Scientific journal
Fundamental research
ISSN 1812-7339
"Перечень" ВАК
ИФ РИНЦ = 1,749

STUDY OF PARTICLES AGGREGATION MECHANISM IN CLAY SOILS HYDROCARBON POLLUTED

Seredin V.V. 1 Yadzinskaya M.R. 1
1 Perm State National Research University
The development and exploitation of oil fields often enough to the earth’s surface oil spills, which applies to both inland and on the surface of the soil mass. As a result of this process in the soil pore solution appears a technological component – oil. The presence of this new component leads to a change in properties of soils, which in turn determine the bearing capacity of the subgrade of existing buildings and structures. Many questions changes in strength properties of soils contaminated with hydrocarbons, have not been studied adequately, and the results are sometimes contradictory. Thus, one of the main factors determining the properties of soils is the size of the structural elements. However, questions of particle aggregation clay soils contaminated with hydrocarbons studied quite poorly. The aim of this work is to study the laws of particle aggregation in clay soils, the pore solution which are hydrocarbons and water.
soils
physical and mechanical properties
engineering geology
microaggregate composition of clays
1. Brakorenko N.N., Emelianova T.Ia. Vliianie nefteproduktov na petrograficheskii sostav i fiziko-mehanicheskie svoistva peschano-glinistykh gruntov (na primere g. Tomska) // Vestneyk Tomskogo gosudarstvennogo universiteta. 2011. no. 342. pp. 197 200.
2. Kazennikov A.P. Issledovanie fiziko-mehanicheskikh svoistv gruntov, zagriaznennykh nefteproduktami // Materialy Mezhdunarodnoi nauchno-prakticheskoi konferentcii «Rol melioratcii v obespechenii prodovolstvennoi i ekologicheskoi bezopasnosti Rossii». M.: MGUP, 2009.
3. Leibovich L.O., Seredin V.V., Pushkareva M.V., Chirkova A.A., Kopylov I.S. Ekologicheskaia ocenka territorii mestorozhdenii uglevodorodnogo syria dlia opredeleniia vozmozhnosti razmeshcheniia obektov neftedobychi. Zashchita okruzhaiushchei sredy v neftegazovom komplekse. 2012. no. 12. pp. 13–16.
4. Nefedeva Iu.A. Rol transformatcii neftianogo zagriazneniia v izmenenii svoistv gruntov sloev sezonnogo ottaivaniia i sezonnogo promerzaniia: avtoreferat na soiskanie uchenoi stepeni k.g.-m.n. MGU, 2010.
5. Osipov V.I., Sokolov V.N., Rumiantceva N.A. Mikrostruktura glinistykh porod. M.:Nedra, 1989. 211 p.
6. Seredin V.V. Sanatciia territorii, zagriaznennykh neftiu i nefteproduktami. Geoekologiia, inzhenernaia geologiia, gidrogeologiia, geokriologiia. 2000. no. 6. pp. 525.
7. Seredin V.V., Andrianov A.V. K voprosu o metodike opredeleniia prochnostnykh harakteristik gruntov // Sovremennye problemy nauki i obrazovaniia. 2013. no. 6. pp. 946.
8. Seredin V.V., Kachenov V.I., Siteva O.S., Paglazova D.N. Izuchenie zakonomernostei koaguliatcii glinistykh chastitc. // Fundamentalnye issledovaniia. 2013. no. 10–14. pp. 3189–3193.
9. Seredin V.V., Iadzinskaia M.R. Zakonomernosti izmenenii prochnostnykh svoistv glinistykh gruntov, zagriaznennykh nefteproduktami. Inzhenernaia geologiia. 2014. no. 2. рр. 26–33.
10. Seredin V.V., Andrianov A.V. K voprosu o metodike opredeleniia prochnostnykh harakteristik gruntov. Sovremennye problemy nauki i obrazovaniia. 2013. no. 6. рр. 946.

При разработке и эксплуатации нефтяных месторождений достаточно часто на земную поверхность проливается нефть [3, 6], которая распространяется как по разрезу, так и по площади грунтового массива. В результате этого процесса в поровом растворе грунта появляется техногенная компонента – нефть. Наличие этой новой компоненты ведет к изменению свойств грунтов, которые в свою очередь определяют несущую способность грунтового основания существующих зданий и сооружений.

Исследованиями изменений физико-механических свойств грунтов при загрязнении их нефтью и нефтепродуктами занимались Н.Н. Бракоренко и Т.Я. Емельянова, А.П. Казёнников [2], Ю.Н. Копылов, Ю.А. Нефедьева [4], В.В. Середин, М.Р. Ядзинская [9], Л.В. Шевченко, И.В. Ширшова и другие.

Многие вопросы изменения прочностных свойств грунтов, загрязненных углеводородами, изучены не достаточно полно, а результаты иногда противоречивы. Так, одним из основных факторов, определяющих свойства грунтов, является размер структурных элементов. Однако вопросы агрегирования частиц глинистых грунтов, загрязненных углеводородами, изучены достаточно слабо. Поэтому целью данной работы является исследование закономерностей агрегации частиц в глинистых грунтах, поровым раствором которых являются углеводороды и вода.

Материалы и методы исследований

Все лабораторные исследования грунтов проходили на базе лаборатории грунтоведения при Пермском государственном национальном исследовательском университете.

Объект исследований: глина каолинитовая, суглинки и супеси. Для проведения испытаний в качестве поровой жидкости были выбраны вода дистиллированная и масло машинное.

Подготовка образцов производилась следующим образом: в сухой порошкообразный грунт, добавлялась дистиллированная вода (20 %) и масло моторное марки «ЛУКОЙЛ-МОТО 2Т» (МГД-14м) в концентрациях 1,5; 2,5; 4,5 и 10 %. Затем полученная масса помещалась в эксикатор на 1 сутки. Далее определялся гранулометрический и микроагрегатный состав согласно методике ГОСТ 12536-79.

Масло моторное марки «ЛУКОЙЛ-МОТО 2Т» (МГД-14м) имеет следующие физико-химические характеристики:

– вязкость кинематическая при 100 °С – 13,5–15,5 мм2/с;

– индекс вязкости – 90;

– температура вспышки в открытом тигле – 215 °С;

– температура застывания – минус 15 °С;

– общая щелочность – 2,0 мг КОН/1 г;

– массовая доля сульфатной золы – 0,25 % масс;

– моющие свойства по ПЗВ – 0,5 баллов.

Результаты исследований приведены в табл. 1–3.

Таблица 1

Изменение микроагрегатного состава глины при загрязнении ее маслом моторным

Степень нефтяного загрязения, %

Содержание микроагрегатов в каждой фракции, %

Песок

Итого песчаной фракции

Пыль

Итого пылеватой фракции

Глина

1–0,5

0,5–0,25

0,25–0,1

0,1–0,05

0,05–0,01

0,01–0,005

< 0,005

0,0

0,05

0,50

1,40

0,01

1,96

39,22

9,81

49,02

49,02

1,5

0,05

0,20

1,50

0,02

1,77

49,12

9,82

58,95

39,28

2,5

0,05

0,30

2,00

0,40

2,75

58,59

29,30

87,89

9,36

4,5

0,10

0,45

1,65

0,00

2,20

19,56

39,12

58,68

39,12

10,0

0,10

0,40

1,50

0,02

2,02

29,40

19,60

49,00

48,98

Таблица 2

Изменение микроагрегатного состава суглинка при загрязнении его маслом моторным

Степень нефтяного загрязнения, %

Содержание микроагрегатов в каждой фракции, %

Песок

Итого песчаной фракции

Пыль

Итого пыле-ватой фракции

Глина

1–0,5

0,5–0,25

0,25–0,1

0,1–0,05

0,05–0,01

0,01–0,005

<0,005

0,0

1,13

4,76

11,53

0,01

17,44

16,51

43,03

49,54

33,02

1,5

2,43

6,80

5,76

0,01

15,04

22,66

22,66

45,32

39,64

2,5

2,66

11,06

16,13

0,03

29,90

42,08

40,00

42,08

28,02

4,5

1,56

5,63

6,83

0,01

14,04

40,12

11,46

51,58

34,38

10,0

2,90

6,40

6,23

0,01

15,54

39,42

5,63

45,05

39,41

Таблица 3

Изменение микроагрегатного состава супеси при загрязнении ее маслом моторным

Степень нефтяного загрязнения, %

Содержание микроагрегатов в каждой фракции, %

Песок

Итого песчаной фракции

Пыль

Итого пыле-ватой фракции

Глина

1–0,5

0,5–0,25

0,25–0,1

0,1–0,05

0,05–0,01

0,01–0,005

<0,005

0,0

0,675

9,825

24,05

0,01

34,56

52,36

6,54

58,90

6,54

1,5

0,675

7,5

19,325

0,02

27,52

47,13

18,13

65,25

7,23

2,5

16,875

9,4

21,125

0,01

47,41

21,04

23,67

44,71

7,88

4,5

25,95

0,45

9,4

0,00

35,80

6,42

54,57

60,99

3,21

10,0

11,05

7,275

13,9

0,02

32,25

44,05

16,94

61,00

6,76

Результаты исследований и их обсуждение

На рис. 1 приведен график изменения микроагрегатного состава глины при загрязнении ее маслом моторным. Из рис. 1 видно, что при увеличении в поровой жидкости грунта масла моторного (УВ) до 2,5 % наблюдается уменьшение содержания глинистой фракции. Это можно объяснить коагуляцией глинистых частиц, при увеличении же содержания УВ в грунте более 2,5 % содержание глинистой фракции увеличивается, что обусловлено, вероятно, процессом диспергации.

Изменение содержания в глинах пылеватой фракции не связано с процессами диспергации и агрегации, а обусловлено изменением содержания в грунтах глинистой фракции. Так, при концентрации УВ в глинах до 2,5 % содержание глинистой фракции в грунте падает на 39,66 % (от 49,02 до 9,36 %), а пылеватой соответственно возрастает на 38,87 % (от 49,02 до 87,89 %). Содержание песчаной фракции не изменяется. Таким образом, при загрязнении глин углеводородами процессам диспергации и агрегации подвержена в основном глинистая фракция.

pic_67.tif

Рис. 1. Изменение микроагрегатного состава глин при загрязнении их маслом моторным.

На рис. 2 представлены данные по изменению микроагрегатного состава суглинка при загрязнении его маслом моторным. Из рис. 2 видно, что при увеличении масла моторного (УВ) до 2,5 % в поровой жидкости грунта наблюдается коагуляция частиц глинистой и пылеватой фракций, при увеличении же содержания УВ более 2,5 %, наоборот, протекает процесс диспергации, о чем свидетельствует изменение содержания этих фракций в грунтах.

pic_68.tif pic_69.tif

Рис. 2. Изменение микроагрегатного состава слева – суглинка, справа – супеси при загрязнении маслом моторным

Изменение содержания песчаной фракции обусловлено изменениями содержания глинистой и пылеватой фракций. Так, при концентрации УВ в суглинках до 2,5 % содержание глинистой и пылеватой фракций в грунте снижается на 12,46 %, а песчаной соответственно возрастает также на 12,46 %. Таким образом, при загрязнении суглинков углеводородами процессами диспергации и агрегации затронуты в основном глинистая и пылеватая фракции.

Из рис. 2 видно, что при увеличении масла моторного (УВ) до 2,5 % наблюдается коагуляция частиц пылеватой фракций, при увеличении же содержания УВ более 2,5 %, наоборот, протекает процесс диспергации, о чем свидетельствует изменение содержания этой фракции в грунтах.

Изменение содержания в супесях песчаной фракции обусловлено изменением содержания в грунтах пылеватой фракции. Так при концентрации УВ в супесях до 2,5 % содержание пылеватой фракции падает на 14,20 % , а песчаной соответственно возрастает на 12,85 %. Содержание глинистой фракции изменяется незначительно, на 1,30 %. Таким образом, при загрязнении супеси углеводородами процессам диспергации и агрегации подвержена в основном пылеватая фракция.

В табл. 4 приведены данные по влиянию углеводородов на агрегированность частиц в грунтах. Из табл. 4 видно, что в глинах агрегированию подвержена в основном глинистая фракция, в суглинках глинистая и пылеватая, а в супесях пылеватая. При этом наиболее интенсивно процессы агрегации протекают в глинах. Это обусловлено, вероятно, величиной энергий на поверхности частиц, глины имеют наибольшую энергию по сравнению с суглинками и супесями.

Таблица 4

Степень агрегации частиц

Номенклатура грунта

Глина

Суглинок

Супесь

Фракция

глинистая

пылеватая

глинистая

пылеватая

глинистая

пылеватая

Степень агрегации, %

39,60

5,02

7,50

1,20

14,20

Изменение агрегатного состава грунтов влечет за собой изменение их свойств. Таким образом, при загрязнении грунтов углеводородами следует ожидать наибольшего изменения физико-механических свойств в глинах.

Механизм агрегации и диспергации частиц глинистых грунтов

Поровая жидкость – электролит и углеводороды. Механизм агрегации основан на электростатическом взаимодействии между частицами. Процесс агрегации протекает следующим образом. На поверхности глинистой частицы (коллоида) формируется некомпенсированный отрицательный заряд. При увлажнении глины до максимальной гигроскопической влажности вокруг частицы формируется слой прочносвязанной воды.

Этот слой компенсирует часть отрицательного заряда частицы, поэтому его поверхность также заряжена отрицательно. При добавлении в грунт углеводородов в поровом растворе породы активизируются природные (биогенные) поверхностно активные вещества (ПАВ) и техногенные (ПАВ масла машинного). Молекула ПАВ состоит из полярной (голова) и неполярной (хвост) частей. Полярная часть молекулы гидрофильная, а неполярная гидрофобная и представлена углеводородными соединениями. ПАВ, как и все вещества в зависимости от способности к диссоциации, делятся на электролиты (ионогенные ПАВ) и неэлектролиты (неионогенные ПАВ). Ионогенные ПАВ подразделяются на катионоактивные, анионоактивные и амфотерные. Отсюда полярная часть молекулы может быть заряжена как положительно, так и отрицательно.

В водной среде молекула ПАВ ориентируется таким образом, что гидрофобная часть стремится расположиться вне водной фазы (в углеводородах), а полярные части (голова) обращены в сторону водной среды.

Таким образом, поверхности «капли» УВ со слоем ПАВ и минеральной глинистой частицы имеют некомпенсированные заряды как отрицательные, так и положительные. Поэтому при незначительном содержании УВ в грунтах (до пороговых, равных 2,5 %), молекула ПАВ с положительно заряженной «головой» компенсирует заряд глинистой частицы, и при полной компенсации энергии происходит слипание частиц грунта, то есть грунт агрегирует (рис. 3).

При увеличении УВ в поровом растворе глин выше пороговых значений (больше 2,5 %) включаются в работу ПАВ, имеющие отрицательный заряд «головы». Они нейтрализуют положительный заряд «голов» ПАВ, окружающих глинистую частицу. После чего на поверхности глинистой частицы вновь появляется отрицательный заряд, что влечет за собой диспергацию частиц.

Выводы

1. Экспериментально установлено, при загрязнении глинистых грунтов (глин, суглинка и супеси) маслом машинным до 2,5 % в них протекают процессы коагуляции, а при увеличении загрязнения – диспергации.

pic_70.tif

Рис. 3. Механизм коагуляции частиц в глинистых грунтах, поровым раствором которых являются углеводороды и вода.

2. Наиболее интенсивно процессы агрегации протекают в глинах, поэтому при загрязнении глин углеводородами следует ожидать в них значительных изменений физико-механических свойств.

3. В грунтах, загрязненных углеводородами, агрегация частиц связана, вероятно, с наличием поверхностно-активных веществ в поровом растворе, которые влияют на энергию поверхности частиц, а она (величина энергии) в свою очередь определяет процессы коагуляции и диспергации.

Рецензенты:

Ибламинов Р.Г., д.г.-м.н., заведующий кафедрой минералогии и петрографии Пермского государственного национального исследовательского университета, г. Пермь;

Осовецкий Б.М., д.г.-м.н., профессор, заслуженный деятель науки РФ, профессор кафедры минералогии и петрографии Пермского государственного национального исследовательского университета, г. Пермь.

Работа поступила в редакцию 28.07.2014.