CC BY
23
УДК 628.543.5.665
Р. Ф. Альтапова, З. Т. Санатуллова, И. Г. Шайхиев
УДАЛЕНИЕ НЕФТЯНЫХ ПЛЕНОК С ВОДНОЙ ПОВЕРХНОСТИ ОТХОДОМ ВАЛЯЛЬНО-ВОЙЛОЧНОГО ПРОИЗВОДСТВА (УГАРОМ), ОБРАБОТАННЫМ КРЕМНИЙОРГАНИЧЕСКИМИ ЖИДКОСТЯМИ
Ключевые слова: отход валяльно-войлочного производства, кремнийорганические жидкости, обработка, нефть, водная
поверхность, удаление.
Исследовано влияние обработки отхода валяльно-войлочного производства (угара) водными эмульсиями кремнийорганическими жидкостями (метилсиликонаты натрия (ГКЖ-11Н) и калия (ГКЖ-11К)) на нефтеемкость и водопоглощение. Найдено, что модификация угара силоксановыми жидкостями способствует увеличению максимальной нефтеемкости и уменьшению максимального водопоглощения. При сорбции нефтяных пленок с водной поверхности обработка сорбционного материала метилсиликонатами натрия и калия способствует уменьшению водопоглощения и увеличению нефтепоглощения. Наилучшие результаты достигаются при модификации угара 5 %-ной эмульсией метилсиликоната калия.
Key words: waste of walk-mill production, organosilicon fluids, treatment, oil, water surface, disposal.
The treatment effect of waste of the walk-mill industry (ugar) by aqueous emulsions of organosilicon fluids (sodium methyl silicates (HSL-11N) and potassium (HSL-11K)) on oil capacity and water absorption was investigated. It is found that the modification of the ugar by siloxane fluids helps to increase the maximal oil capacity and to decrease the maximal water absorption. When sorption of oil scums from the water surface, treatment of the sorption material by methyl siliconates of sodium and potassium promotes for decreasing of water absorption and increasing of oil absorption. The best results are achieved when the ugar is modified with a 5% emulsion of methyl siliconate potassium.
Проблема локализации и ликвидации разливов нефти и продуктов ее переработки является актуальнейшей задачей охраны окружающей среды. Особенно важна названная проблема для водной поверхности, т.к. разлитая нефть и нефтепродукты, нерастворимые в воде, способны распространяться по водной поверхности на большой площади. Известно, что 1 т сырой нефти способна покрыть пленкой 12 км2 поверхности воды и сделать непригодной для употребления несколько сотен миллионов кубометров воды [1].
Для локализации нефтяных разливов применяют различные методы, причем сорбционный способ очистки водной акватории является наиболее распространенным. В качестве нефтесорбентов используется в настоящее время более 200 коммерческих реагентов и композиций, изготовленных из органических и неорганических соединений, искусственного и природного происхождения. Последние имеют преимущества перед остальными нефетесорбентами,
обусловленные низкой себестоимостью, большими объемами образования и широтой распространения.
В последнее время появилось большое количество работ, посвященных использованию в качестве сорбентов нефти и нефтепродуктов целлюлозосодержащих отходов от переработки сельскохозяйственной продукции и древесной биомассы. В качестве последних исследовались, в частности, льняная костра [2-6], плодовые оболочки зерен риса [7-10], гречихи [11-15], пшеницы [16-18], ячменя [17, 19-22], овса [23-25], солома зерновых культур [26-35], жом сахарной свеклы [36-38] и другие отходы от переработки
сельскохозяйственного сырья. Также исследовано использование в качестве сорбентов нефтепродуктов опилок деревьев различных пород
[39-45], палой листвы [46-49] и иголок хвойных деревьев [50]. В качестве недостатков всех перечисленных сорбционных материалов следует отметить невысокие сорбционные характеристики по нефтепродуктам по сравнению с промышленными нефтесорбентами и большуя степень водопоглощения, что еще больше снижает показатели нефтепоглощения при удалении нефтяной пленки с водной поверхности.
Гораздо большие значения нефте- и маслопоглощения имеют волокнистые сорбционные материалы. Показана возможность использования в качестве сорбционного материала для извлечения нефти волокнистой биомассы плодов дерева Sumauma [51-55] и кератинсодержащих отходов птицеводства - перьев и пуха [56-59], а также от переработки шерсти. Так, проведенными экспериментами определено, что отходы валяльно-войлочного производства, так называемые «угар» [60-64] и «кноп» [2, 65-67], имеют максимальную нефте- и маслоемкость от 12 г/г до 22 г/г, что существенно выше такового показателя, достигнутого для целлюлозосодержащих отходов. Однако, кератинсодержащие отходы имеют тот же недостаток, что и целлюлозосодержащие отходы от переработки древесной биомассы и сельхозпродукции - высокое водопоглощение, существенно снижающее нефтепоглощение при сорбции нефти и масел с водной поверхности.
Блокировать адсорбционные центры при сорбции воды возможно, если обработать сорбент, в частности, кремнийорганическими соединениями. Эти соединения являются поверхностно-активными, состоящими из полярных силоксановых группировок Si-O и неполярных углеводородных радикалов. Адсорбируясь на поверхности гидрофильного твердого тела, молекулы
кремнийорганических соединений обращаются к нему полярными группами и фиксируются за счет химического взаимодействия с полярными группами адсорбента. Гидрофобные
углеводородные радикалы при этом ориентируются в сторону, противоположную поверхности сорбента. Благодаря этому, поверхность ранее гидрофильного сорбционного материала становится более гидрофобной и тем больше, чем выше концентрация адсорбированного вещества. При этом ориентационный эффект радикалов проявляется только в очень тонких пленках и, в значительной мере, теряется в пленках толщиной более 100 мкм, что сказывается на степени гидрофобизации. При низкой концентрации гидрофобизатора в гидрофобизирующем растворе количество его может оказаться недостаточным для покрытия всей поверхности сорбента. В результате этого, на поверхности сохраняются гидрофильные участки. На степень заполнения поверхности материала гидрофобным мономерным слоем влияет эффект смачиваемости поверхности гидрофобизирующей жидкостью.
Необходимо подбирать оптимальные
концентрации гидрофобизатора, где эффективность обработки сорбента оценивалась по степени влагоемкости и удерживающей способности сорбента по нефтепродуктам. В частности, ранее показано влияние кремнийорганических жидкостей на увеличение нефтеемкости сорбционных материалов на основе шлама химводоподготовки [68-70].
В связи с вышеизложенным, исследовалось влияние кремнийорганических соединений на эффективность удаления нефти и водопоглощение при использовании в качестве сорбционного материала угара - отхода от переработки шерсти. Последний представляет собой смесь волосков шерсти и репейных остатков и образуется в процессе вычесывания шерсти. Представленный на испытания образец угара с ОАО «Кукморский валяльно-войлочный комбинат» содержал в своем составе 54 % шерстяных волос и 46 % репейника.
В качестве гидрофобизаторов выбраны метилсиликонат натрия (ГКЖ-11Н) и метилсиликонат калия (ГКЖ-11К). Модификация сорбционного материала проводилась в водных эмульсиях кремнийорганических жидкостей с концентрацией последних 1-10 %. Навески угара массой по 5 г помещалась в химические стаканы емкостью 250 см3, в которые наливалось по 200 см3 соответствующих водных растворов
кремнийорганических жидкостей названных концентраций и тщательно перешивалась с помощью перемешивающего устройства в течении 2 часов при комнатной температуре. По окончании указанного промежутка времени, сорбционный материал отделялся от раствора через фильтровальную бумагу и высушивался при комнатной температуре в течение 24 ч до достижения постоянной массы.
Методом ИК-спектроскопии проведены исследования исходного и обработанного
кремнийорганическими жидкостями угара с целью выявления изменения химической структуры поверхности последнего. Изменение картины ИК-спектров исходного угара и образцов последнего, обработанных растворами кремнийорганических жидкостей в различных концентрациях, свидетельствуют о том, что гидрофобизирующие жидкости распределились на поверхности сорбционного материала. Подтверждением является появление в ИК-спектрах модифицированных образцов угара специфических полос поглощения, соответствующих колебаниям Si-O (1030-1090 см-1) и Si-CH3 (1240-1275 см-1) группировок.
В последующем, определялись значения максимальной нефтеемкости и водопоглощения модифицированных образцов угара. В качестве сорбата использовались нефти карбонового и девонских отложений Тумутукского
месторождения, добытые НГДУ «Азнакаевскнефть» (Республика Татарстан), с показателями, приведенными в таблице 1.
Таблица 1 - Показатели качества нефтей Тумутукского месторождения
№ Наименование Нефть
показателя девонского отложения карбонового отложения
1 Плотность нефти при 15 °С, кг/м3 899,9 912,4
2 Плотность нефти при 20 °С, кг/м3 896,3 909,0
3 Массовая доля механических примесей, % 0,0046 0,0046
4 Массовая доля воды, % 0,06 0,06
5 Массовая доля серы, % 1,84 3,38
6 Массовая доля сероводорода, млн-1 (РРт) менее 2 81,0
7 Давление насыщенных паров, кПа (мм. рт. ст.) 55,8 (419) 34,5 (259)
Затем у модифицированных образцов угара определялись значения максимальной нефтеемкости в статических и динамических условиях, а также максимальное водопоглощение. Данные
представлены в таблице 2.
На основании полученных данных можно сделать вывод, что наибольшие значения нефтеемкости, определенных в статических и динамических условиях, достигаются при обработке угара 3 и 5 %-ми растворами кремнийорганических жидкостей. Следует отметить, что значения нефтеемкости образцов угара, обработанных ГКЖ-11К, больше чем у образцов сорбционного материала, модифицированных ГКЖ-11Н.
Анализируя полученные данные, выявлено, что наименьшие значения водопоглощения также имеют образцы угара, обработанные 3-5%-ми растворами кремнийорганических жидкостей.
Таблица 2 - Значения максимальной нефтеемкости обработанного кремнийорганичес-кими жидкостями угара
Конц-я р-ра ГКЖ, % Макс. нефтеемкость, г/г Макс. водопогло-щение, г/г
Статические условия Динамические условия Статические условия
Гидрофобизатор - ГКЖ-11Н
1 19,57718,99" 10,24/9,01 2,40
3 21,86/21,00 11,08/10,12 2,31
5 22,28/21,15 11,82/10,72 2,28
10 18,12/17,84 8,58/8,14 2,45
Гидрофобизатор - ГКЖ-11К
1 20,65/19,74 11,14/10,23 2,18
3 22,75/21,70 12,17/11,31 2,03
5 23,19/22,02 12,73/11,62 1,99
10 19,01/18,78 9,49/9,09 2,25
Исх. угар 16,13/15,26 8,16/7,51 4,35
Примечание: * - для нефти карбоновых отложений; ** -для нефти девонских отложений
Следующий этап экспериментальной работы заключался в исследовании удаления нефти с
водной поверхности в статических условиях, имитирующих разлив нефти. Предварительно взвешенное круглое латунное сито помещалось в чашки Петри и наливалось 50 см3 воды. Затем на водную поверхность, для имитации нефтяного загрязнения, приливалось 3 см3 нефти. Масса карбоновой нефти составила 2,727 гр., девонской нефти - 2,688 гр. Исследуемый сорбционный материал массой 1 г наносился на поверхность загрязненной нефтью воды. Через 60 минут с помощью сита образец сорбционного материала вынимался и взвешивался после стекания избыточного количества поглощенной нефти и воды на аналитических весах. Остаточная концентрация нефти в воде определялась методом экстракции. Для этого в делительную воронку сливалось оставшееся количество нефтезагрязненной воды и добавлялось 6 мл четыреххлористого углерода. Далее воронку с пробой интенсивно встряхивали в течение 30 секунд и давали отстояться 3 мин. В результате образовалось 2 слоя: верхний - вода и нижний -нефть с СС14. Нижний слой сливался в предварительно взвешенный тигель и последний ставился на плитку для испарения СС14. Далее тигель с оставшейся нефтью взвешивался на аналитических весах. По разнице масс определялось остаточное содержание нефти в воде, а затем расчетным методом и количество сорбированной воды. Полученные данные приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Значения нефте- и водопоглощения для образцов угара, обработанных силоксановыми жидкостями в экспериментах с карбоновой и девонской нефтями
Концентрация Суммарное Нефтепогло- Водопоглоще- Степень Изменение
раствора, % поглощение щение, г/г ние, г/г удаления водопогло-
нефти и воды, г/г нефти, % щения, %
Гидрофобизатор - ГКЖ-11Н
1 4,66*/4,56** 2,63/ 2,51 2,03/2,05 96,44/93,38 -39,4/-40,01
3 4,57/4,47 2,67/ 2,52 1,90/1,95 97,91/93,75 -43,3/-42,98
5 4,57/4,44 2,68/ 2,52 1,89/1,92 98,28/93,75 -43,6/-43,86
10 4,65/4,53 2,61/2,50 2,04/ 2,03 95,91/93,01 -39,1/-40,64
Исх. угар 5,62/5,61 2,27/2,19 3,35/3,42 83,24/81,47
Гидрофобизатор - ГКЖ-11К
1 4,68/4,54 2,66/2,52 2,02/2,02 97,54/93,75 -37,46/-37,27
3 4,58/4,46 2,69/2,53 1,89/1,93 98,64/94,12 - 41,49/-40,06
5 4,57/4,44 2,70/2,53 1,87/1,91 99,01/94,128 - 42,11/-40,68
10 4,66/4,52 2,65/2,51 2,01/2,01 97,18/93,3 -37,77/-37,58
Исх. угар 5,50/5,41 2,27/2,19 3,23/3,22 83,24/81,47
Примечание: * - для нефти карбонового отложений; ** - для нефти девонского отложений
Значения нефте- и водопоглощения модифицированных образцов угара по отношению к карбоновой и девонской нефти показали, что наибольшей степенью очистки от нефти и гидрофобностью обладают образцы, обработанные 3-5 %-ными кремнийорганическими растворами.
Ввиду того, что степень удаления нефти исследуемыми реагентами достаточно высока, в дальнейшем объем нефти увеличили до 5 и 7 см3 на 50 см3 воды и исследовали действие образцов угара, обработанных гидрофобными жидкостями в
различных концентрациях. Методика проведения эксперимента соответствовала описанной ранее. Результаты эксперимента с 5 и 7 см3 девонской и карбоновой нефтью представлены в таблице 4.
Из данных, приведенных в таблице 4, очевидно, что обработка угара эмульсиями, содержащими кремнийорганические жидкости в различных концентрациях, способствует уменьшению значения водопоглощения по сравнению с
немодифицированным угаром. Как видно из приведенных в таблицах 3 и 4 данных, наибольшая
степень очистки от карбоновой и девонской нефти и использовании образца угара, обработанного 5 %-
наименьшее водопоглощение наблюдается при ным раствором метилсиликоната калия.
Таблица 4 - Значения нефте- и водопоглощения для образцов угара, обработанных силоксановыми жидкостями, в экспериментах с нефтями (количество нефти 5 и 7 см3 на 50 см3)
Концентра-ция раствора, % Суммарное поглощение нефти и воды, г/г Нефтепогло-щение, г/г Водопогло-щение, г/г Степень удаления нефти, % Изменение водопог-лощения, %
Гидрофобизатор - ГКЖ-11Н
Объем нефти на поверхности воды 5 см3 карбон -4,545 г, девон - 4,48 г
i 7,19*/7,38** 4,33/4,17 2,86/3,18 9S,27/93,08 -18,7S/-20,70
3 7,1S/7,38 4,34/4,19 2,81/3,17 9S,49/93,S3 -20,17/20,9S
S 7,16/7,36 4,36/4,21 2,80/3,1S 9S,93/93,97 -20,4S/-21,4S
10 7,19/7,38 4,31/4,21 2,88/3,20 94,83/93,97 -18,18/-20,20
Угар 7,74/8,18 4,22/4,19 3^2/ 4,01 92^/93^3
Объем нефти на поверхности воды 7 см3 карбон - 6,363 г, девон - 6,272 г
i 8,04/7,99 6,19/S,9S 1,8S/2,04 97,28/94,87 -39,34/-34,61
3 8,03/7,98 6,23^,97 1,80/2,01 97,91/9S,18 -40,98/-3S,S8
S 8,04/7,98 6,23^,98 1,81/2,00 97,91/9S,34 -40,6S/-3S,90
10 8,0S/8,00 6,18^,94 1,87/2,06 97,12/94,71 -38,68/-33,97
Угар 8,97/8,97 S,92/S,8S 3,0S/3,12 93,04/93,27
Гидрофобизатор - ГКЖ-11К
Объем нефти на поверхности воды 5 см3 карбон - 4,545 г, девон - 4,48 г
i 7,17/7,21 4,34/4,20 2,83/3,01 9S,49/93,7S -19,60/-7,38
3 7,1S/7,19 4,36/4,22 2,79/2,97 9S,93/94,20 -20,74/-8,62
S 7,14/7,1S 4,37/4,22 2,77/2,93 96,^/94,20 -21,31/-9,8S
10 7,18/7,08 4,33/4,18 2,8S/2,90 9S,27/93,30 -19,03/-10,77
Угар 7,74/7,42 4,22/4,17 3,S2/3,2S 92,8S/93,08
Объем нефти на поверхности воды 7 см3 карбон - 6,363 г, девон - 6,272 г
i 8,04/7,98 6,22^,96 1,82/3,12 99,S2/9S,03 -40,33/-3S,26
3 8,04/7,97 6,24^,98 1,80/2,02 99,84/9S,34 -40,98/-36,22
S 8,03/7,98 6,24/6,00 1,79/1,98 99,84/9S,66 -41,31/-36,S4
10 8,0S/7,99 6,21/S,9S 1,84/2,04 99,36/94,87 -39,67/-34,62
Угар 8,97/8,97 S,92/S,8S 3,0S/3,12 94,72/93,27
Примечание: * - для нефти карбонового отложений; ** - для нефти девонского отложений
Таким образом, показана возможность увеличения максимальной нефтеемкости и нефтепоглощения, а также снижения водопоглощения комбинированного целлюлозо- и кератинсодержащего сорбционного материала, образующегося в производстве валяльно-войлочных изделий, обработкой кремнийсодержащими жидкостями с различным содержанием последних в водной эмульсии. Определено, что наилучшие сорбционные характеристики наблюдаются при удалении нефтяных пленок с водной поверхности в результате обработки угара 5 %-ной эмульсией метилсиликоната калия (ГКЖ-11К).
Литература
1. А.А. Мухутдинов, Н.И. Борознов, Б.Г. Петров, Т.З. Мухутдинова, Д.К. Шаяхметов, Основы и менеджмент промышленной экологии, Магариф, Казань, 1998. 404 с.
2. И.Г. Шайхиев, дисс. ... д.т.н., КГТУ, Казань, 2011. 357 с.
3. И.Г. Шайхиев, Э.М. Хасаншина, И.Ш. Абдуллин, С.В. Степанова, Вестник Казанского технологического университета, 8, 16S-171 (2011).
4. И.Г. Шайхиев, Р.Х. Низамов, С.В. Степанова, С.В. Фридланд, Вестник Башкирского университета, 15, 2, 304-306 (2010).
5. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, С.В. Фридланд, Э.М. Хасаншина, Вестник Башкирского университета, 15, 3, 607-609 (2010).
6. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, Э.М. Хасаншина, И.Ш. Абдуллин, Вестник Башкирского университета, 15, 3, 610-614 (2010).
7. Л. А. Земнухова, Е. Д. Шкорина, И. А. Филиппова, Химия растительного сырья, 2, S1-S4 (200S).
8. N. Ali, M. El-Harbawi, A.A. Jabal, C-Y. Yin, Environmental Technology, 33, 4, 481-486 (2012).
9. N.E. Thompson, G.C. Emmanuel, K.J. Adagadzu, N.B. Yusuf, Archives of Applied Science Research, 2, S, 142-1S1 (2010).
10. E. Khan, W. Virojnagud, T. Ratpukdi, Chemosphere, 57, 7, 681-689 (2004).
11. Н.В. Громыко, Э.Т. Ямансарова, Электронный периодический научный журнал «SCI-ARTICLE.RU», 27, 52-56 (2015).
12. Э.Т. Ямансарова, Н.В. Громыко, Д.Н. Хасанова, М.И. Абдуллин, Научный журнал НИУ ИТМО Экономика и экологический менеджмент, 1, 265-269 (2015).
13. Е.Д. Шкорина, автореферат дисс..... к.х.н.,
Владивосток, 2007. 24 с.
14. Н.В. Морозов, Л.З. Хуснетдинова, Филология и культура, 4(22), 82-86 (2010).
15. Л.З. Хуснетдинова, дисс. ... к.б.н., Казань, 2012, 142 с.
16. Н.А. Собгайда, Л.Н. Ольшанская, К.Н. Кутукова, Ю.А. Макарова, Экология и промышленность России, 1,36-38 (2009).
17. И.Г. Шайхиев, О.А. Кондаленко, С.М. Трушков, Экспозиция Нефть Газ, 10, 46-50 (2010).
18. С.М. Трушков, С.В. Степанова, И.Г. Шайхиев, И.Ш. Абдуллин, Экспозиция Нефть Газ, 4, 56-59 (2012).
19. О.А. Гальблауб, дисс. ... к.т.н., Казань, КГТУ, 2013. 125 с.
20. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, О.А. Кондаленко, И.Ш. Абдуллин, Вестник Казанского технологического университета, 15, 244-250 (2011).
21. О.А. Кондаленко, С.В. Степанова, И.Г. Шайхиев, И.Ш. Абдуллин, Безопасность в техносфере, 6, 57-62 (2012).
22. О.А. Кондаленко, С.В. Степанова, И.Г. Шайхиев, Международный научно-исследовательский журнал, 31 (10), 41-42 (2013).
23. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, В.В. Доможиров, И.Ш. Абдуллин, Вестник Казанского технологического университета, 12, 110-117 (2011).
24. С.В. Степанова, В.В. Доможиров, И.Г. Шайхиев, Вестник Казанского технологического университета,
17, 8, 228-231 (2014).
25. С.В. Степанова, В.В. Доможиров, И.Г. Шайхиев, И.Ш. Абдуллин, Технологии техносферной безопасности, 3(43), 19 (2012).
26. С.Ф. Якубовский, Ю.А. Булавка, Е.И. Майорова, Сборник статей по материалам IV Всероссийской научно-практической конференции с международным участием «Проблемы обеспечения безопасности при ликвидации последствий чрезвычайных ситуаций», Воронеж, 2015, ч. 1, с. 467-471.
27. Н.М. Привалова, М.В. Двадненко, А.А. Некрасова,
0.С. Попова, Д.М. Привалов, Научный журнал КубГАУ, 113(09), 1-9 (2015).
28. А.Н. Романов, М.В. Куликова, Ползуновский вестник,
1, 289-292 (2013).
29. M. Husseien, A. A. Amer, A. El-Maghraby, N. A.Taha, Internatiomal Journal of Environmental Science and Technology, 6, 1, 123-130 (2009).
30. S. Ibrahim, H.-M. Ang, S. Wang, Bioresource Technology, 100, 5744-5749 (2009).
31. S. Ibrahim, S. Wang, H.-M. Ang, Biochemical Engineering Journal, 49, 78-83, (2010)
32. X.-F. Sun, R.-C. Sun, J.-X. Sun, Journal of Agricultural and Food Chemistry, 50, 22, 6428-6433 (2002).
33. X.-F. Sun, R.-C. Sun, J.-X. Sun, Q.-K. Zhu, Comptes Rendus Chimie, 7, 2, 125-134 (2004).
34. R. Wahi, L.A. Chuah, T.S.Y. Choong, Z. Ngaini, M.M. Nourouzi, Separation and Purification Technology, 113, 51-63 (2013).
35. E. Witka-Jezewska, J. Hupka, P. Pieni^zek, Spill Science & Technology Bulletin, 8, 5-6, 561-564 (2003).
36. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, К.И. Шайхиев, А.И. Мавлетбаева, Вестник технологического университета,
18, 13, 246-248 (2015).
37. И.Г. Шайхиев, К.И. Шайхиева, А.И. Мавлетбаева, Вестник технологического университета, 18, 14, 236237 (2015).
38. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, К.И. Шайхиев, А.И. Мавлетбаева, Вестник технологического университета,
18, 17, 258-261 (2015).
39. А.В. Буланова, И.В. Грецкова, О.В. Муратова, Вестник СамГУ — Естественнонаучная серия, 3(37), 150-158 (2005).
40. Е.В. Веприкова, Е.А. Терещенко, М.Л. Щипко, Б.Н. Кузнецов, Экология и промышленность России, 6, 16-20 (2011).
41. Н.А. Филина, С.Я. Алибеков, Экология и промышленность России, 4, 56-58 (2012).
42. Т.Р. Денисова, И.Г. Шайхиев, И.Я. Сиппель, Вестник технологического университета, 18, 17, 233-236 (2015).
43. Т.Р. Денисова, И.Г. Шайхиев, И.Я. Сиппель, Н.П. Кузнецова, А.Ю. Мубаракшина, Вестник технологического университета, 18, 20, 275-277 (2015).
44. Т.Р. Денисова, И.Г. Шайхиев, Г.В. Маврин, И.Я. Сиппель, А. Ю. Мубаракшина, Вестник технологического университета, 20, 3, 156-159 (2017).
45. А.А. Пашаян, А.В. Нестеров, Вестник технологического университета, 20, 9, 144-147 (2017).
46. А.А. Алексеева, С.В. Степанова, Вестник Казанского технологического университета, 17, 22, 304-306 (2014).
47. А.А. Алексеева, С.В. Степанова, Вода: химия и экология, 4, 87-90 (2015).
48. А.А. Алексеева, С.В. Степанова, Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 7, 9-13 (2015).
49. S.M. Sidik, A.A. Jalil, S. Triwahyono, S.H. Adam, M.A.H. Satar, B.H. Hameed, Chemical Engineering Journal, 203, 9-18 (2012).
50. И.Г. Шайхиев, С.В. Степанова, К.И. Шайхиева, Вестник технологического университета, 20, 3, 183-186 (2017).
51. А. А.-да Консейсао, Н. А. Самойлов, Р. Н. Хлесткин, Башкирский химический журнал, 13, 4, 55-57 (2006).
52. А. А.- да Консейсао, Н. А. Самойлов, Башкирский химический журнал, 14, 4, 62-65 (2007).
53. А.-да Консейсао, Н. А. Самойлов, Р. Н. Хлесткин, Башкирский химический журнал, 13, 4, 76-79 (2006).
54. А.-да Консейсао, Н. А. Самойлов, Р. Н. Хлесткин, Башкирский химический журнал, 13, 4, 65-70 (2006).
55. А.-да Консейсао, Н. А. Самойлов, Р. Н. Хлесткин, Химия и технология топлив и масел, 2, 42-46 (2007).
56. И.Г. Шайхиев, К.И. Шайхиева, Вестник Казанского технологического университета, 18, 5, 216-220 (2015).
57. З.Т. Санатуллова, И.Г. Шайхиев, А.Н. Шмоткина, Журнал экологии и промышленной безопасности, 2, 4146 (2016).
58. И.Г. Шайхиев, А.Н. Шмоткина, З.Т. Санатуллова, Вестник Казанского технологического университета,
19, 14, 180-184 (2016).
59. И.Г. Шайхиев, А.Н. Шмоткина, З.Т. Санатуллова, Вестник Казанского технологического университета,
20, 3, 190-193 (2017).
60. И.Г. Шайхиев, З.Т. Фазуллина, И.Ш. Абдуллин, И.Г. Гафаров, Вестник Казанского технологического университета, 19, 42-48 (2011).
61. И.Г. Шайхиев, З.Т. Фазуллина, И.Ш. Абдуллин, И.Г. Гафаров, Вестник Казанского технологического университета, 15, 4, 126-128 (2012).
62. И.Г. Шайхиев, З.Т. Фазуллина, И.Ш. Абдуллин, И.Г. Гафаров, Вестник Казанского технологического университета, 15, 5, 106-188 (2012).
63. И.Г. Шайхиев, З.Т. Фасхутдинова, И.Ш. Абдуллин, С.В. Свергузова, Вестник Белгородского государственного технологического университета им. В.Г. Шухова, 1, 133-137 (2013).
64. И.Г. Шайхиев, З.Т. Фасхутдинова, И.Ш. Абдуллин, Ю.М. Ханхунов, ВестникВСГУТУ, 6(45), 88-94 (2013).
65. И.Г. Шайхиев, Р.Х. Низамов, И.Ш. Абдуллин, С.В. Фридланд, Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 4, 24-27 (2010).
66. И.Г. Шайхиев, Р.Х. Низамов, С.В. Степанова, Экспозиция Нефть Газ, 4, 11-14 (2010).
67. И.Г Шайхиев, Р.Х. Низамов, А.И. Шмыков, Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе, 3, 9-12 (2008).
68. Л.А. Николаева, М.А. Голубчиков, Вода: химия и экология, 10, 54-57 (2011).
69. Л.А. Николаева, М.А. Голубчиков, Теплоэнергетика, 59, 5, 59-62 (2012).
70. Л.А. Николаева, М.А. Голубчиков, Известия высших учебных заведений. Проблемы энергетики, 3-4, 112-116 (2011).
© Р. Ф. Альтапова - магистр кафедры инженерной экологии Казанского национального исследовательского технологического университета; З. Т. Санатуллова - ассистент той же кафедры; И. Г. Шайхиев - д.т.н., заведующий кафедрой инженерной экологии КНИТУ, E-mail: [email protected], тел. (843)231-40-97.
© R. F. Altapova - Master of the Chair of Engineering Ecology of Kazan National Research Technological University; Z. T. Sanatullova - assistant of the Department of Engineering Ecology of the same university; 1 G. Shaikhiev - Doctor of Engineering Science, Head of the Department of Engineering Ecology of the same University, E-mail: [email protected], tel. (843) 23140-97.
