздылығы: зерттелген композициялық жүйелерді қатты денелердің бетін тазалау үшін, ал магниттік сұйықтықтарды — су бетін мұнай қалдықтарынан тазалау үшін ұсынуға болады.

ABSTRACT

consists of three parts , presented on 42 pages , includes 14 figures, 48 literature sources .: surface-active agents (surfactants ) , water-soluble polymers , composites of surface tension , surfactants , detergency , the magnetic fluid .purpose and objectives of research :is to develop composite systems based on high and low molecular weight surfactants for cleaning different surfaces .objectives:

. Studying of superficial activity of composite systems on limits of the section water/air and water/oil;

. Detection of regularities of washing action of composite systems on firm surfaces;

.Assessment of regularity of effect of magnetic liquids in the course of cleaning of a water surface of oil.of research: Oil Field New Uzen ( Zhanaozen ) surface — active substances (surfactants ) — sulfanol , OP-10 , a water-soluble polymer — polyethylene polyamine ( PEPA ) and composite systems based on them , and magnetite .: Stalagmometr method for determining the surface tension, determination of water content in oil by Dean — Stark trap, method for removing oil from water by using a magnetic fluid, method of cleaning a hard surface from oil contamination.conclusions of research:

. High superficial activity of individual components and compositions on their basis on border water/air (σ decrease to 32 mJ/m2) and on border water/oil (σ decrease to 4 mJ/m2) is established.

. Optimum ratios of components for achievement of the maximum washing action are established: sulfanol — PEPA 1:2, PEPA — sulfanol 1:4.

. It is established that elimination of oil pollution from a water surface it is possible to carry out with use of magnetic liquid. Regulating the sizes of particles, the volumes, entered magnetic liquid, and the nature of modifying substance can achieve the maximum cleaning of a water surface.novelty and the practical importance of the received results: The studied composite systems can be recommended for cleaning of a surface of solid bodies, and magnetic liquids — for cleaning of a surface of reservoirs of oil pollution.

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность научных исследований:интенсивная добыча нефти в Западных регионах Казахстана привела к резкому нарушению экологической обстановки. Наблюдается практически необратимая замазученность нефтью и нефтяными отходами почв Западного региона. Водоемы (природные и искусственные) также загрязнены в результате переработки нефти. Поэтому проблема очищения различных поверхностей от нефтяных загрязнений имеет первостепенное значение.Актуальность указанных проблем обусловлена отсутствием комплексного решения сбора, транспортировки и переработки нефтяных отходов на региональном уровне. Нет полной информации о разработанных и апробированных технологиях для переработки и утилизации нефтешламов, восстановления почв, загрязненных высокопарафинистой нефтью и нефтепродуктами.Ключевыми проблемами являются:

разработка технологий по переработке нефтяных отходов и очистке замазученных грунтов;

предотвращение, локализация и ликвидация нефтяных разливов на поверхности водоемов.

Научная и практическая значимость:необратимое загрязнение водоемов и почв нефтью, нефтяными отходами нарушает экологическое состояние не только региона, но и близлежащих стран. Загрязнение поверхности рек, озер сильно сказывается на флоре и фауне. И особенно важно сохранить чистыми источники питьевой воды. Поэтому в практическом плане важны поиск и разработка методов очистки различных поверхностей от нефтяных загрязнений. В последние годы повысился интерес к использованию различных поверхностно — активных веществ, водорастворимых полимеров и композиций на их основе. Композиционные системы могут быть сформированы из доступных и промышленно — производимых высоко- и низкомолекулярных поверхностно — активных веществ. Разработка оптимального состава композиционных систем и оптимального соотношения природы функциональных групп важно в чисто практическом плане. И полученные результаты будут способствовать созданию нормативной базы в области очистки различных поверхностей от нефтяных загрязнений.

Цель и задачи исследований:

Задачи исследования:

.Изучение поверхностной активности композиционных систем на границах раздела вода/воздух и вода/масло;

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

.Выявление закономерностей моющего действия композиционных систем на твердые поверхности;

.Оценка закономерностей действия магнитных жидкостей в процессе очистки поверхности воды от нефти.

Методы исследования: сталагмометрический метод определения поверхностного натяжения, определение содержания воды в нефтепродукте методом Дина — Старка, метод удаления нефтепродуктов с поверхности воды с помощью магнитной жидкости, метод очисткитвердой поверхности от нефтяных загрязнений.

Основные положения, выносимые на защиту:

.Поверхностная активность композиционных систем на основе полимеров и низкомолекулярных ПАВ на границах раздела вода/воздух и вода/масло.

.Моющее действие композиционных систем на твердые поверхности.

.Результаты действия магнитных жидкостей на процесс очистки поверхности воды от нефти.

.ОБЗОР ЛИТЕРАТУРЫ

В нефтедобывающих районах не только Республики Казахстан, но и других стран актуальна проблема утилизации нефтяных отходов, переработки замазученных грунтов, отмыва железобетонных и металлических конструкций, ликвидации нефтяных разливов. Решение этих проблем требует новых эффективных методов, новых химических реагентов (ПАВ, полимеров, композиционных систем и т.д.) для борьбы с последствиями разлива нефти, нефтяных отходов.

Использование химических реагентов для решения вышеуказанной проблемы важно и в теоретическом плане в процессе вторичной добычи нефти (вытеснение растворами ПАВ, полимеров и т.д.). Обоснование механизма вытеснения дает возможность подобрать оптимальные составы реактивов, композиционных смесей.

.1 Физико-химические методы вытеснения нефти из пластов

Улучшение нефтевытесняющих свойств закачиваемой в пласт воды в результате применения химических реагентов является одним из основных направлений в повышении эффективности заводнения. Для повышения эффективности нефтеотдачи были проделаны работы по щелочному заводнению. Однако, в настоящее время этот процесс применяется в ограниченном масштабе (Китай и Венесуэла).

Большую распространенность получили методы заводнения с использованием поверхностно-активных веществ, так называемых мицеллярных растворов.ПАВ легко адсорбируются на различных границах раздела фаз и при этом радикально изменяют молекулярную природу и свойства поверхностей. В процессах вытеснения нефти водой в порах коллектора положительное значение имеет прохождение вытесняемой жидкости в виде капель, т.е. в эмульгированном состоянии и при минимальном контакте со стенками коллектора (поверхностью породы). Стабилизация капель (предотвращение коалесценсии), диспергация капель при прохождении нефти через узкие поры обеспечиваются понижением поверхностного натяжения на границе вода-нефть с помощью ПАВ.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Стенки коллектора в основном гидрофобизированы в результате адсорбции компонентов нефти (жирных кислот, парафинов, смол, асфальтенов и т.д.). Поэтому вытеснение нефти раствором представляет собой отмывание нефти с оставлением пленки на гидрофобизированной поверхности породы. В этом случае играет роль изменение угла смачивания нефтью породы, в основном уменьшение угла смачивания, что способствует разрыву пленки нефти на твердой поверхности и степень адсорбции ПАВ на неполярных поверхностях.Состав породы и природа определяет адсорбцию ПАВ на поверхности твердой фазы. Насыщенность пластовой породы карбонатами и глинами увеличивает адсорбцию ПАВ, что, в результате, может вызвать нежелательную гидрофобизацию полярных участков породы. Изменение смачиваемости породы нефтью и водой зависит от технологии проведения закачки нефти (законтурная область или приконтурная область скважины). В основном создается отторочка ПАВ с последующим ее проталкиванием водой. Также производится и непрерывная закачка водного раствора ПАВ. Эффективность процесса и расход ПАВ будут сильно различаться. Для создания отторочки требуется более высокая концентрация ПАВ. С учетом геолого-физических показателей горизонтов было выявлено, что наиболее оптимальная концентрация отторочки 0,3% и ее объем составляет 3% от объема начальной нефтенасыщенности пласта [1].При непрерывной закачке водных растворов ПАВ с концентрацией 0,03% было отмечено увеличение нефтеотдачи пласта. Установлено, что с ростом концентрации раствора ПАВ эффективность заводнения с применением поверхностно-активных веществ возрастает. Закачка 0,05% водного раствора ПАВ повышает коэффициент нефтеотдачи, активации жизнедеятельности бактерий, вызывающих окислительно-восстановительные реакции с ПАВ, не наблюдается. Использование высоких концентраций ПАВ экономически не выгодно.

Механизм действия ПАВ на процесс нефтеотдачи пласта сложен и зависит от технологии закачки, минералогии пласта, природы ПАВ. Можно считать общепринятым, что при вытеснении из пористой среды активных нефтей водными растворами ПАВ уменьшается поверхностное натяжение на границе нефть/вода.Добавление ПАВ в воду переводит связанную с породой нефть в свободное состояние и уменьшает капиллярное сопротивление движению водонефтяных смесей, что достигается резким снижением поверхностного натяжения на границе нефть-вода и угла смачивания в результате адсорбции ПАВ на поверхности раздела.Для совершенствования заводнения используют в основном ПАВ неионной природы, иногда анионные. Из неионных ПАВ в большей степени испытаны и внедрены ОП-4, ОП-7, ОП-10, превоцел W-ON, превоцел W-OF и др.

Для повышения коэффициента извлечения нефти авторами [2] разработан новый реагент КС-6, который оказывает комплексное воздействие на остаточную нефть и управляет фильтрационными потоками и отмывает нефть с поверхности пород. Изучены его вязкостные свойства [3] и поверхностное натяжение на границе вода-нефть и вода-воздух [4]. Установлено снижение поверхностного натяжения до 26,6 и 37 мН/м соответственно указанным границам раздела фаз. Вследствие высокой вязкости реагента при концентрациях его раствора более 0,1% наблюдается структурирование раствора. Авторами показано уменьшение угла смачивания подложек из нефтей различных месторождений с ростом концентрации раствора КС-6. Сточки зрения авторов, реагент КС-6 является недорогим высокоэффективным вытесняющим агентом, устойчивым в средах с большим содержанием минеральных солей, способным заменить полиакриламид при извлечении девонских и угленосных нефтей как на поздней, так и на начальной стадии разработки [5-7].

К развиваемым и совершенствуемым физико-химическим методам повышения нефтеотдачи пластов относится полимерное заводнение. Назначение полимеров — увеличение вязкости нагнетаемой воды — позволяет улучшить соотношение подвижностей воды и нефти. Полимерное заводнение применяют на месторождениях с высокой проницаемостью пластов, в которых высокая вязкость полимерных растворов позволяет увеличить охват пласта воздействием. Полимерное заводнение снижает приемистость нагнетательных скважин в случае низкопроницаемых пластов.

Из известных полимеров в качестве реагента полимерного заводнения наиболее широко применяется Полиокс [8] и полиакриламид (ПАА), кинематическая вязкость которых составляет 10-25 мм2/с при температуре 200С. Применение указанных реагентов ограничивается высокой чувствительностью их растворов к минерализованной воде. В присутствии солей наблюдается уменьшение вязкости растворов, что приводит к возникновению “языков” вторжения и к уменьшению степени охвата пласта заводнением.

Авторами [8] разработаны присадки к полимерным растворам, повышающие их устойчивость к пластовым солям и во времени, также разработаны углеводородные отторочки на основе прямогонных нефтяных фракций. Выявлено, что добавление в раствор Полиокса до 20% смеси высокомолекулярных спиртов (СВС) (выпускаемая промышленностью) по данным авторов значительно повышает вязкость полимерного раствора и его устойчивость к NaCl. Введение в полимерный раствор 0,1-1% проксанала, как установлено, повышает устойчивость растворов во времени. Таким образом, указанные присадки повышают нефтеотдачу пласта различных типов и обводненности.

Авторами [9] разработана технология регулирования заводнения путем закачки двух водных растворов реагентов, при смешении которые образуют осадок. В качестве реагентов были выбраны раствор хлорида кальция и полиакриламид, растворенный в 1-2% растворе гидроксида натрия. При взаимодействии этих веществ образуется тампонирующий осадок гидроксида кальция, в жестких минерализованных водах ПАА также выпадает в осадок.

Определенная роль среди физико-химических методов принадлежит осадкогелеобразующим технологиям, которые основаны на использовании сухокислотных композиций. Авторами [12] проведено опытно-промышленное внедрение кислотных растворов алюмосиликатов, содержащих 8% алюмосиликата в 8% растворе соляной кислоты. Установлено, что эффективны композиции на основе цеолита, концентрата сшитого алюмощелочного и соляной кислоты.

Самое масштабное испытание МУН в период 1995-2000гг. проведено на месторождениях «Когалымнефтьгаз» [13]. На основании многолетних испытаний сделан следующий вывод: химические методы увеличения нефтеотдачи являются основными при рaзработке нефтяных месторождений; на второй и третьей стадии рaзработки месторождений эффективны мягкие «потокотклоняющие» технологии — силикатно-полимерные гели (СПС); доотмывающие технологии (кислотное воздействие — ПКВ, кислотные микроэмульсии — КМЭ, ПАВ) или комплексы (ПКВ+СПС, эмульсионно-суспензионные системы — ЭСС+ПКВ); при aномально высокой проницаемости пластов — ЭСС+ПКВ; СПС+ЭСС; волокнисто-дисперсионные системы — ВДС+СПС.

Автором [14] для обработки призабойных зон пластов месторождений Казахстана для выравнивания профиля приемистости нагнетательных скважин и повышения нефтеотдачи пластов рекомендованы эмульсионные растворы на основе «Синола ЭМ», которые устойчивы до температуры 850С.

Авторы [16] указывают, что промысловики основой регулирования процесса нефтеотдачи считают применение вязкоупругих систем (некоторых видов эмульсий, полимерных расплавов и т.д.). Наиболее применяемым полимером является полиакриламид, подверженный механической деструкции. Молекулярная масса уменьшается в несколько раз и соответственно пропорционально уменьшаются вязкоупругие свойства и их эффективность в процессах вторичной добычи нефти. В качестве заменителя синтетических полимеров авторы [15] предлагают микробный полисахарид — «Продукт БП-92», особенности надмолекулярных структур которых предопределяют их устойчивость к деструкции. Исследования показали, что для увеличения подвижности нефти, эмульгирования нефтяной фазы и вовлечения в процесс вытеснения остаточной нефти, наиболее перспективно использование щелочно-полимерных растворов с добавкой силиката натрия [17]. Применение указанных композиций снижает проницаемость породы в условиях минерализованных вод и повышенной вязкости нефти.

Авторами [18] разработаны две «умные» полимерные системы на основе гидрофобно ассоциирующих полиэлектролитов, предназначенных для решения двух важнейших задач нефтедобывающей промышленности: блокирования водопротоков и создания новых жидкостей для гидроразрыва пласта (ГРП).Жидкостью для блокирования водопротоков пробкой, запирающей поток воды, служит гель ГМ ПАА, самопроизвольно образующийся в водной среде в результате гидрофобной ассоциации боковых н-додецильных групп, принадлежащих разным макромолекулaм. Если просто в скважину закачать водный раствор такого полимера, то гель образуется во всем объеме скважины и заблокирует течение не только воды, но и нефти. Чтобы добиться селективности, т.е. избирательного образования геля только при контакте раствора полимера с водой, авторами предложено [19] в исходный раствор полимера добавить ингибитор гелеобразования, препятствующий формированию геля, причем ингибитор был выбран таким, что он в воде хорошо растворим, но не растворим в углеводородах (нефти). «Умная» полимерно-мицеллярная система, разработанная для технологии ГРП, проявляет восприимчивость к углеводородам. В отсутствие углеводородов она представляет собой высоковязкую гелеподобную жидкость, которая способна удерживать во взвешенном состоянии частицы пропанната. Добaвление углеводородов вызывает превращение гелеподобной системы в жидкость с вязкостью порядка вязкости воды. Именно это свойство обеспечивает высокую проницаемость среды по отношению к нефти, что имеет очень важное значение для ее использования в нефтедобывающей промышленности.

Авторы [20] для развития методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов исследовали и испытали новые типы реагентов, усовершенствовали известные и разработали новые технологии, направленные на увеличение коэффициента охвата пластов заводнением. Одной из новейших разработок Тат НИПИ нефти в этом направлении является технология применения композиционных систем на основе гуаровой камеди — технология «ГУАР» [21-23].Растворы гуаровойкамеди как в пресной, так и в минерализованной воде имею тхорошие фильтрационные и нефтевытесняющие показатели, о чем свидетельствуют высокие значения фактора сопротивления и остаточного фактора сопротивления. Последний является основным показателем эффективности МУН при тестировании технологий увеличения охвата пластов заводнением.

Изучалась возможность создания сшитых полимерных систем (СПС) на основе гуаровой камеди для повышения эффективности вытеснения нефти из неоднородных пластов. Получены прочные гелевые системы с использованием в качестве индукторов гелеобразования ацетата хрома и оксидов двухвалентных металлов, причем прочные СПС образуются только при совместном применении указанных компонентов. Оксиды магния и цинка в качестве индукторов гелеобразования для полимерных растворов до сих пор не применялись. Образование СПС при использовании в качестве индукторов гелеобразования ацетата хрома и оксида цинка происходит только при плотности минерализованной воды 1050-1190 кг/м3, при применении ацетата хрома и оксида цинка — во всем диапазоне плотности воды, используемой в системе поддержания пластового давления, — от 1000 до 1190 кг/м3. Устойчивые во времени СПС на основе оксидов металлов и гуаровой камеди образуются в присутствии ацетата хрома в широком интервале концентраций полисахарида и сшивателей, что расширяет возможности применения этих систем в различных геолого-физических условиях.Для проведения опытно-промышленных работ в зависимости от геолого-промысловых условий на основе результатов лабораторных исследований предложены следующие варианты технологии «ГУАР»[24]:

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

технология полимерного заводнения с использованием низкоконцентрированных водных растворов гуаровой камеди без индукторов гелеобразования или с концентрацией сшивающих агентов, не приводящей к образованию малоподвижных, высокопрочных гелей;

технология увеличения нефтеотдачи неоднородных заводненных пластов с образованием СПС на основе индукторов гелеобразования и гуаровой камеди.

В работе автора [25] изучено влияние физико-химических свойств нефтей наиболее крупных месторождений Казахстана на способ их извлечения и переработки. Рассмотрено влияние физико-химических свойств нефти нa способ ее добычи. Изложена общая характеристика современных методов исследования состава нефти и нефтепродуктов, приведены данные по физико-химическим свойствам некоторых нефтей.

В статье автора [26] описан новый метод повышения нефтеотдачи (enhancedoilrecovery — EOR) , заключающийся в нагнетании в скважину химического состава, состоящего из щелочи, ПАВ и полимеров, в который входят щелочной реагент, обычная каустическая сода (NaOH) или кальцинированная сода (Na2CO3), небольшая доза ПАВ (в концентрации 0,05-0,5 %) и полимер, способствующий повышению вязкости и стабильности флюида, сочетается с нагнетанием в скважину смягченной воды. Данный комплексный подход помогает достигнуть сверхнизкого межфазного натяжения между смесью и нефтью, что позволяет щелочи глубоко проникнуть в пласт.

При выборе полимеров, использующихся при нагнетании смеси, предлагаются два варианта:

жидкие полимеры;

сухие полимеры.

В ряде случаев, когда осуществляется масштабная добыча нефти, наилучшим вариантом являются сухие полимеры. Использование сухих полимеров предпочтительно, так как не требует специального оборудования и дешевле жидкого полимера.

Авторами работы [27] проведены исследования о совместимости методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых на месторождениях ОАО «Татнефть». На первом этапе рассматривалась продолжительность сохранения указанных реагентов в пластовых условиях в виде, которые пригоден для влияния на извлечение нефти из пласта. Одним из недостатков технологий, основанных на использовании глинопорошка, является необратимость кольматации части потенциально продуктивных коллекторов в окрестности нагнетательных скважин. Глинопорошок, проникший в частично промытый, но содержащий 20-30% объема пор остаточной нефти (не сжимая при вытеснении водой нефтенасыщенность) прослой, может превращать эту нефть (тяжелую и вязкую) в органоминеральный комплекс, не растворимый даже в ароматических растворителях.Время «жизни» полимеров, входящих в состав композиций с использованием глинопорошков, ограничено вследствие разного рода деструкций, особенно в зоне нагнетательных скважин.

Биополимеры в большей степени склонны к разложению под действием микроорганизмов, чем ПАА. При использовании реагента НМЖС жидкое стекло, взаимодействуя с минерализованной пластовой или закачиваемой водой, образует силикаты магния и кальция, практически не растворимые в воде.

Из всех свойств растворов ПАА эффективность процесса повышения нефтеотдачи пластов определяют в основном сорбция полимера пористой средой и вязкость. В минерализованной воде вязкость гидролизованного ПАА уменьшается в 5-10 рaз. ПАА в значительной степени подвержены механической, окислительной деструкции и биодеструкции. Основной причиной ухудшения характеристик полимерных растворов в результате деструкции может быть наличие в воде сульфидов железа, ионов двух- и трехвалентного железа, сероводорода.

Необходимость постоянного исследования свойств и состава нефти связана со спецификой отечественного углеводородного сырья, большая часть которого представлена высоковязкими и высокопарафинистыми видами нефти с повышенным содержанием сернистых и асфальтеносмолистых соединений, парафинов.Разнообразие группового состава нефтей и зависимость качества получаемых из них продуктов и количественного выхода от изменения этого состава обусловливают поиск новых путей определения свойств нефтепродуктов с помощью доступных для измерения параметров. В первую очередь к ним относятся физические характеристики — плотность, вязкость, показатель преломления, температура плавления и др. Каждый из них является объективным параметром, характеризующим различные смеси и индивидуальные соединения. Легкость определения этих характеристик ставит их на главное место при различного вида экспресс-анализах.

На основе обобщения результатов экспериментальных и теоритических исследований установлено, что на величину коэффициента нефтеизвлечения при вытеснении нефти водой или другими реагентами большое влияние оказывают вязкость, состав и физико-химические свойства нефтей, содержание в них структурообразующих и поверхностно-активных компонентов, определяющих их фильтрационные и реологические свойства, свойства пластовых и закачиваемых вод, технология закачки реагента.

.2 Ликвидация нефтяных разливов с поверхности воды

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Автором [28] исследованы кинетические закономерности сорбции нефти и нефтепродуктов с водной поверхности полимерными сорбентами на основе композиции пенополистирола. Также установлено, что полученные сорбенты отличаются высокими сорбционными свойствами, плавучестью и гидрофобностью; показано влияние температуры среды и кажущейся плотности сорбентов на их сорбционные свойства в среде нефти и нефтепродуктов.

В последнее время в результате загрязнения водной и земной поверхности нефтью и нефтепродуктами усилилось их техногенное влияние на экосистему окружающей среды. Главными источниками загрязнений являются аварийные разливы при перевозке вышеуказанных продуктов, а также разгерметизация подводных и наземных нефтепроводов; происходит загрязнение флоры и фауны окружающей среды, в результате чего наносится ощутимый удар в целом по здоровью человека. Проблема загрязнения морей и прибрежных акваторий в настоящее время стала приобретать глобальный характер, в связи с чем возникает необходимость создания эффективных средств и методов сбора пролитых нефтепродуктов. Применяющиеся на практике механические методы сбора нефти способствуют тому, что в собранных продуктах содержание воды составляет примерно 50-70%. В результате для сбора нефти или нефтепродуктов с водной поверхности (с учетом количества воды) требуются дополнительные емкости, а также возникает необходимость в проведении комплекса работ с использованием специального оборудования по отделению воды от нефти, что, в конечном счете, приводит к существенному снижению эффективности механического метода очистки.

Одним из эффективных методов сбора нефти и нефтепродуктов при аварийных разливах на водной поверхности является использование пенополимерных сорбентов, преимущество которых определяется их высокой сорбционной емкостью, плавучестью, гидрофобностью, способностью к многократной регенерации, доступностью, простотой использования в процессе распыления и сбора с водной поверхности.

Для удешевления стоимости пенополимерных сорбентов авторами были использованы технологические отходы полистирола (ПС), т.е. вторичный ПС. ППС модифицировaли нефтяным битумом для повышения гидрофобности и увеличения сродства поверхности ячейки сорбента с нефтью и нефтепродуктами. Полученный экструзионным методом пенополимерный сорбент полистиролa (ППС) представлял собой вспененную, сшитую, гидрофобную полимерную композицию, обладающую достаточно высокой плавучестью.

Авторами рассмотрены некоторые характерные особенности процесса сорбции нефти и нефтепродуктов с водной поверхности сорбентами на основе ППС.При сопоставлении с ранее опубликованными данными по исследованию кинетических закономерностей сорбции нефти пенополиэтиленом (ППЭ), можно констатировать, что ППС обладает сравнительно лучшими сорбционными свойствaми. Последнее обстоятельство объясняется тем, что сорбционная способность кристаллических полимеров (ППЭ) всегда бывает ниже, чем аморфных, каким, например, является ППС. Это объясняется тем, что в аморфных полимерах термическое разложение порофора происходит более интенсивно. Также, при охлаждении расплава вспененных композиций кристаллических полимеров кристаллизация приводит к вытеснению газовых пузырьков в аморфные участки, что, в конечном счете, способствует скоплению пузырьков в узком межсферолитном пространстве, сопровождаемое деформацией ячеек с их последующим разрушением.

Таким образом, авторами установлено, что тип сорбата, а также макроструктура и морфологические особенности сорбента, его кажущаяся плотность, температура среды оказывают существенное влияние на величину его сорбционной емкости. При низких значениях кажущейся плотности сорбентов (75 кг/м3) сорбционная емкость по нефти и мазуту имеет максимальное значение и составляет, соответственно, 21,0 и 25,0 кг/кг, а дизельного топлива минимальное — 4,2 кг/кг. При большом значении кажущейся плотности сорбента, равной 520 кг/м3, максимальная сорбционная емкость по нефти и мазуту составляет соответственно 11,0 и 3,5 кг/кг, а дизельного топлива возрастает до 11,5 кг/кг.

Кроме того, найдено, что повышение температуры сорбции от 283 до 323 К практически во всех случаях способствует увеличению сорбционной емкости по нефти и нефтепродуктам. Только при проведении сорбции дизельного топливa на сорбентах ППС с кажущейся плотностью 75 кг/м3 увеличение температуры свыше 313 К приводит к снижению сорбционной емкости до 2 кг/кг.

Авторами [29] была проведена комбинированная электрофлотационно-сорбционная очистка вод от нефтепродуктов. Для очистки были взяты зaгрязненные технические воды совместного казахстанско-китайского нефтедобывающего и нефтеперерабатывающего предприятия «Актобемунайгаз». Отобрaнные пробы представляли собой «подтоварную» воду и промышленные стоки. «Подтоварная», т.е. пластовая, водa поступает на переработку вместе с нефтью, затем отделяется от нее, очищается от нефтяных и механических загрязнений, и далее смешивается с очищенными объединенными промышленными стоками.

Опыты по очистке воды авторы проводили на разработанном ими лабораторном электрофлотаторе.При увеличении рН среды процент очистки несколько снижается. Уменьшение рН менее 5 прaктически не снижает эффекта электрофлотации. Исходя из результатов экспериментов можно сделать вывод, что оптимальными условиями электрофлотации в лaбораторных условиях являются следующие: время электрофлотации 6 — 7 мин, концентрация нефтепродуктов 50 — 100 мг/л. Ток не менее 5 A, рН не менее 5 — 6.Использовали в качестве сорбента бурый уголь месторождения Момыт (Актюбинская область) со стaтической емкостью 0,15 г/г, динамической — 0,80 г/г. Позволяет достигнуть степень очистки 85,0 — 96,5%. Устaновлено, что предварительная электрофлотационная очистка значительно увеличивает эффективность последующей сорбционной доочистки и объем очищаемого раствора в динамических условиях.

Авторами [30] изучено в лабораторных и естественных промысловых условиях влияния биопрепарата белвитамила, представляющий собой сухой активный ил, и водных растений на процессы восстановления биологической активности водоемов, нарушенной при нефтяном загрязнении. Добавление в водоем данного биопрепарата ускоряет деструкцию нефти. Это выражается в уменьшении содержания нефти в воде за тот же промежуток времени по сравнению с вариантом без внесения в загрязненную воду препарата.Процесс разложения нефтяной пленки протекает неодинaково. Визуально авторами установлено, что пленка нефти наиболее быстро разложилась в водной среде с добавлением белвитамила. Через 30 суток на поверхности образовалась сплошная темно-бурая пленка с неравномерно распределенными в ней мельчайшими пузырьками воздуха. Разложение пленки сопровождалось изменением цвета от черного до коричневого, светло-коричневого, светло-серого, серого быстро исчезающей бактериальной пленки. К концу опыта пленка под влиянием биопрепарата на поверхности воды разложилась полностью. Таким образом, использованная авторами биотехнология интенсификации самоочищения воды от нефти с помощью белвитамила позволила значительно улучшить экологическое состояние водоема и ликвидировать его загрязнение.

Электофлотация-одно из перспективных направлений флотационной очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов, что обусловлено высокой эффективностью и скоростью процесса при самом минимальном расходе реагентов — собирателей или без них [31].Авторы [32] разработали электрофлотационный метод очистки сточных вод от нефти и нефтепродуктов. В процессе основную роль играют пузырьки водорода, выделяющиеся на сетчатом катоде, выполненном из нержавеющей стали. Между диаметром проволоки сетки и диаметром выделяющихся пузырьков водорода существует непосредственная связь. Пузырьки водорода в процессе образования до определенного размера «сидят» на поверхности сетчатого электрода. Когда в пузырьке накапливается необходимый объем газа, который создает подъемную силу, пузырек газа отрывается от электрода. Чем больше диаметр проволоки, тем больше поверхность «сидения» пузырька и требуется большой объем газа для преодоления силы сцепления пузырька с поверхностью электрода.

На данном этапе исследований наиболее перспективным методом считают использование магнитной жидкости для отмыва нефтяного загрязнения с поверхности водоема. Магнитная жидкость (МЖ) представляет собой устойчивую высокодисперсную гетерогенную систему лиофобного типа с высокой степенью лиофилизации стабилизизированных частиц магнитного материала в дисперсионной среде. Магнитные жидкости обладают уникальным сочетанием текучести, и способности хорошо взаимодействовать с магнитным полем. Их свойства определяются совокупностью характеристик входящих в неё компонентов (дисперсионной среды и стабилизатора твёрдой магнитной фазы), варьируя которыми можно в довольно широких пределах изменять физико-химические параметры МЖ в зависимости от условий их применения.

Процесс получения магнитной жидкости состоит из двух основных стадий: получения магнитных частиц коллоидных размеров и их стабилизации в жидкой основе. Особенность этого процесса состоит в том, что обе стадии совмещены во времени: чтобы предотвратить слипание частиц под действием сил притяжения, образование адсорбционных слоёв на поверхности магнитных частиц должно происходить в момент появления последних. Малые частицы можно получить, измельчая крупные или выращивая их из молекул раствора.

Из всех способов измельчения твёрдых частиц только один — механический — оказался эффективным для получения магнитных жидкостей. Магнетитовая пудра смешивалась с жидкой основой, например керосином, и поверхностно-активным веществом, например олеиновой кислотой, содержание которого составляло 10 — 20 % объёма основы. Такое соотношение между магнетитом и поверхностно-активным веществом создавало благоприятные условия для получения мономолекулярного защитного слоя на каждой частице, средний размер которой в конечном продукте составлял примерно 10 нм. Благодаря простоте этот метод получил наиболее широкое распространение.Основными недостатками этого метода явились низкая производительность, загрязнение магнитной жидкости продуктом истирания шаров при работе мельницы. И полученная этим способом дисперсная фаза характеризовалась значительным разбросом частиц по размерам.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Получение магнитных жидкостей методом конденсации первоначально использовали для частиц магнитных металлов. Первым был развит карбонильный метод, основанный на термическом разложении карбонилов металлов. Несмотря на высокую намагниченность металлов, полученные этим методом жидкости имели невысокие параметры. Кобальтовые жидкости имели следующие характеристики: намагниченность насыщения 0,5 кА/м, размер частиц 10 нм, толщина слоя ПАВ 20 нм. Кроме того, частицы металлов имели несферическую форму, что приводило к усилению сил притяжения частиц (по сравнению с притяжением сферических частиц), то есть требовало дополнительного увеличения слоя ПАВ. Использование недостаточно больших молекул ПАВ для стабилизации частиц приводило к агрегированию последних и расслоению жидкости при длительном хранении. Такие ограниченно устойчивые магнитные жидкости использовались в технических устройствах при условии постоянного перемешивания дисперсной фазы.

Одним из видов конденсации является электролитическая конденсация из водных растворов солей металлов частиц, диспергирующиеся в дисперсионной среде (жидкости-носителе) в присутствии стабилизатора. Наилучшие результаты были достигнуты при использовании в качестве дисперсионной среды толуола, а в качестве электролита — водного раствора хлорида кобальта (CoCl2 ) или сульфата железа (FeSO4 ) с концентрацией 30 г/л, при оптимальном значении плотности тока 20 А/дм2, скорости вращения катода (диаметром 180 мм) 40 — 60 оборотов в минуту. Частицы магнитных материалов имели размер 30 — 80 нм, что затрудняло их стабилизацию, а также ограничивало концентрацию магнитной фазы в жидкости-носителе. Производительность метода оказалась очень низкой, поэтому из-за совокупности указанных недостатков этот способ не нашёл широкого применения.

В процессе синтеза магнитной жидкости с целью повышения намагниченности насыщения водная суспензия магнетита была обработана в различных электромагнитных аппаратах. В качестве стабилизатора коллоидной системы выбрана олеиновая кислота, способная хемосорбироваться на поверхности магнетита.

Магнитные жидкости, полученные электрохимическим способом, не уступают по своим магнитным характеристикам промышленным магнитным жидкостям, полученным химической конденсацией, и являются пригодными для использования в процессе очистки воды от нефтепродуктов, где намагниченность насыщения должна быть не менее 10 кА/м[33,34].

Электроконденсационный метод получения органо- и гидрозолей металлов, предложенный Бредигом, Сведбергом иГурвичем, был основан на явлении, впервые установленном В. Тихомировым и А. Лидовым. Припогружении двух кусков металла (электродов) в жидкость и включении электрического тока между ними образовывалась вольтовая дуга. Если на дно сосуда, куда помещены электроды, помещали небольшое количество молотого металла или его стружки, то вольтовая дуга замыкалась, и начиналось сильное диспергирование этих металлов с образованием очень мелкой металлической пыли.Для проведения процессa применялся высокочастотный ток.

Известен способ получения высокодисперсных порошков путём вакуумной конденсации паров металлов, нагреваемых до очень высоких температур. Процесс конденсации происходил на поверхности стенок сосуда, в котором создавали вакуум, и условия взаимодействия атомов металла с поверхностью играют основную роль при образовании коллоидных частиц.

Выбор дисперсионной среды, на основе которой готовят магнитную жидкость, определяется её методом использования и назначением. В зависимости от решаемой задачи могут понадобиться магнитные жидкости на водной или водорастворимой основе, на основе углеводородов, кремнийорганических ,фторорганических соединений. Получение устойчивого коллоида имеет особенности, связанные с выбором стабилизатора, оптимизацией соотношения «феррофаза : стабилизатор : основа», переводом дисперсной феррофазы из одного типа среды в другой.

Для ряда технических задач необходимы магнитные жидкости на основе масел — трансформаторного, конденсаторногои др. Получение жидкости с магнетитовыми частицами в этом случае почти не отличается от получения жидкостей на основе лёгких углеводородов (керосина,толуола, декана). Намагниченность насыщения таких жидкостей составлялa 40 — 50 кА / м.

Для многих технических задач важно, чтобы рабочая жидкость имела низкое давление насыщенных паров, была работоспособна в широком интервале температур, при контактах с агрессивными средами. Этим требованиям наиболее соответствуют кремнийорганические жидкости, представляющие собой полимерные соединения, молекулы которых состоят из чередующихся атомов кремния и кислорода с присоединёнными углеводородными радикалами по свободным связям кремния. Процесс производства МЖ на кремнийорганической основе осуществлялся в той же последовательности, что и на углеводородах, то есть вначале изготавливали концентрат, который потом пептизировали в определённом объёме дисперсионной среды. В качестве стабилизатора применялась смесь поверхностно-активных веществ, что позволило получить образцы магнитной жидкости на полифенилметилсилоксилане.

Магнитные жидкости на кремнийорганической основе используются в качестве герметизирующих материалов аппаратов, которые работают в условиях агрессивных сред, в демпфирующих устройствах и датчиках угла наклона.

МЖ на перфторорганической основе обладают наиболее высокой химической инертностью. Для стабилизации магнитной фазы используются специальные стабилизаторы типа перфтордекалина, которые позволяют обеспечить устойчивость магнитной фазы за счёт равномерного полного покрытия каждой их частицы мономолекулярным слоем.

МЖ на основе фторорганических соединений используютсяв промышленности, в качестве герметизирующих и смазочно-охлаждающих средств.

Стабилизация высокодисперсного магнетита, полученного реакцией Элмора, может проводиться мылами жирных кислот, их сульфопроизводными, высокоатомными спиртами и эфирами, электролитами, обеспечивающими ионное взаимодействие между частицами, или полимерами, где главную функцию несёт стерическая составляющая межчастичного взаимодействия.

Магнитные жидкости и их составляющие (дисперсная магнитная фаза) могут быть использованы также как основной материал в процессах гетерогенного катализа.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Автор [35] в своей работе изучил эффективность применения магнитных жидкостей на основе керосина с магнетитом, полученным электрохимическим способом, для удаления нефтепродуктов (НП) с поверхности воды. Данные исследования проводились совместно с Ивановским государственным энергетическим университетом на кафедре электромеханики на лабораторной установке.

Смешение нефтепродукта с магнитной жидкостью осуществлялось путем разлива магнитной жидкости или ее распылением. В качестве нефтепродукта использовались веретенное масло и сырая нефть высотой слоя до 9 мм. Объем вводимой магнитной жидкости производился из его отношения к объему нефтепродукта, который следовало собрать, как 1:10.

Из полученных данных можно сделать вывод, что магнитная жидкость на основе керосина с магнетитом, полученным электрохимическим способом, пригодна для использования при очистке воды от нефтепродуктов при эффективности сбора 95%; время выдержки до сбора смеси нефтепродукта с магнитной жидкостью при толщине слоя до 9 мм составляет от 3 до 7 минут[36,37].

Магнетит, используемый в качестве дисперсной фазы в магнитных жидкостях, в отличие от многих других металлов и их соединений для человеческого организма практически безвреден. Если было возможным подобрать соответствующую жидкую основу, которая не будет отторгаться организмом, то, по всей вероятности, удалось бы получить магнитную жидкость, пригодную для разного рода медицинских процедур. К настоящему времени были проведены широкие серии лабораторных исследований в этом направлении на биологическом уровне.

Принцип работы магнитожидкостныхгерметизаторов был успешно применён для обтурации (закупорки) свищевых отверстий в полых органах. По развитой В. А. Франком, О. Г. Черкасовой и С. Н. Цыбусовым методике, капля магнитной жидкости фиксировалась постоянным магнитом и закрывала свищевой канал, изолируя внутреннюю полость органа от воздействия внешней среды, что создавало, как правило, благоприятные условия для заживления свища. Магнитожидкостные обтураторы использовали также при лечении наружных желудочно-кишечных и пузырно-влагалищных свищей. В настоящее время разработаны магнитные жидкости на гидрофобной основе, которые устойчивы к действию кишечного сока и мочи.

.3Отмыв нефтезагрязненных твердых поверхностей

В статье авторами [38] проведен анализ результатов воздействия деятельности предприятий нефтедобычи на прибрежные зоны Каспийского моря и необходимость научного обоснования прогноза и оценки экологического состояния исследуемых районов.. На данной территории месторождений встречаются участки антропогенно нарушенных земель, связанные с разработкой нефтяных месторождений. В прибрежной зоне Каспийского моря, значительная степень антропогенного воздействия, наблюдается на территории от поселка Омирзак до нефтяного промысла Каламкас. Распределение общих углеводородов в почвах территории неоднородное, пестрое. Наиболее загрязненные нефтью участки встречаются на месторождении Каражанбас. Наиболее чистыми являются почвы на месторождении Арман. Чрезмерное беспокойство вызывают загрязнения нефтепродуктами Каспийского моря, затопленными нефтяными местрождениями. Серьезные проблемы на месторождениях Западная и Центрально-Восточная Прорва, Терень-Узек, Тажигали, Кокарна, Восточная Кокарна, Кара-Арна, Морское, Пустынное, Прибрежное, Юго-Западное Тажигали, Ботахан, Карсак, Мартыши, Юго-Восточное и Юго-Западное Камышитовые, Забурунье, Жанаталап. По некоторым данным на Казахстанской части прибрежной зоне Каспийского моря находятся более 1300 нефтяных скважин. Скважины не подготовлены к длительному нахождению в агрессивной морской среде, они могут быть источником поступления нефти в акваторию моря.

Авторами [39] рассмотрены некоторые проблемы диагностики загрязнения почв нефтью и нефтепродуктами и подходы к разработке нормирования такого загрязнения. Плодородие почв, загрязненных нефтью и продуктами ее переработки, значительно снижается, что требует проведения рекультивационных мероприятий. Система предотвращения неблагоприятных экологических последствий загрязнения включает в себя определение критериев качества воды, биоиндикацию и биотестирование. Установление критериев выполняет профилактическую функцию, утверждая экологически опасное загрязнение. Также обоснованы ориентировочные уровни допустимых концентраций нефти и нефтепродуктов в почвах по природным зонам и зависимости от состава загрязняющих веществ.

Решение проблемы нормирования состоит в учете потенциала самоочищения почв, которой зависит от свойств самих почв и физико-географических условий окружающей природной среды, в первую очередь климатических факторов. Чем выше потенциал самоочищения почв, тем скорее пойдет процесс их восстановления при одинаковой нагрузке и составе загрязняющих веществ и тем большую разовую нагрузку они выдержат, чтобы этот процесс не остановился. От потенциала самоочищения почв зависят нормирование допустимых концентраций загрязняющих веществ, организация наблюдения за состоянием почв, выбор способа рекультивации загрязненных земель.

Аварийные разливы нефти и нефтепродуктов при их транспорте приводят к пагубным воздействиям на окружающую природную среду, растительные и живые организмы. Интенсивность просачивания нефти и нефтепродуктов в почву, испарение, вымывание их компонентов зависят от почвенно-климатических условий, механического состава, свойств, состава указанных продуктов и водно-термического режима почвы. На распределение в ней нефти и воды влияют процессы взаимного контакта, поверхностные свойства минералов, воды и нефти [40,41].

Вопросам миграции нефти в пластах уделяется очень большое внимание. При их изучении в лабораторных условиях автором [42] было исследовано просачивание нефти сквозь пористую среду, моделирующую естественную породу (в основном нефтенасыщенный песок). Для приготовления модельной пористой среды использовались кварцевые и стеклянные порошки различной дисперсности.

Нефтегазовая отрасль является одним из крупных загрязнителей воды, почвы и воздуха. Причинами образования нефтяных загрязнений в основном являются технологические и аварийные выбросы из скважин, емкостей внутрипромысловых коллекторов. В нефтедобывающих районах Казахстана сложилась неблагоприятная экологическая обстановка. Проекты по ликвидации нефтяных разливов имеют первостепенное значение, так как нефтегазовая отрасль занимает важное место в осуществлении программных установок Казахстана на кратко-, средне- и долгосрочную перспективу [43,44].

Одним из распространенных методов очистки почвы от нефтезагрязнений является активация почвенной микрофлоры, в частности углеводородокисляющих микроорганизмов — деструкторов нефти, за счет внесения в почву минеральных удобрений и других достаточно дорогих питательных субстратов [45], что обусловило проведение авторами [46] исследований по использованию в качестве активаторов почвенной микрофлоры твердых бытовых и промышленных отходов, прошедших предварительную сортировку и биотехнологическую переработку.

Для ускорения процесса очистки нефтезагрязненных почв использовали продукты аэробной и анаэробной переработки отходов промышленных предприятий и предварительно отсортированного мусора городских свалок. При проведении полупромышленных испытаний были выбраны следующие смеси перебродивших отходов: смесь №9 (бытовые отходы, зола, щепки, опилки, стружки, макулатура, утильсырье, пластмасса, хлопковый жмых, рисовая шелуха, навоз, дрожжевые осадки, резина), смесь №10 (выжимки, зерновая барда, отстой яблочного сока, смет с пола, рисовая шелуха, семена томата, макулатура, опилки, пластмасса, плодоножки овощей, очистки картофеля, обрезки кожи), отходы городских свалок (ОГС), модифицированные путем добавления солей отходы городских свалок (МОГС).

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Остаточное содержание нефти определяли путем ее экстрагирования из почвы хлороформом с последующим взвешиванием на весах с точностью до 0,0001 г.

Определение зоо- и фитотоксичности проводили методом биотестирования. В качестве тестера для определения зоотоксичности использовали ногохвосток (первичнобескрылые низшие насекомые), для определения фитотоксичности-проростки редиса (сорт «белый с красным кончиком»). Выбор представителей для биотестирования обусловлен их чувствительностью к воздействию органических веществ, в том числе нефти.

Полученные результаты свидетельствуют о возможности целенаправленного использования продуктов аэробной и анаэробной переработки отходов для очистки нефтезагрязненных почвенных горизонтов и о низкой токсичности почв, рекультивированных по описанной технологии.

Авторами [47] предложен экологически безопасный метод рекультивации нефтешламов и загрязненных грунтов с применением моющих композиций на основе ПАВ. Одним из свойств ПАВ является их адсорбция на поверхности раздела фаз. При концентрации выше критической концентрации мицеллообразования, ПАВы снижают межфазное натяжение на границе жидкость-жидкость, жидкость-твердое тело и жидкость-газ, что облегчает десорбцию нефти с твердых поверхностей и переход их в раствор. При механическом воздействии капли нефти солюбилизируются мицеллами ПАВ, что препятствует укрупнению и оседанию частиц.

Авторы дали оценку эффективности моющих свойств композиции на основе ПАВ при отмыве нефтешламов и последующей ремедиации отработанного нефтезагрязненного раствора с применением биопрепарата, содержащего активную углеводородокисляющую микрофлору. Также разработан и запатентован состав и концентрация компонентов композиции для отмыва нефтезагрязненных грунтов и нефтешламов. Моющая композиция отличается эффективностью отмыва углеводородных загрязнений и содержит фосфатные и азотные соединения, поддерживающие жизнеспособность углеводородокисляющей микрофлоры в составе биопрепарата «Дестройл». Aпробированы схемы отмыва нефтешлама. Создание эффективной и высокопроизводительной технологии позволит решить проблему очистки нефтешламов с возвратом земель пользователю, уменьшить загрязнение окружающей среды.

Авторами [48] изучены поверхностные свойства поликомплексов неионного поверхностно-активного вещества ОП-10 с синтетическими полиэлектролитами (полиакриловой кислотой, полиметакриловой кислотой, полиэтиленимином) на границе вода /(толуол+циклогексан+гексан). Установлено, что для поликомплексов ОП-10/ПЭИ характерно сильное гидрофилизирующее действие на подложки из нефти вплоть до полного растекания раствора. При смачивании толстого слоя нефти наблюдалось отслаивание слоя нефти с поверхности стекла (моющее действие). Оценку моющего действия поликомплексов ОП-10 авторы выполняли по потере массы нефтяных подложек при выдерживании в растворах поликомплексов, а также по смещению нефтяного слоя при самопроизвольном растекании капли раствора, нанесенного на границу раздела нефтяного слоя и чистой поверхности стекла.

2. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

В качестве поверхностно — активного вещества использовали сульфанол. Сульфанолпредставляет собой смесь натриевых солей, которые относятся к числу поверхностно активных веществ (детергентов), хорошо растворимых в воде и обладающих эмульгирующими свойствами, производство фирмы «Unilever Research Laboratory Port Sunlight, Birkenhead, Cheshire, England», молекулярная масса Мη= 222,24 и более, общая формула

n+1-C6H4-SO2ONa

Водорастворимый полимер представлен полиэтиленполиамином (ПЭПА). ПЭПА- смесь соединений, содержащих фрагменты [-C2H4NH-]n, молекулярная масса MDη= 4950, общая формула

В качестве неионного поверхностно — активного вещества использовали оксиэтилированный алкилфенол ОП-10,представляющий собой вспомогательное вещество, продукта обработки смеси моно — и диалкилфенолов окисью этилена и применяется в качестве смачивающего и эмульгирующего поверхностно- активного вещества, молекулярная масса Мη= 646, общая формула

C8C6H4O (CH2CH2O)10 H

В ходе исследования был использован магнетит, представляющий собой порошок черного цвета, размер частиц равен 74 мкрн.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Экспериментальная работа проведена с использованием нефти Жанаозенского месторождения.

.2 Методы исследования

.2.1 Определение поверхностного натяжения сталагмометрическим методом

Определение поверхностного натяжения сталагмометрическим методом заключается в измерении объема или веса капли жидкости, медленно отрывающейся от кончика капилляра в нижнем конце сталагмометрической трубки. В основе метода лежит положение о том, что в момент отрыва сила тяжести капли q уравновешивается силами поверхностного натяжения F. Силы поверхностного натяжения действуют вдоль окружности шейки капли и препятствуют ее отрыву.

В связи со сложностью определения радиуса капилляра r и поправочного коэффициента β’ поверхностное натяжение находят путем сравнения данных по истечению из сталагмометрической трубки исследуемой жидкости с известным поверхностным натяжением. Значение σж-г рассчитывают по формуле

σж-г=σст·ρ·nст/ρст·n

где σст, ρст и nст — значения σ, ρ и n для стандартной жидкости.

Рассчитывают среднее значение n числа капель из пяти измерений. Измерения проводят в условиях медленного формирования капель (примерно 1-3 капли в 1 мин), при этом скорость истечения жидкостей поддерживают постоянной. Перед началом работы для удаления загрязнений из капилляра сталагмометрическую трубку несколько раз промывают хромовой смесью и водой.

Рисунок 1. Установка для определения поверхностного натяжения

сталагмометрическим методом

.2.2 Определение содержания воды в нефтепродукте методом Дина- Старка

Сущность метода состоит в нагревании пробы нефтепродукта с нерастворимым в воде растворителем, отгонке воды и растворителя от нефтепродукта с последующим их разделением в градуированном приемнике на два слоя и измерении объема сконденсированной воды.Прибор для определения содержания воды состоит из колбы 2 (рисунок 2), приемника-ловушки 3и холодильника 4. Приемник представляет собой градуированную пробирку объемом 10 мл с конической нижней частью.

Рисунок 2. Установка для определения содержания воды в нефти:

— электроплита, 2 — колба, 3 — приемник-ловушка, 4 — водяной холодильник

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Проведение анализа.Анализ следует проводить в вытяжном шкафу. Массу навески анализируемого препарата выбирают в зависимости от предполагаемой массовой доли воды так, чтобы отогнанный объем воды в градуировочном цилиндре составлял 0,3-8,0 см3.

Навеску анализируемого препарата помещают в колбу аппарата и прибавляют 50-100 см3 растворителя (гептан). Содержимое колбы тщательно перемешивают и вносят для равномерного кипения длинные капилляры или кусочки неглазурованного фарфора или прокаленной пемзы. Колбу соединяют с аппаратом и нагревают жидкость на закрытой электроплитке или песчаной бане до кипения. Кипячение ведут так, чтобы конденсирующийся растворитель не скапливался в холодильнике, а спокойно стекал навстречу поднимающимся парам жидкости со скоростью 2-4 капли в секунду. Кипячение прекращают, когда объем воды в приемнике перестанет увеличиваться и верхний слой растворителя в приемнике станет прозрачным.

Вся отогнанная вода должна собраться в нижней части приемника. Капли воды, осевшие на стенках приемника или трубке холодильника, осторожно сталкивают стеклянной палочкой с резиновым наконечником. После охлаждения жидкости в приемнике до комнатной температуры отмечают объем отогнанной воды.

Обработка результатов. Массовую долю воды Х, %, вычисляют по формуле

Х(%) = (m·100)/m1

где m — масса воды в приемнике, г; m1 — масса навески анализируемого препарата, г.

.2.3 Получение магнитной жидкости

Для сравнения свойств магнитной жидкости магнетит модифицировали в 2 % растворе ПАВ (сульфанол и ОП-10). Порошок смешивали с раствором ПАВ и оставляли на сутки, затем проводили фильтрование и сушку на воздухе. Из готовых магнитных частиц готовили 1 % раствор магнитной жидкости в керосине.

Рисунок 3. а) Модифицированная магнитная жидкость

б) Обычная магнитная жидкость

.2.4Метод удаления нефтепродуктов с поверхности воды с помощью магнитной жидкости

С помощью пипетки на поверхность воды вводился требуемый объем нефтепродукта. Смешение нефтепродукта с магнитной жидкостью осуществлялось путем разлива магнитной жидкости. В качестве нефтепродукта использовалась нефть Жанаозенского месторождения, содержание воды которого равно 35 %. Объем вводимой магнитной жидкости производился из его отношения к объему нефтепродукта, который следовало собрать, как 1:10.Затем с помощью магнита данное нефтяное пятно собирали к стенке чашки Петри и регистрировали расстояние (мм), пройденное пятном за определенной промежуток времени.

а) б)

Рисунок 4.Установка для удаления нефти с поверхности воды с помощью магнитной жидкости

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

.2.5 Метод очистки твердой поверхности от нефтяных загрязнений

Моющие действие композиционной смеси определяли путем нанесения капли раствора на границу раздела чистая твердая поверхность/подложка из нефти.Подложки из нефти сформированы на поверхности стеклянных пластин, размером 3˟2 см. Регистрировалась величина смещения (мм) за определенный промежуток времени. Для данной модельной системы была использована нефть Жанаозенского месторождения, содержание воды в нефти составляет 35 %.

Рисунок 5. Подложка из нефти

3. РЕЗУЛЬТАТЫ И ИХ ОБСУЖДЕНИЕ

Интенсивная добыча нефти в Западных регионах Казахстана привела к резкому нарушению экологической обстановки. Наблюдается практически необратимая замазученность нефтью и нефтяными отходами почв Западного региона. Водоемы (природные и искусственные) также загрязнены в результате переработки нефти. Поэтому проблема очищения различных поверхностей от нефтяных загрязнений имеет первостепенное значение.

Композиционные системы составлены на основе сульфанола и полиэтиленполиамина (ПЭПА) в соотношении 1:1, 1:2, 1:3. Исходная концентрация компонентов составляет 1 %. Установлено, что при указанной концентрации растворы компонентов обладают наименьшим поверхностным натяжением на границе раздела вода-воздух (≈ 30-32 мДж/м2) и на границе вода-масло (≈ 3-4 мДж/м2).

Моющие действие композиционной смеси определяли путем нанесения капли раствора на границу раздела чистая твердая поверхность/подложка из нефти и регистрации величины смещения (мм).Экспериментальная работа проведена на модельной системе (кварц, стекло), с нанесенным на ее поверхность нефтяным слоем Жанаозенского месторождения. Методом Дина-Старка установили, что содержание воды в нефти составляет 35%.

Индивидуальные компоненты смеси сульфанол и ПЭПА отличаются по поверхностной активности на границе раздела вода/воздух. Сульфанол заметно понижает поверхностное натяжение (σ) воды при концентрации 0,1 %, с дальнейшим ростом концентрации величина σ снижается с выходом на постоянное значение (≈30-32 мДж/м2, рисунок 6, кривая 1). Поверхностное натяжение водных растворов ПЭПА с различной концентрацией указывает на незначительную поверхностную активность макромолекул ПЭПА (σ≈ 60-64 мДж/м2). Такая слабая активность характерна для всех высокомолекулярных ПАВ, так как процесс формирования адсорбционного слоя определяется скоростью диффузии макромолекул к границе раздела фаз и последующей дифференциацией их сегментов по полярности согласно правилу уравнивания полярностей Ребиндера. Вклад каждого из этих факторов в процесс формирования адсорбционного слоя макромолекул зависит от природы, степени гидрофобности и концентрации раствора полимера.

Сульфанол (1); ПЭПА (2)

Рисунок 6. Изотермы поверхностного натяжения водных растворов сульфанола (1) и ПЭПА (2)

Изотерма поверхностного натяжения композиционных систем представлена на рисунке 7. Наблюдается слабое увеличение σ, в пределах 0,9 мДж/м2, с ростом концентрации добавленного компонента в композиционной смеси. Изменение статуса компонентов (основной компонент, добавленный компонент) не оказывает существенное влияние на величину поверхностного натяжения. На границе раздела вода/масло сульфанол понижает межфазное натяжение до 15 мДж/м2 (рисунок 8, кривая 1), композиционная система проявляет большую поверхностную активность в сравнение с индивидуальным сульфанолом и с ростом концентрации ПЭПА σ понижается до 10 мДж/м2 (рисунок 8, кривая 2). Наличие органической фазы способствует дифференциации молекул компонентов на границе раздела фаз и снижению величины σ.

Сульфанол + ПЭПА (1); ПЭПА + сульфанол (2)

Рисунок 7. Изотермы поверхностного натяжения композиционных систем на основе сульфанола и ПЭПА

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Сульфанол 1% (1); сульфанол + ПЭПА (2)

Рисунок 8. Изотермы поверхностного натяжения на границе раздела вода/масло

Следующим этапом нашей работы было изучение моющего действия на нефтяные подложки, сформированные на поверхности стекла, как индивидуальных компонентов, так и композиционных систем на их основе. Индивидуальный 2% раствор сульфанола обладает хорошим моющим действием: наблюдается рост смещения нефтяного слоя до 20 мм в течение 11 мин (рисунок 9, кривая 1) при самопроизвольном растекании капли раствора. Наступающий мениск капли раствора обеспечивает диффузию макромолекул комплекса под слой нефти (отмывающее действие) и понижение поверхностного натяжения на межфазной границе нефть — водный раствор комплекса. Однако, снижение концентрации до 1 % заметно снижает моющий эффект — максимальное смещение нефтяного слоя равно 3,1 мм (рисунок 9, кривая 2). Индивидуальный раствор ПЭПА обладает более слабым моющим действием: рост смещения нефтяного слоя до 2-3 мм в течение 4 мин (рисунок 9, кривая 3).

Сульфанол 2% (1); сульфанол 1% (2); ПЭПА 1% (3)

Рисунок 9. Кинетика смещения нефтяного слоя под действием водных растворов индивидуальных компонентов

Кинетика смещения нефтяной подложки, сформированной на поверхности стекла, под действием композиционных систем приведена на рисунках 10 и 11. В общем случае величина смещения нефтяной подложки намного больше для композиционных систем в сравнение с индивидуальными компонентами. Этот эффект связан с большой поверхностной активностью композиционных систем на межфазной границе вода/масло. Максимально моющее действие композиционной системы сульфанол — ПЭПА наблюдается при соотношении компонентов 1:2 (рисунок 10, кривая 2). Оптимальным соотношением для системы ПЭПА — сульфанол является 1:4 (рисунок 11, кривая 4). Полученные результаты показывают, что композиционные смеси с большим содержанием сульфанола проявляет эффективное моющее действие.

Моющее действие различных ПАВ, композиционных систем на их основе определяется поверхностной диффузии молекул по поверхности стекла под нефтью (отмывающее действие).

Соотношение компонентов: 1:1 (1); 1:2 (2); 1:3 (3); 1:4 (4); 1:5 (5)

Рисунок 10. Кинетика смещения нефтяной подложки, сформированного на стекле, под действием композиционной смеси сульфанол + ПЭПА

Соотношение компонентов: 1:1 (1); 1:2 (2); 1:3 (3); 1:4 (4); 1:5 (5)

Рисунок 11. Кинетика смещения нефтяной подложки, сформированного на стекле, под действием композиционной смеси ПЭПА + сульфанол

В нашей работе для очистки поверхности воды от нефтяного загрязнения также было изучено эффективность магнитной жидкости. Для эксперимента были выбраны частицы с наименьшими размерами, полученными путем ситового отсева (74 мкрн). Площадь нефтяного загрязнения зависит от объема нефти, нанесенного на поверхность воды. В нашей работе объем нефти составлял 2 мл. Объем, использованный дисперсии магнитных частиц в керосине, составлял от 0,2 мл до 0,6 мл, концентрация магнитной жидкости составляла 1 %. По истечении 10- 15 мин керосин проникал в слой нефти и способствовал равномерному распределению частиц магнетита на поверхности нефтяного пятна. По истечению указанного времени фиксировали кинетику смещения нефтяного слоя под действием магнита. При движении нефтяного пятна к стенке чашки Петри может наблюдаться смещение пятна относительно основного направления движения. При этом в некоторых случаях происходит отклонение от формы пятна правильной окружности. Для более точного измерения величины смещения отсчет проводили от стенки чашки Петри до границы пятна. Поэтому с течением времени мы имели не возрастание величины смещения, а, наоборот, уменьшение.

Кинетика смещения нефтяного слоя под действием магнита при различном объеме магнитной жидкости приведены на рисунке 12 — 14. С ростом объема вводимой магнитной жидкости величина смещения (расстояние от стенки чашки Петри до границы нефтяного пятна) снижалась от 3,3 до 1,7 см. При этом наиболее важной характеристикой является время максимального смещения. Время достижения максимального смещения составляет 133 мин при добавлении 0,2 мл магнитной жидкости. При введении 0,6 мл время достижения максимального смещение составляет 5 мин. При смещении нефтяного слоя поверхность очищенной воды остается чистой, без каких-либо остаточных разводов нефти. В этом эксперименте было трудно добиться равномерного распределения магнитных частиц в объеме керосина. Наблюдается слипание частиц и последующее их оседание на стенках сосуда.

Воизбежание выше указанных эффектов нами было проведено модификация сухих дисперсных частиц магнетита 2 % водными растворами сульфанола и ОП-10. Время выдерживания составляло 1 сутки, после этого частицы отфильтровывали, высушивали на воздухе и затем готовили из этих частиц магнитную жидкость в керосине. Слипание модифицированных частиц между собой и оседание на стенках сосуда не наблюдалось (см.рисунок 3). И в случае модифицированных частиц сохранялось зависимость от объема введенной магнитной жидкости. При объеме магнитной жидкости, равной 0,5 мл и 0,6 мл, время достижения максимального смещения резко падает и составляет 4 и 3 мин соответственно для магнитной жидкости, с частицами модифицированными сульфанолом.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Модификация частиц раствором ОП-10 для указанных объемов магнитной жидкости время достижения максимального смещения составляет 4 и 2 мин соответственно. Регулируя размеры частиц, объемы, вводимой магнитной жидкости, и природы модифицирующего вещества можно добиться максимальной очистки поверхности воды.

Рисунок 12. Кинетика смещения нефтяного слоя на поверхности воды под действием магнитной жидкости

Рисунок 13. Кинетика смещения нефтяного слоя на поверхности воды под действием магнитной жидкости, модифицированного 2% раствором сульфанола

Рисунок 14. Кинетика смещения нефтяного слоя на поверхности воды под действием магнитной жидкости, модифицированного 2% раствором ОП-10

Таким образом, используя различные композиционные системы с определенным соотношением компонентов можно провести полную очистку поверхности твердого тела от нефтяных загрязнений. В случае жидкой поверхности можно рекомендовать очистку с помощью магнитной жидкости.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

.Изучена поверхностная активность композиционных систем и индивидуальных компонентов этой смеси. Установлено, что как индивидуальные компоненты, так и композиции на их основе проявляют высокую поверхностную активность на границе вода/воздух (снижение σ до 32 мДж/м2) и на границе вода/масло (снижение σ до 4 мДж/м2).

.Показано, что изученные индивидуальные компоненты и смеси на их основе оказывают моющее действие на нефтяные подложки, сформированные на поверхности стекла. Установлены оптимальные соотношения компонентов для достижения максимального моющего действия: сульфанол — ПЭПА 1:2, ПЭПА — сульфанол 1:4.

.Запланированной объем работы полностью выполнен. Изученные композиционные системы могут быть рекомендованы для очистки поверхности твердых тел, а магнитные жидкости — для очистки поверхности водоемов от нефтяных загрязнений.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

Ибрагимов Г.З., Фазлутдинов К.С., Хисамутдинов Н.И. Применение химических раегентов для интенсификации добычи нефти. — М.: Недра, 1991. — 384 с.

Козин В.Г., Шакиров А.Н., Шапошников Д.А. и др. Реагент для повышения нефтеотдачи пласта и состава на его основе // Вестник Казанского технол. ун-та. Серия химич. — 2000. — № 1-2. — С. 137-140.

Шакиров А.Н., Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. Реагент КС-6 для повышения добычи нефти // Нефтяное хоз-во. — 2002. — № 9. — С. 64-66.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Козин В.Г., Шакиров А.Н., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. Поверхностные свойства реагента КС-6, применяемого для добычи нефти // Нефтяное хоз-во. — 2003. — № 3. — С. 65-67.

Шакиров А.Н., Жеглов М.А., Козин В.Г. и др. Новый реагент для повышения нефтеотдачи пластов // В сб.: Интенсификация химических процессов переработки нефтяных компонентов. — Нижнекамск: Нижнекамское кн. изд-во, 2001. — С. 104-107.

Шакиров А.Н., Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. Новый реагент комбинированного действия КС-6 для повышения нефтеотдачи пластов // Труды III межд. конф. «Новейшие методы увеличения нефтеотдачи — теория и практика их применения» и VIIспецвыставки «Нефть, газ, нефтехимия — 2001». — Казань: Казанское изд-во, 2001. — С. 150.

Шакиров А.Н., Козин В.Г., Башкирцева Н.Ю., Шапошников Д.А. Реагент КС-6 — новый перспективный реагент для повышения нефтеотдачи пластов // Труды росс.научно-техн. конф. «Большая нефть: реалии, проблемы, перспективы». — Альметьевск: Татнефть, 2001. — Т. 2. — С. 411-416.

Аюпов А.Г., Шарифуллин А.В., Козин В.Г., Шакиров А.Н. Полимерные и углеводородные составы для повышения нефтеотдачи высокообводненных пластов // Нефтяное хоз-во. — 2003. — № 6. — С. 48-51.

Нурсеитов А.А., Айдарбаев А.С. О регулировании заводнения растворами полиакриламида совместно с гидроксидом кальция // Нефть и газ. — 2002. — № 3. — С. 49-52. композиционный нефть магнитный жидкость

Курочкин Б.М., Хисамов Р.С., Ахметов Н.З., Кандаурова Г.Ф., Манапов И.З. Опытное применение водонабухающего полимера при очаговомзаводнении // Нефтяное хоз-во. — 2003. — № 7. — С. 68-72.

Курочкин Б.М., Сафиуллин Р.А., Гилязов Ш.Я. и др. Применение ГПТС при изоляционных работах в скважинах // Бурение. — 1998. — № 2. — С. 15-18.

Якименко Г.Х., Альвард А.А., Ягафаров Ю.Н., Стеничкин Ю.Н. Применение гелеобразующей технологии на основе кислотных растворов алюмосиликатов // Нефтяное хоз-во. — 2005. — № 1. — С. 64-66.

Рамазанов Р.Г., Земцов Ю.В. Эффективность и перспективы применения химических методов увеличения нефтеотдачи для стабилизации добычи нефти // Нефтяное хоз-во. — 2002. — № 1. — С. 34-35.

Чистяков А.Ю. Применение температуроустойчивых эмульсионных систем для повышения нефтеотдачи пластов // Нефть и газ. — 2005. — № 3. — С. 16-27.

Пантелеев В.Г., Родионов В.П. Зависимость коэффициента извлечения от скорости движения жидкостей в пороговом пространстве карбонатов Башкирского яруса // Нефтяное хоз-во. — 2001. — № 11. — С. 22-25.

Власов С.А., Каган Я.М. О возможном механизме повышения нефтеотдачи пластов нефтяных месторождений, разрабатываемых в режиме заводнения // Нефтяное хоз-во. — 2005. — № 2. — С. 70-75.

Алмаев Р.Х., Плотников И.Г., Назмиев И.М., Князев В.И. Щелочно-полимерное воздействие на пласт в условиях терригенных коллекторов Башкортостана // Нефтяное хоз-во. — 2005. — № 2. — С. 78-81.

Нужна помощь в написании диплома?

Подробнее

Филиппова О.Е., Хохлов А.Р. «Умные» полимеры для нефтедобычи//Нефтехимия.- 2010. Т. 50. — № 4. — С.279-283.

Зарослов Ю.Д., Филиппова О.Е., Благодатских И.В., Хохлов А.Р. Патент РФ RU 2276675 C2// Б.И. 2006. №14.

Береговой А.Н., Амерханов М.И., к.т.н., Рахимова Ш.Г., Золотухина В.С. Применение композиций на основе полисахаридов растительного происхождения для увеличения охвата пластов заводнением//Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 3. — С. 86-88.

Технология увеличения нефтеотдачи пластов на основе полисахаридов растительного происхождения/Р.Р. Ибатуллин (и др.). В сб. Повышение нефтеотдачи пластов на поздней стадии разработки нефтяных месторождений и комплексное освоение высоковязких нефтей и природных битумов. Материалы Международной научно-практической конференции в Казани, 4-6 сентября 2007. — Казань, 2007. — С. 284-288.

Разработка технологии применения полисахаридов растительного происхождения для увеличения нефтеотдачи заводненных пластов/М.И. Амерханов (и др.)//Тр. ин-та/ТатНИПИнефть, 2008. — С. 198-204.

Технология увеличения охвата пластов заводнением с использованием композиций на основе полисахаридов растительного происхождения/А.Н. Береговой (и др.). В сб. Теория и практика применения методов увеличения нефтеотдачи пластов. Материалы IIМеждународного научного симпозиума. В 2 т. Т. 1. — М.: ОАО «ВНИИнефть». 2009. — С. 173-177.

Пат. 2346151 Российская Федерация, МПК8 Е 21 В 43/22, С 09 0К 8/514. Способ регулирования разработки нефтяных месторождений (варианты)/Р.Р. Ибатуллин, М.И. Амерханов, Ш.Г. Рахимова (и др.): заявитель и патентообладатель ОАО «Татнефть» им. В.Д. Шашина. — № 2007122564/03; заявл. 15.06.07; опубл. 10.02.09.

Бузов О.В. Влияние физико-химических свойств нефтей на способ их извлечения//Нефть и газ. — 2009. — № 4. — С. 35-39.

Крибел Г. Повышение нефтеотдачи пластов//Нефтегазовые технологии. — 2012. — № 8. — С. 31-33

Ибатуллин Р.Р., д.т.н., Подымов Е.Д., к.т.н., Васильев Э.П., Слесарева В.В. О совместимости методов увеличения нефтеотдачи пластов, применяемых на месторождении ОАО «Татнефть»//Нефтяное хозяйство. — 2010. — № 6. — С. 34-38.

Кахраманлы Ю.Н. Исследование процесса сорбции нефти и нефтепродуктов с водной поверхности сорбентами на основе пенополистирола// Нефтехимия. — 2011. Т. 51. — № 5. — С. 392-396

Сарсенгалиев К.К., Базарбаева С.М., Сарсенов А.М., Сериков Т.П., Зинуллин У.З., Утебалиева Г.Т. Комбинированная электрофлотационно-сорбционная очистка вод от нефтепродуктов//Нефть и газ. — 2005. — № 3. — С. 99-101.

Киреева Н.А., Онегова Т.С., Жданова Н.В. Способ биологической очистки нефтезагрязненного водоема// Нефтяное хозяйство. — 2005. — № 4. — С. 127-129.

Капустин Ю.И. и др. Электрофлотационная технология очистки сточных вод, содержащих нефтепродукты// Химическая промышленность. — 2000. — № 7(387). — С. 53-56.

Нужна помощь в написании диплома?

Цена диплома

Журинов М.Ж., Баешов А.Б., Серикбаев Б.А., Жумабай И.М. Очистка сточных вод от нефти и нефтепродуктов электрофлотационным методом// Нефть и газ Казахстана. — 2005. — № 2. — С. 77-83.

Ерехинская (Бажанова), А. Г. Электрохимический способ получения магнитной жидкости для очистки воды от нефтепродуктов. / А. Г. Ерехинская, В. М. Макаров, С. З. Калаева // Проблемы региональной экологии. — 2010. — № 4. — С. 92-94.

Ерехинская (Бажанова), А. Г. Электрохимический способ получения магнитной жидкости для очистки воды от нефтепродуктов / А. Г. Ерехинская, В. М. Макаров, С. З. Калаева // Высокие технологии в экологии: труды 11-й Международной научно-практической конференции. — Воронеж, 2008. — С. 180-182.

Бажанова, А. Г. Электрохимический способ получения наночастиц магнетита из железосодержащих отходов / А. Г. Бажанова, В. М. Макаров, С. З. Калаева, И. Н. Захарова, А. М. Шипилин, М. А. Шипилин // Экология и промышленность России. — 2009. — №9. — С. 16-17.

Ерехинская (Бажанова), А. Г. Исследование эффективности сбора нефтепродуктов с поверхности воды с помощью магнитной жидкости из отходов / А. Г. Ерехинская, В. М. Макаров, С. З. Калаева, И. Н. Захарова, А. М. Шипилин, Ю. И. Страдомский, Н. А. Морозов // Известия Тульского государственного университета. Экология и рациональное природопользование. — 2006. — №8. — С. 237-239.

Ерехинская (Бажанова), А. Г. Исследование процесса сбора нефтепродуктов с поверхности воды с помощью магнитной жидкости из отходов / А. Г. Ерехинская, В. М. Макаров, С. З. Калаева, А. М. Шипилин // XIV Международная научно-практическая конференция студентов, аспирантов и молодых ученых «Современная техника и технология»: Труды в 3-х томах — Томск, 2008. — Т. 3. — С. 219-221.

Кенжетаев Г.Ж., Койбакова С.Е., Джумашева К.А. Анализ результатов воздействия нефтедобывающих предприятий — промыслов на загрязнение почвы в прибрежной зоне Каспия//Материалы Международной научно-практической конференции «Инновационное развитие нефтегазового комплекса Казахстана». — 2013. — Часть 2. — С. 412-416.

Айткельдиева С.А., Байгонусова Ж.А., Курманбаев А.А. Проблема нормирования нефтезагрязненных почв// Нефть и газ Казахстана. — 2009. — № 5. — С. 129-135.

Гасанов К.С., Абдуллаев Ф.З. Эволюция нефтезагрязнителя в почвенном профиле под влиянием природных факторов// Химические проблемы. — 2003. — № 2. — С. 14-18.

Гасанов К.С.. Абдуллаев Ф.З., Исмаилов Н.М. изменения и эволюционные процессы во взаимодействии нефти и нефтезагрязненного почвенного профиля//Химические проблемы. — 2003. — № 3. — С. 30-34.

Гасанов К.С. закономерности просачивания нефти и нефтепродуктов в почвенный профиль// Нефтяное хозяйство. — 2011. — № 2. — С. 114-116.

Надиров Н.К. нефтегазовый комплекс Казахстана // Труды международ. научно-практ. конф. «проблемы химической технологии неорганических, органических, силикатных и строительных материалов и подготовка инженерных кадров». Шымкент: ЮКГУ им. М. Ауэзова, 2002. — С. 46-64.

Тасмагамбетов И.Н. Нефтегазовый комплекс — двигатель экономики Казахстана// Нефть и газ. — 1999. — № 3. — С. 3-6.

Надиров Н.К., Фаизов К.Ш., Джусипбекова У.Ж., Абиева Л., Раимжанова М.М., Назаров Е.А. О реабилитации нефтезагрязненных почв// Нефть и газ Казахстана. — 2003. — № 2. — С. 119-126.

Нужна помощь в написании диплома?

Заказать диплом

Надирова Ж.К., Бишимбаев В.К., Приходько Н.А. Биоремедиация нефтезагрязненных почв// Нефть и газ Казахстана. — 2006. — № 1. — С. 103-106.

Л.К. Алтунина, Л.И. Сваровская. Композиции на основе поверхностно-активных веществ для рекультивации нефтешламов // Нефтехимия. — 2012. Т. 52. — №2. — С. 150-153.

Омарова К.И., Адильбекова А.О., Кабдуш А.Е., Ешпанова Ж.Т. Поликомплесы поверхностно-активного вещества в процессах вытеснения неполярных жидкостей из пористых систем и деэмульгирования обратных эмульсий//Журнал прикладной химии. — 2013. — Т. 86. — № 10. — С. 1559-1564.

Предыдущий пример

Следующий пример