Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА 1 Современное состояние проблемы контаминации компонентов подземного пространства нефтяными углеводородами 11
1.1 Основные источники поступления нефтяных углеводородов в подземную среду 11
1.2 Особенности структуры и свойств нефтяных углеводородов 20
1.3 Нефтяные углеводороды в почвах и зоне аэрации 45
1.4 Формы миграции нефтяных углеводородов в подземных водах 55
1.5 Выводы по главе 1 65
ГЛАВА 2 Прогнозирование изменения состояния компонентов подземного пространства при поступлении нефтяных углеводородов 67
2.1 Преобразование нефтяных углеводородов в подземных водах и водоупорах 67
2.2 Особенности деятельности подземной микробиоты при контаминации подземной среды нефтяными углеводородами 76
2.3 Влияние деградации нефтяных углеводородов на окислительно-восстановительные и кислотно-щелочные условия подземной среды 89
2.4 Выводы по главе 2 104
ГЛАВА 3 Исследование влияния нефтяных углеводородов на состав, состояние и физико-механические свойства песчано-глинистых грунтов 106
3.1 Методика изучения влияния нефтяных углеводородов на состав, физические, водные и механические свойства песчано-глинистых грунтов 106
3.2 Результаты лабораторных исследований влияния контаминации нефтяными углеводородами на изменение состава и свойств песков 120
3.3 Изучение изменения гранулометрического состава, состояния и свойств глинистых грунтов при их контаминации нефтепродуктами 133
3.4 Особенности проявления микробной деятельности для оценки преобразования компонентов подземной среды при её контаминации нефтепродуктами 151
3.5 Выводы по главе 3 163
ГЛАВА 4 Инженерно-геологическое обоснование длительной устойчивости сооружений при контаминации подземного пространства нефтяными углеводородами 166
4.1 Исследование особенностей преобразования песчано-глинистых грунтов в основании резервуара для хранения мазута 166
4.2 Анализ деформаций резервуаров в условиях контаминации грунтов нефтяными углеводородами 181
4.3 Прогнозирование динамики изменения несущей способности песчано-глинистых грунтов в условиях контаминации нефтяными углеводородами 187
4.4 Выводы по главе 4 202
Заключение 204
Список литературы
- Нефтяные углеводороды в почвах и зоне аэрации
- Особенности деятельности подземной микробиоты при контаминации подземной среды нефтяными углеводородами
- Результаты лабораторных исследований влияния контаминации нефтяными углеводородами на изменение состава и свойств песков
- Анализ деформаций резервуаров в условиях контаминации грунтов нефтяными углеводородами
Нефтяные углеводороды в почвах и зоне аэрации
Среди указанных способов, наиболее распространенной и эффективной является транспортировка нефти по системе магистральных и вспомогательных трубопроводов. Так, в России доставку более 95% всей добываемой нефти осуществляют с использованием развитой сети магистральных нефтепроводов (свыше 50 тыс. км), грузооборот которой в 2,5 раза превосходит перевозку нефтяных углеводородов железнодорожным транспортом.
Использование системы нефтепроводов с одной стороны объясняется их экономической эффективностью, с другой – экологической безопасностью. Однако высокая протяженность трубопроводов затрудняет надежный контроль за их состоянием и, как показывает практика эксплуатации, приводит к высокой аварийности системы, следствием которой является её разрушение. Порывы нефтепроводов служат основными источниками поступления углеводородов в подземную среду и приводят к тяжелым экологическим последствиям. Подсчитано, что в среднем при одном порыве нефтепровода выбрасывается 2 т нефти, приводящей в негодность 1000 м3 земли; 100 г нефти попадая в воду, делает 8 тыс. л чистой воды непригодной для употребления [125]. Основные причины аварий нефтепроводов представлены на рисунке 1.2.
Из рисунка 1.2 видно, что основной причиной разрушения нефтепроводов в процессе эксплуатации является коррозия конструкционных материалов труб, скорость которой может изменяться от 0,2 до 1,6 мм/год. Развитие коррозии связано с повышенной агрессивностью транспортируемых углеводородов, отсутствием антикоррозионного покрытия, а также длительной эксплуатацией трубопроводов. Практика транспортировки нефти, показывает, что более 30% аварийных ситуаций происходит на трубопроводах, срок службы которых превышает 20 лет.
Согласно опубликованным данным на внутрипромысловых трубопроводах России ежегодно отмечается около 50 тыс. аварий, что приводит к формированию больших площадей загрязнений [168].
С учетом высокой аварийности нефтепроводной системы России, общие потери сырой нефти при транспортировке могут достигать 3,5% от объема добычи, что составляет 18,7 млн т в год [168].
Помимо системы нефтепроводов одним из распространенных видов транспортировки нефти является водный транспорт (морской или речной), который подразумевает использование танкеров. Эффективность эксплуатации танкеров при транспортировке нефти на большие расстояния сопровождается высокими экологическими рисками. Так, например, в 2007 году в результате разрушения танкера (Волганефть-139) в воды Керченского пролива вылилось более 2 тыс. т мазута, что привело к формированию нефтяного пятна и гибели представителей водной флоры и фауны. В общем случае, эксплуатация водного транспорта приводит к поступлению в водную среду большого количества нефти с балластными водами (Снефти=4-6 г/дм3), объем которых составляет 40-60% от водоизмещения танкера. К более безопасным видам транспортировки нефтяных углеводородов, с точки зрения контаминации подземной среды, относятся железнодорожный и автомобильный транспорт, использование которых ограничивается междугородними перевозками, либо транспортировкой внутри городских территорий. Основное поступление нефтяных углеводородов в подземную среду при перевозках указанными видами транспорта связано с проведением операций слива-налива, с загрязнением горюче-смазочными материалами, а также с выбросом выхлопных газов. Так, согласно опубликованным исследованиям, содержание нефтяных углеводородов в ливневых стоках с автомобильных дорог Санкт-Петербурга изменяется от 3,23 (КАД) до 20,2 мг/дм3 (Миргородская улица) при допустимом содержании в 20 мг/дм3 [132,133]. В пределах железнодорожных путей, на примере г. Москвы, содержание нефтяных углеводородов в почвах изменяется от 25 мг/кг до 5049 мг/кг (Белорусский вокзал) при допустимом значении, равном 1000 мг/кг [108].
Хранение и переработка основной части транспортируемой нефти осуществляются на территории нефтеперерабатывающих предприятий. Хранение нефтяных углеводородов осуществляется в горизонтальных или вертикальных металлических резервуарах объемом от 100 м3 до 50 000 м3. Нарушение целостности резервуаров за счет коррозии днища и стенок, развития неравномерных осадок грунтов основания и изменения напряженно-деформированного состояния металлических конструкций и др. приводят к утечкам нефтяных углеводородов, объем которых может достигать 2,5 т в год (рисунок 1.3) [168]. (А.А. Землянский, 2005) Помимо указанных причин незначительное поступление нефтяных углеводородов в подземную среду фиксируется при выполнении операций слива-налива, а также при больших и малых «дыханиях» резервуаров (испарении нефтяных углеводородов) и выпадении атмосферных осадков. Указанные потери углеводородов регламентируются нормативными документами, согласно которым утечки при сливно-наливных операциях не должны превышать 0,01-0,22 (отпуск) и 0,05-0,59 кг/т (прием), при хранении величина испарения ограничивается следующими значениями: 0,02-1,61 (до 1 месяца) и 0,04-0,90 кг/т (свыше 1 месяца).
Поступление нефтяных углеводородов в подземную среду наблюдается при переработке нефти. Всего на предприятиях нефтеперерабатывающей промышленности России ежегодно образуется 1,6 млн т твердых и жидких отходов, к числу которых относятся различные адсорбенты, золы, осадки, смолы, кислые гудроны, нефтяные шламы, активный ил и др. В наибольших количествах образуются нефтяные шламы с выходом 7 кг на 1 т нефти. Отсутствие сооружений по переработке шламов приводит к их накоплению в шламонакопителях, которые не имеют защитных конструкций и являются постоянным источником контаминации грунтовой толщи и подземных вод.
Особенности деятельности подземной микробиоты при контаминации подземной среды нефтяными углеводородами
Экспериментальные исследования показали, что образование радикалов по тримолекулярной реакции характерно для органических веществ в жидкой фазе, поскольку в ней содержится высокая концентрация окисляющего вещества, предполагающая большое число тройных соударений и образование промежуточных комплексов.
Образовавшийся в результате реакции молекулы кислорода с молекулой углеводорода свободный радикал реагирует с новой молекулой кислорода с образованием вторичных перекисных радикалов (2.3): R + 02 - R02 (2.3) В свою очередь, перекисные радикалы взаимодействуют с исходным веществом, образуя гидроперекиси, способствуя тем самым развитию окислительной цепи (продолжение цепей) (2.4): R02 + RH ROOH + R (2.4) Образование радикалов в процессах окисления может осуществляться не только за счет зарождения цепей при взаимодействии исходных углеводородов с кислородом, но и вследствие вырожденного разветвления цепей с участием гидроперекисей, накапливающихся в процессе окисления. Это объясняется тем, что молекулы гидроперекисей сравнительно легко распадаются по связи О = О с образованием свободных радикалов, инициирующих новые цепи окисления (2.5): ROOH RO +OH (2.5) Как видно, распад гидроперекисей протекает по двум различным реакциям в зависимости от их концентрации, так, при малых концентрациях преобладает мономолекулярный распад, при более значительных содержаниях гидроперекиси образование радикалов может происходить при бимолекулярном взаимодействии двух молекул гидроперекиси. Скорость процессов окисления различных углеводородов во многом зависит от условий протекания процесса – температуры, давления, наличия веществ, способствующих ускорению (катализаторов) либо замедлению (ингибиторов) реакции и т.д.
В приповерхностных условиях, характеризующихся невысоким давлением и изменяющейся температурой, начальная стадия процесса окисления НУ развивается при отсутствии видимых изменений в условиях интенсивного поглощения кислорода. Большое значение на этой стадии окисления играет наличие в составе углеводородов каталитических (органические кислоты, металлические соединения с переменной валентностью и др.) или ингибирующих веществ (фенолы, ароматические амины, сульфиды, смолы и др.), оказывающих влияние на скорость протекания реакции. Дальнейшее развитие процесса окисления сопровождается выделением тепла и интенсивным образованием перекисей, формирование которых наряду с продолжающимся окислением первичных продуктов распада приводит к накоплению жирных кислот и увеличению общей кислотности нефтяных углеводородов. В завершающей стадии этого процесса наблюдается образование нерастворимых углеводородов, в основном, смол, количество которых зависит от вида исходных НУ [56].
Вышесказанное представляет собой общий характер окисления НУ, однако, вполне понятно, что для каждой отдельной группы углеводородов, процессы окисления имеют свои особенности.
Парафиновые углеводороды довольно инертны к воздействию молекулярного кислорода при невысоких температурах, близких к комнатной. Вместе с тем, сравнительно небольшое увеличение температуры приводит к резкой активизации молекул парафина, что повышает их способность к окислению. Поскольку основная масса работ по изучению процессов окисления парафинов посвящена их окислению в парообразном состоянии (низкомолекулярные), или, наоборот, в жидкой фазе (высокомолекулярные), то по мнению ряда авторов, окисление парафиновых углеводородов в жидком состоянии будет происходить с пониженными скоростями, при этом парафиновые углеводороды могут быть значительно стабильнее, чем представители других классов [3].
При окислении парафинов большое значение имеет строение углеводородной цепи – углеводороды с разветвленной цепочкой окисляются значительно лучше, чем углеводороды нормального строения. При окислении парафиновых углеводородов первоочередному окислению будет подвергаться высокомолекулярная часть с разветвленным строением.
Первичными продуктами окисления парафинов являются гидроперекиси, образование которых приводит к неустойчивости углеводородной молекулы и её быстрому распаду в результате разрыва углеродной связи. Продуктами окисления парафиновых углеводородов являются органические вещества с меньшим количеством углеродных атомов – спирты, альдегиды, кетоны, кислоты и др., а также газы. Кроме того, в составе продуктов окисления отмечаются минимальные содержания смол и асфальтенов.
Окисление циклопарафинов (нафтенов) в условиях невысоких температур протекает так же, как и у парафиновых углеводородов. Основными продуктами окисления нафтенов являются кислоты и оксикислоты, а также незначительное количество смол и асфальтенов.
На окисление ароматических углеводородов большое влияние оказывает наличие боковых парафиновых цепей и особенности их строения.
Незамещенные ароматические углеводороды при нормальных условиях температуры и давления являются устойчивыми к действию процессов окисления, однако с увеличением числа ароматических колец в составе указанных соединений происходит повышение их склонности к окислению. Воздействие кислорода на незамещенные ароматические соединения направлено на С – Н связи с образованием различных смол, разрушение связей С – С способствует образованию значительно меньшего количества кислых продуктов (фенолов). Дальнейшее взаимодействие продуктов окисления между собой приводит к появлению в составе продуктов реакции нейтральных кислородсодержащих продуктов. Наличие в составе ароматических соединений алкильного радикала служит причиной значительного возрастания способности молекулы к окислению, при этом, в первую очередь, подвергаются окислению боковые алифатические цепи, что связано с различием энергий разрыва связей С – С и С – Н в ароматических и парафиновых углеводородах (см. таблицу 2.2). Стоит отметить, что при окислении алкил-ароматических соединений большое значение имеет длина алифатической цепи, чем она длиннее, тем легче протекает процесс окисления углеводородов.
При рассмотрении взаимодействия ароматических и парафино ароматических соединений с кислородом весьма важным моментом является некоторый предел реакции окисления, не зависящего от времени и температуры протекания процесса. Возникновение такого предела объясняется образованием продуктов реакции окисления (смол, фенолов и др.), которые тормозят дальнейшее окисление углеводородов [3]. Весьма интересным моментом является процесс совместного окисления различных групп углеводородов. Так, при окислении ароматических углеводородов с нафтеновыми наблюдается значительное снижение окисляемости последних, что связано с окислением только ароматических углеводородов, которое усиливают нафтеновые углеводороды. В случае окисления алкил-ароматических углеводородов с циклопарафинами, первые практически не снижают окисляемости нафтенов, а в некоторых случаях наоборот, способствуют увеличению процесса окисления до некоторого предела.
Результаты лабораторных исследований влияния контаминации нефтяными углеводородами на изменение состава и свойств песков
Для изучения влияния углеводородного загрязнения на изменение состава и свойств песчаных грунтов в лабораторных условиях было подготовлено 7 экспериментальных сред с различным содержанием в воде солярового масла, концентрация которого изменялась от 20 до 100 мг/дм3.
В качестве исходных песчаных разностей был использован песок кварц-полевошпатового состава, добываемый на ряде карьеров Ленинградской области. По гранулометрическому составу исследуемые песчаные разности представляли собой среднезернистые пески, содержание среднезернистой фракции (0,50-0,25 мм) в которых составляло 58%. При отмывании песка в его составе также были обнаружены пылеватые и тонкодисперсные частицы, в том числе и коллоиды. К экспериментальным песчаным разностям в зависимости от моделируемого состава среды добавлялись определенные объемы дистиллированной воды, грунтовые воды, содержащие нефтепродукты в количестве 55 мг/дм3 и воды с соляровым маслом.
Использование солярового масла в качестве углеводородного контаминанта связано с его составом и физико-химическими свойствами. Наличие в составе солярового масла углеводородных фракций с длиной цепи С16-С25 обеспечивает полноту их биохимической деградации в условиях активной микробиологической деятельности (см главу 2, раздел 2), а величина плотности (1 г/см3), вязкости ( 2,5 мм2/с) и др. позволяет равномерно распределиться по всему объему исследуемых песков.
Для усиления биохимической агрессивности среды по отношению к пескам, содержащим воду с соляровым маслом, добавлялась грунтовая вода с нефтепродуктами, а также торф и минеральные удобрения с биогенными элементами.
Насыщение экспериментальных песков водой, отобранной из грунтового водоносного горизонта в разрезе нефтезагрязненной территории промышленного предприятия и содержащей в своем составе до 55 мг/дм3 растворенных НУ, предполагало привнос в песчаные отложения активной микробной деятельности, содержащейся в воде, о чем свидетельствовали высокие значения перманганатной окисляемости (390 мгО/дм3), ХПК (770 мгО/дм3) и БПК5 (310 мгО/дм3).
С этой же целью использовалась добавка верхового торфа, который, как известно, содержит в своем составе достаточно большие количества микробной биомассы (таблица 3.6) и соединений, включающих необходимые для микроорганизмов элементы: C, O, H, N, P, S, К, Mg, Fe, Na, Ca и др. (таблица 3.7) [12,118].
Дополнительный привнос питательных элементов осуществлялся добавлением минеральных удобрений, содержащих азот (N), фосфор (P) и калий (K) в следующих соотношениях 21,8:6,6:17,5 соответственно. Подготовка экспериментальных сред заключалась в полном насыщении среднезернистых песков дистиллированной или нефтезагрязненной водой с добавлением эмульсии с различным содержанием солярового масла, при постоянном содержании торфа и минеральных удобрений (таблица 3.8). После подготовки загрязненные песчаные отложения помещались в закрытые контейнеры и выдерживались в течение 3 месяцев.
Примечание: количество торфа и минеральных удобрений добавлялось исходя из условий, необходимых для оптимального развития микроорганизмов: торфа 5% от массы песка, удобрений исходя из соотношения С:N:P равного 70:5:1 соответственно.
По истечении указанного времени в исследуемых водонасыщенных песках производились определения окислительно-восстановительного (Eh) и кислотно-щелочного потенциала (pH) с использованием ионометра – АНИОН 4110. По результатам замеров Eh, в экспериментальных средах, за исключением первой, содержащей дистиллированную воду, была выявлена восстановительная обстановка (Eh 0 мВ), в то время, как кислотно-щелочные условия по величине pH были различны. Так, в песках, содержащих в своем составе только дистиллированную (среда №1) или грунтовую воду с НУ (среда №2), фиксировались нейтральные (pH=7,0) или слабощелочные условия (pH=7,8), в песчаных отложениях, содержащих соляровое масло (среды №3-7) – слабокислые и кислые (таблица 3.9).
Формирование восстановительной обстановки, характеризующейся практически полным отсутствием свободного и растворенного кислорода за счет процессов окисления органических компонентов приводит к развитию анаэробных форм микроорганизмов, которые могут присутствовать в любых нестерильных средах [49]. По мере увеличения содержания НУ в экспериментальных средах снижается величина pH за счет образования органических кислот, как обязательных компонентов при биохимической деградации нефтяных углеводородов.
Развитие активной микробной деятельности в водонасыщенных нефтезагрязненных песках подтвердилось результатами микробиологических исследований с использованием косвенного метода, основанного на количественном определении микробной массы (ММ) при помощи реактива М. Бредфорда (см. раздел 1 настоящей главы).
Результаты выполненных работ показали, что во всех песках, загрязненных соляровым маслом, фиксируются относительно высокие значения микробной массы, достигающей 130 мкг/г (таблица 3.10).
Существование пика концентрации НУ говорит о том, что имеет место некоторое оптимальное содержание нефтяных углеводородов, при котором происходит наиболее активное развитие микробиологической деятельности, сопровождающейся накоплением микробной массы. Превышение оптимальной концентрации приводит к подавлению микробной деятельности за счет избытка нефтяных углеводородов.
Лабораторные исследования песков, загрязненных соляровым маслом, включали в себя работы по изучению их гранулометрического состава, физических и водных свойств песчаных разностей, которые моделировали грунты, расположенные в зоне аэрации. Известно, что основным фактором преобразования НУ в этой зоне является их окисление кислородом воздуха с незначительным участием микробиологической деятельности, вклад которой несущественен (см. главу 2 раздел 1). В связи с этим, перед началом лабораторных исследований изначально водонасыщенные пески, содержащие в своем составе различное количество солярового масла – от 20 мг/дм3 до 100 мг/дм3, высушивались при комнатной температуре.
Гранулометрический состав воздушно-сухих песков, содержащих соляровое масло, изучался ситовым методом согласно ГОСТ 12536-2014. Сравнительная оценка изменения гранулометрического состава воздушно-сухих нефтезагрязненных песков (без участия деятельности микроорганизмов) показала, что с увеличением содержания солярового масла происходит изменение гранулометрического состава песков за счет агрегирования: среднезернистые (с/з) разности переходят в крупнозернистые (к/з) (рисунок 3.2). Коэффициент неоднородности песков остается практически неизменным (cu =2,5 д.е.), что говорит о сохранении степени однородности песка.
Анализ деформаций резервуаров в условиях контаминации грунтов нефтяными углеводородами
Несколько отличались по грансоставу пески, приуроченные к зоне контакта с моренными отложениями: в них возрастало содержание гравия и резко уменьшалось количество тонкозернистых фракций. По результатам оценки гранулометрического состава пески были классифицированы как разнозернистые.
Несмотря на то, что несущий слой резервуара были представлен разными геолого-генетическими и гранулометрическими типами отложений, деформационная способность грунтов не отличалась изменчивостью: модуль общей деформации варьировал в пределах 14-15 МПа, что обеспечивало равномерность развития небольшой по величине осадки резервуара при относительно невысоком давлении за счет его полного заполнения – 0,12 МПа. После разрушения резервуара в процессе проведения инженерно-геологических исследований был реализован комплекс работ по выявлению причин аварии, в состав которого входили: 1. Инженерно-геологическая оценка изменения состава, состояния и физико-механических свойств грунтов несущего слоя – песков и моренных отложений. 2. Изучение особенностей деградации мазутов в основании резервуара с использованием экстракции полярных (окисленных) и аполярных (неокисленных) мазутов и битумоидов различными растворителями (хлороформом, смесью этанола с бензолом или уксусной кислотой) и последующим проведением ИК-спектроскопии. 3. Оценка активности микробиологической деятельности различных групп микроорганизмов (бактерий) и их численности прямыми и косвенными методами. К первым из них относилось выявление численности различных физиологических групп микроорганизмов, ко вторым – определение величины микробной массы по белку с использованием метода М. Бредфорда. 4. Изучение динамики биохимического газообразования в толще грунтов. 5. Влияние микробной деятельности и газообразования на изменение несущей способности грунтов.
При проведении лабораторных работ по изучению состава, водных и физико-механических свойств песчаных грунтов было выявлено, что пески обладали хорошей водоудерживающей способностью, влажность максимальной молекулярной влагоемкости варьировала в пределах от 0,11 до 0,19 д.е. Была отмечена еще одна характерная особенность – пески медленно подсыхали на воздухе. Поскольку из песков были отобраны пробы нарушенного сложения, судить об их плотности не представлялось возможным. Однако, отдельные определения, выполненные на кафедре ГиИГ Горного университета, позволили оценить коэффициент относительной плотности песков Id в пределах 0,05-0,16, т.е. пески находились в рыхлом состоянии.
Низкая водоотдача, обусловленная значительной водоудерживающей способностью песков, предопределяла их малую степень водопроницаемости. Коэффициент фильтрации песков в верхней части разреза, отобранных в основании безаварийного (2,4-2,6 м) и аварийного резервуаров (2,0-2,3 м) составлял 1,4 и 0,4 м/сут соответственно. Очевидно, что уменьшение более чем в три раза коэффициента фильтрации песков во втором случае вызвано увеличением содержания пылеватой фракции в 2 раза. В свою очередь, пески, отобранные с глубин 3,6-4,2 м, 4,5-4,7 м (безаварийная емкость) и 1,2-1,5 м (аварийная емкость) не фильтровали при проведении опытов в трубке Каменского.
Факты роста гидрофильности песков и резкого снижения их проницаемости не могли быть объяснены только повышением содержания тонкозернистой и пылеватой фракций. Практика изучения водных свойств песков сходного гранулометрического состава и плотности свидетельствовала о том, что подобные разности имеют коэффициент фильтрации в пределах 1-3 м/сут, иногда до 5 м/сут, максимальная молекулярная влагоемкость песков сходного гранулометрического состава обычно не превышает 0,10.
Механические свойства песков, в данном случае их прочность, зависят от плотности сложения, гранулометрического состава и степени водонасыщения. Для песков рыхлого сложения подобного гранулометрического состава в состоянии полного водонасыщения угол внутреннего трения не превышали 10-12 град.
В результате анализа факторов, которые привели к изменению состава и свойств грунтов основания аварийной емкости было установлено, что в процессе эксплуатации резервуара происходили неоднократные утечки мазута, о чем свидетельствовали визуальные наблюдения площадки размещения емкости, зафиксировавшие наличие на поверхности грунтов битумных соединений -продуктов окисления мазута. Для определения содержания битумов в составе песчаных грунтов, залегающих в зоне аварийного резервуара и вне его, был проведен битуминологический анализ, включавший в себя: определение карбонатного и органического углерода (Скарб и Сорг); экстракцию битумоидов и их анализ методом ИК-спектроскопии (ИКС); групповой анализ хлороформенных битумоидов и мазута.
Определение концентрации Скарб и Сорг производилось методом мокрого сжигания по Кноппу. Согласно результатам исследований, карбонатный углерод в отобранных образцах либо отсутствовал, либо содержался в незначительных количествах до 0,05%. Содержание органического углерода в образцах загрязненных песков в несколько раз превышало фоновые значения - 2,95-0,48% против 0,26-0,28% (таблица 4.2). Экстракция битумоидов (подвижной части органического вещества) проводилась последовательно тремя растворителями с повышающейся полярностью: хлороформом, смесью этанола с бензолом (в объемном отношении 1:1), смесью этанола с уксусной кислотой (в объемном соотношении 7:3). Это позволило в растворимой части органического вещества выделить наиболее полярные фракции, в состав которых входят продукты неполного окисления мазута.
Дополнительно хлороформенный (менее полярный) экстракт методом хроматографии на колонке разделялся на составные части: масла, бензольные и спиртобензольные смолы и асфальтены. Соотношение между этими фракциями дало представление о степени окисленности мазута, проникающего в отложения. Результаты экстракции битумоидов показали, что в образцах песков фоновой скважины (вне зоны загрязнения) содержание битумоидов изменялось от 0,188 (0,4 м) до 0,084 (2,0 м), при этом в составе битумоида преобладали полярные фракции (таблица 4.2). Отношение неполярных соединений к полярным – ХБА/(СББ+КЭ), с глубиной возрастало от 0,24 до 0,45 соответственно, т.е. по мере погружения битумоид становился более восстановленным, что соответствовало изменению окислительно-восстановительной обстановки.