Разработка композиционных систем на основе высоко- и низкомолекулярных ПАВ для очистки различных поверхностей

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).

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

2.1 Объекты исследования

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 Мз= 222,24 и более, общая формула

CnH2n+1-C6H4-SO2ONa

Водорастворимый полимер представлен полиэтиленполиамином (ПЭПА). ПЭПА- смесь соединений, содержащих фрагменты [--C2H4NH--]n, молекулярная масса MDз= 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 Мз= 646, общая формула

H17C8C6H4O (CH2CH2O)10 H



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

Экспериментальная работа проведена с использованием нефти Жанаозенского месторождения.

2.2 Методы исследования

2.2.1 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 в' поверхностное натяжение находят путем сравнения данных по истечению из сталагмометрической трубки исследуемой жидкости с известным поверхностным натяжением. Значение уж-г рассчитывают по формуле

уж-г=уст·с·nст/сст·n

где уст, сст и nст - значения у, с 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

2.2.2 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:

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

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.

2.2.3 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

2.2.4Метод 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

2.2.5 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.

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

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 (у) воды при концентрации 0,1 %, с дальнейшим ростом концентрации величина у 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 (у? 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 у, 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 у понижается до 10 мДж/м2 (рисунок 8, кривая 2). Наличие органической фазы способствует дифференциации молекул компонентов на границе раздела фаз и снижению величины у.

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

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

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

Исключительная актуальность представляет проблемы предотвращения, локализация и ликвидация нефтяных разливов на поверхности природных и искусственных водоемов. На данном этапе основными методами очистки водных поверхностей является применение биопрепаратов, полимерных и минеральных адсорбентов, поджог нефтяных разливов. Все указанные методы сопровождаются в процессе очистки загрязнением водоемов большим количеством минеральных частиц, полимеров, осложнением экологической обстановки, загрязнением воздушного пространства и недостаточным полным очищением поверхности. В последние годы появились работы по очистке поверхности водоемов от нефтяных загрязнений с применением магнитной жидкости. Недостатком этого метода является трудоемкость получения наноразмерных магнитных частиц в органической среде. Промышленно выпускаемые магнитные частицы характеризуются грубодисперсностью и в процессе очистки быстро оседают в воде.

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.

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

1.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 у до 32 мДж/м2) и на границе вода/масло (снижение у до 4 мДж/м2).

2.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.

3.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.

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.

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.

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.

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.

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.

Размещено на Allbest.ru