CC BY
80
Химия растительного сырья. 2012. №4. С. 193-200.
Торф и продукты его переработки
УДК 622.311+547.99
СРАВНЕНИЕ СОРБЦИОННЫХ СВОЙСТВ ТОРФА ВЕРХОВОГО И НИЗИННОГО ТИПОВ ПО ОТНОШЕНИЮ К ТОВАРНОЙ НЕФТИ И СТАБИЛЬНОМУ ГАЗОВОМУ КОНДЕНСАТУ
© Н.В. Чухарева , Л.В. Шишмина
Национальный исследовательский Томский политехнический университет, пр. Ленина, 30, Томск, 634034 (Россия), e-mail: [email protected]
Физико-химическими методами исследования показана различная способность верхового фускум (R=20%) и низинного осокового торфа (R=35%) сорбировать нефть и стабильный газовый конденсат. Установлена различная степень влияния фракционного состава торфа на его нефтеемкость.
Ключевые слова: торф, групповой состав, фракционный состав, технический анализ, сорбционные свойства, химическая структура, природные сорбенты, нефть, нефтеемкость.
Западно-Сибирский регион РФ характеризуется огромными запасами торфяных месторождений, что является уникальной базой для получения широкого спектра товаров народно-хозяйственного значения. Одним из наиболее перспективных нетопливных направлений использования торфа является применение его в качестве различных сорбционных материалов для решения экологических проблем промышленных предприятий [1, 2].
На сегодняшний день широко известны разнообразные российские и зарубежные технологии по очистке грунта и водной поверхности от загрязнений, связанных с добычей, транспортом и хранением жидких углеводородов. Эти технологии охватывают достаточно большой спектр сорбционных материалов синтетического и природного происхождения, что обусловливает неоднозначный подход к оценке эффективности их применения.
В последнее время большую значимость приобретают технологии, связанные с рациональным природопользованием, что обуславливает необходимость выбора наиболее дешевых сорбентов, которые характеризуются высокой нефтеемкостью, способностью длительное время находиться в связанном состоянии с нефтью и нефтепродуктами, являются экологически чистыми материалами и легко утилизируются.
В качестве поглотителей нефти и нефтепродуктов используют сухой торф, свойства которого как сорбента определяются многими факторами. Большинство исследователей [3-5] в качестве сорбционных материалов отдают предпочтение торфам верхового типа малой степени разложения, что ограничивает условия их получения в широкомасштабном производстве и не дает полноты суждения о природе самой поверхности и физико-химических свойствах, обусловленных особенностями группового состава исходного сырья. Однако, в диссертации [6] показано, что гидрофобность торфяных битумов и сходство их молекул с нефтяными углеводородами дают возможность предположить, что битумы играют существенную роль при сорбировании нефти и нефтепродуктов. Известно, что некоторые виды низинных торфов содержат битумов не меньше, чем
Введение
Чухарева Наталья Вячеславовна - доцент, кандидат химических наук, e-mail: [email protected] Шишмина Людмила Всеволодовна - доцент, кандидат химических наук, e-mail: [email protected]
верховых. В связи с этим актуальным является сравнительное исследование сорбционной способности верхового и низинного торфа разной степени разложения.
* Автор, с которым следует вести переписку.
Целью данного исследования - оценка сорбционных свойств по отношению к углеводородам (стабильному газовому конденсату, легкой и средней по плотности нефти) верхового и низинного торфа средней степени разложения и определение влияния на указанные свойства фракционного и группового состава торфа.
Экспериментальная часть
Исследование проводили на образцах верхового торфа месторождения Темное и низинного торфа месторождения Таганское Томской области. Характеристика торфа представлена в таблице 1.
Торф высушивали до воздушно-сухого состояния. Одну часть измельченного торфа отбирали под сито до 0,25 мм для исследования на групповой состав по методике [1]. Результаты исследования представлены в таблице 2. Другую часть измельчали при помощи шнековой дробилки для прохождения общей массы под сито от 0,25 до 4 мм. Полученные образцы разделяли на 5 групп для каждого типа торфа. Первая группа включала фракции от 0,25 до 0,5 мм. Вторая группа - фракции от 0,5 до 1,0 мм. Третья группа включала фракции от 1,0 до 2,0 мм. Четвертая - от 2,0 до 3,0 мм и пятая - от 3,0 до 4,0 мм соответственно.
Далее все фракции верхового фускум и низинного осокового торфа были исследованы на нефтеем -
кость.
Таблица 1. Характеристика объекта исследования
Месторождение Тип, вид торфа R, Шифр Технический анализ, % Элементный состав, % на daf
% Wa Ad Vdaf C H O+N+S
Темное Таганское верховой, фускум низинный, осоковый 20 35 933-2 972-1 7,90 8,10 2,10 7,90 76,00 68,40 49,19 53,40 5,10 5,90 45,71 40,70
Примечание. Я - степень разложения торфа, - влажность аналитическая, А выход летучих, на горючую массу.
- зольность, на сухое топливо, V :
Таблица 2. Групповой состав верхового фускум и низинного осокового торфа
Шифр торфа Групповой состав, % на сухое вещество
Битумы ВРВ+ЛГВ ГК ФК Лигнин + целлюлоза
933-2 3,69 45,72 8,00 29,70 12,89
972-1 4,85 32,70 35,10 15,00 12,35
Методика определения нефтеемкости торфа. Для определения нефтеемкости торфов различного фракционного состава за основу была взята методика ТУ 214-10942238-03-95, изложенная в работе [4], с некоторой корректировкой.
1. Сначала проводили холостое испытание с целью определения массы нефти, удерживаемой сеткой. Для этого изготовили из латунной проволочной тканной сетки с квадратными ячейками сечения 100 меш (по ГОСТ 6613-86) цилиндрическую ловушку диаметром 70 мм, высотой 40 мм. При помощи весов второго класса точности определяли массу пустой сетки-ловушки Gc. Далее в стеклянную чашку наливали 200 мл нефти или газового конденсата, опускали туда ловушку из сетки, чашку прикрывали стеклом. Время контакта с нефтью составляло 10 мин. По истечении вышеуказанного времени сетку-ловушку (далее сетку) осторожно извлекали, перемещали и подвешивали на крючки в стеклянном стакане объемом 600 мл, так, чтобы сетка не касалось стенок и дна стакана. Стакан прикрывали стеклом. В течение 10 минут нефть или газовый конденсат стекали с ловушки. Для определения массы нефти, удерживаемой ловушкой из сетки, на весах (с целью предотвращения загрязнения площадки весов углеводородами) размещали часовое стекло диаметром 100 мм, определяли его массу Gcm. Затем на него размещали ловушку и взвешивали вместе со стеклом Gj. Температура в помещении, где проводили эксперимент, составляла 18 °С. Эксперимент проводили не менее 5 раз для достижения сходимости результатов Р = 0,95 (разброс значений нефтеемкости в интервале ±2,5%).
Массу нефти G0, удерживаемой сеткой, рассчитывали по формуле
G0 =
- Gc - Gcm, при n > 5, P > 0,95,
(1)
i=1
n
где вн - масса часового стекла и сетки с удерживаемой нефтью или газовым конденсатом в 1-м эксперименте, г; п - количество экспериментов; вс - масса сетки, г; вст - масса часового стекла, г; Р - степень сходимости результатов измерений нефтеемкости сетки-ловушки.
Для эксперимента были использованы товарные нефти (ТН) различной плотности и стабильный газовый конденсат (СГК) месторождений Томской области и Красноярского края. Характеристика нефтяных углеводородов (НУВ) представлена в таблице 3.
Таблица 3. Характеристика углеводородов
Месторождение Месторасположение НУВ Шифр сорбируемых углеводородов Некоторые параметры качества ГОСТ 51858-2002
Плотность при 20 °С, кг/м3 Массовая доля воды, % Массовая концентрация хлор. солей, мг/дм3 Массовая доля серы, % Выход фракций (%) при температуре 200 °С Давление насыщенных паров, кПа
Ванкорское Красноярский ТН А 874,0 0,03 12,0 0,15 14,0 28,5
край
Средне-Нюрольское Томская об- ТН В 824,0 0,08 25,4 0,42 34,5 42,0
Лугинецкое газо- ласть ТН С 796,2 0,03 7,39 0,33 52,0 63,5
конденсатное
Мыльджинское СГК D 695,6 0,03 0,79 0,01 93,0 59,0
газоконденсатное
2. Определение нефтеемкости торфа проводили следующим образом. Навеску одной группы (определенной фракции) торфа в количестве 3 г размешали равномерным слоем на дне сетки известной массы и помещали в стеклянную чашку, содержащую 200 мл НУВ. Чашку прикрывали стеклом. Время контакта сорбента с нефтью или газовым конденсатом составляло 10 мин. Время стекания НУВ с сетки и с сорбента - 10 мин. Сетку с сорбентом и удерживаемой нефтью или газовым конденсатом размещали на часовое стекло известной массы Gcm и взвешивали на весах.
Массу нефти G3, удерживаемой навеской торфа, рассчитывали по формуле
Ё °2
- Gc - Gcm - G0 - GT,при n > 5, P > 0,95,
(2)
i=i
G3 =
n
где в21 - масса часового стекла, сетки с удерживаемой нефтью, навеской торфа с удерживаемой им НУВ в 1-м эксперименте, г; п - количество экспериментов; вс - масса сетки, г; вст - масса часового стекла, г; во - массу НУВ, удерживаемой сеткой, г; вт - масса торфа, г; Р - степень сходимости результатов измерений нефтеемкости сетки-ловушки.
3. Полученное значение О3, делили на навеску торфа и получали его нефтеемкость Ок (г нефти/1 г
торфа). Массу торфа пересчитывали на сухое вещество О^ , исходя из данных по влажности различных
фракций торфа.
(100 - Wa )
GT = GT^-^. (3)
T T 100
4. Gn пересчитывали на сухое вещество и получали GT .
Результаты и обсуждение
В процентном и весовом соотношении фракционные составы для верхового фускум торфа представ -лены в таблице 4. Фракционные составы для низинного осокового торфа - в таблице 5.
Таблица 4. Выход фракций верхового торфа фускум после его измельчения
Таблица 5. Выход фракций низинного осокового торфа после его измельчения
Размер фракции, мм Масса, г Содержание фракции, % Размер фракции, мм Масса, г Содержание фракции, %
0,25-0,5 77,6 10,7 0,25-0,5 231,5 29,3
0,5-1 47,9 6,6 0,5-1 81,4 10,3
1-2 137,9 19,0 1-2 120,1 15,2
2-3 106,7 14,7 2-3 190,4 24,1
3 < 355,7 49,0 3 < 166,7 21,1
Всего 725,8 100 Всего 790,1 100
Полученный выход фракций в процентном отношении верхового и низинного торфа показал, что искусственное дробление верхового торфа привело к меньшей раздробленности (содержание фракции от 0,25 до 0,5 мм - 10,7%) по сравнению с низинным торфом (содержание фракции от 0,25 до 0,5 мм -29,3%). Вероятно, сказалось влияние природной дисперсности торфа, определение которой [8] показало, что верховые торфы менее раздроблены, чем низинные и переходные.
Известным фактом и является то, что общая масса торфа, высушенного до воздушно-сухого состояния, будет иметь значения влажности и зольности, отличные от фракций разного состава. Поэтому для различных фракций торфов была определена влажность по ГОСТу 113058-91 и зольность по ГОСТу 113056-83 (табл. 6).
Увеличение содержания влаги во фракции коррелирует с размером частиц торфа, что находится в соответствии известной закономерностью: «чем меньше фракция, тем меньшее содержание в ней влаги». Показания зольности фракций находятся в пределах допустимой погрешности эксперимента. Верховой торф характеризуется более низким значением зольности по сравнению с низинным торфом.
Полученные экспериментальные данные нефтеемкости торфа по отношению к нефти и газовому конденсату представлены в таблице 7 и на рисунках 1, 2.
Таблица 6. Зависимость влажности и зольности верхового торфа фускум и низинного осокового от его фракционного состава
№ группы Фракция, мм Тип торфа % Лй, %
1 0,25-0,5 верховой 7,4 5,0
низинный 9,7 12,1
2 0,5-1 верховой 8,0 4,5
низинный 9,9 11,5
3 1-2 верховой 8,5 4,6
низинный 10,1 11,6
4 2-3 верховой 9,2 4,6
низинный 10,0 11,7
5 3-4 верховой 11,4 5,0
низинный 10,2 11,7
Таблица 7. Нефтеемкость (О), г НУВ/1 г) торфа в зависимости от фракционного состава верхового торфа фускум и низинного осокового торфа
Тип торфа Фракция Шифр сорбируемых углеводородов
Л В С Б
Верховой 1 2,15 (1,98) 1,58 (1,47) 2,56 (2,38) 2,02 (1,87)
Низинный 2,95 (2,68) 3,27 (2,94) 3,57 (3,23) 3,31 (2,99)
Верховой 2 2,26 (2,08) 1,88 (1,73) 2,40 (2,30) 1,93 (1,78)
Низинный 3,93 (3,54) 3,32 (2,98) 3,63 (3,27) 3,09 (2,78)
Верховой 3 2,82 (2,59) 2,45 (2,25) 2,50 (2,31) 1,86 (1,71)
Низинный 4,16 (3,76) 3,75 (3,37) 3,46 (3,11) 2,90 (2,60)
Верховой 4 2,42 (2,19) 2,19 (1,99) 2,10 (1,91) 1,61 (1,46)
Низинный 3,44 (3,09) 3,09 (2,78) 2,50 (2,26) 2,40 (2,16)
Верховой 5 1,40 (1,25) 1,60 (1,42) 1,25 (1,07) 1,27 (1,13)
Низинный 3,18 (2,86) 2,99 (2,65) 2,00 (1,80) 2,00 (1,73)
а)
б)
г 6
3,0 2,5 2,0 1,5 1.0
---
1 1____ Ч СЧ \\
2_____-1 X
ч
4,5
4,0
г .з,5 а '
Тг з-°
2,5
__ИН, ч
/ V ч Ч ч \ ч
/
2 3 4
Фракционной! состав торфа
2 3 4
Фракционный состав торфа
В)
3.0 2.5 2.0
& 1,5 О
Г)
1.0
1
2
4,0
3,5
3.0
я
Ьч
О
2,0
3 ____ ——__
4
2 3 4
Фракционный состав торфа
2 3 4
Фракционный состав торфа
Рис. 1. Влияние фракционного состава верхового (а, б) торфа фускум и низинного осокового (в, г) торфа на нефтеемкость: 1 - товарная нефть Ванкорского месторождения, р =873,5 кг/м3; 2 - товарная нефть Нюрольского месторождения, р =824,0 кг/м3; 3 - товарная нефть Лугинецкого месторождения, р =796,2 кг/м3; 4 - стабильный газовый конденсат Мыльджинского месторождения, р =695,6 кг/м3
а)
б)
4,0
«
&
н
3,0
-ф.
Я
Г-ч 2,5
о
2,0
1,5
1,0
2 /
---
1 Ч ч
ч ч ч
4,0
3,5
2,0
О
1,5 1,0
2
1
^ 1
ч ч ч
ч V
2 3 4
Фракционный состав торфа
2 3 4
Фракционный состав торфа
В)
2 3 4
Фракционный состав торфа
1 2 3 4
Фракционный состав торфа
Рис. 2. Влияние типа торфа и его степени разложения на нефтеемкость по отношению к товарной нефти (а) Ванкорского месторождения, (б) Лугинецкого месторождения, (в) Нюрольского месторождения, (г) к стабильному газовому конденсату Мыльджинского месторождения: 1 - верховой торф фускум, Я=20%; 2 - низинный осоковый торф, Я=35%
В результате исследований показано, что наибольшей нефтеемкостью по отношению ко всем исследованным нефтяным углеводородам обладают все пять фракций низинного торфа. Представленные данные (табл. 7, рис. 1, 2) отличаются от ранее выявленных закономерностей [3-5]. Это можно объяснить, опираясь на диссертацию [6], где указано, что более высокое содержание битумов в торфе способствует прояв-лению гидрофобных свойств сорбента и должно содействовать повышению сорбционной емкости по неф -тепродуктам. Наши результаты также свидетельствуют: для верхового торфа содержание битумов составляет 3,69% на сухое вещество, для низинного - 4,85% на сухое вещество.
По данным рисунков 1, 2 наблюдается следующая закономерность: верховой торф более мелких фракций (0,25-0,5 и 0,5-1,0) характеризуются меньшим значением нефтеемкости на абсолютно сухое вещество; увеличение фракции до размеров 1,0-2,0 мм приводит к возрастанию фракции более крупных размеров имеют более низкие показатели Аналогичные зависимости получены для всех исследованных сорбируемых нефтяных углеводородов. Это возможно объяснить тем, что фракции малого размера имеют компактную структуру, которая может, согласно [9], являться препятствием для проникновения молекул сорбата внутрь частицы.
Для низинного торфа, в отличие от верхового, не наблюдается экстремальной зависимости между степенью измельчения и нефтеемкостью для фракций размером от 0,25 до 2,00 мм. Дальнейшее увеличения размеров сорбента приводит к падению показателя Ока.
Определение среднего значения нефтеемкости Отаср проводили с учетом процентного содержания каждой из пяти фракции в общей навеске торфа (табл. 4, 5) для каждого вида торфа и для каждого из сорбируемых нефтяных углеводородов:
О
а
N СР
1 5
—V г о/ ,
100г
1=1
(4)
где г1 - процентное содержание 1-й фракции в общем объеме навески торфа, %; 100 - навеска торфа, переведенная в %.
Полученные данные представлены в таблице 8.
Таблица 8. Средняя расчетная нефтеемкость верхового и низинного торфа и динамика ее изменения по отношению к нефтяным углеводородам
Шифр сорбируемых углеводородов Тип торфа Содержание фракции, % от общей навески торфа Вклад фракции в среднюю расчетную нефтеемкость г НУВ / 1 г торфа Средняя расчетная нефтеемкость ОN Ср , г НУВ / 1 г торфа ОN Ср г НУВ / 1 г торфа
1 2 3 4 5 6
10,7 0,23
6,6 0,15
верховой 19,0 14,7 0,54 0,36 1,97
А 49 0,69 +1,42
29,3 10,3 0,86 0,4
низинный 15,2 24,1 21,1 0,63 0,83 0,67 3,39
10,7 0,17
6,6 0,2
верховой 19,0 14,7 0,47 0,32 1,94
В 49 1,94 +1,30
29,3 10,3 0,96 0,34
низинный 15,2 24,1 21,1 0,57 0,74 0,63 3,25
Окончание таблицы 8
1 2 3 4 5 6
10,7 0,27
6,6 0,16
верховой 19,0 14,7 0,48 0,31 1,83
с 49 0,61 +1,12
29,3 10,3 1,05 0,37
низинный 15,2 24,1 21,1 0,53 0,6 0,4 2,95
10,7 0,22
6,6 0,13
верховой 19,0 14,7 0,35 0,24 1,56
Б 49 0,62 +1,17
29,3 10,3 0,97 0,32
низинный 15,2 24,1 21,1 0,44 0,58 0,42 2,73
Данные таблицы 8 свидетельствуют о том, что значения средней расчетной нефтеемкости Оыа1
для низинного торфа по всем исследованным образцам товарной нефти и стабильного газового конденсата превышают данный показатель для верхового торфа. Максимальная сорбция зарегистрирована для товарных нефтей средней плотности.
Разница между средней расчетной нефтеемкостью (АОЫЛср ) для верхового фускум и низинного осокового торфа максимальна для образцов товарной нефти шифров А и В плотности более 820 км/м3.
Нельзя не учитывать и тот факт, что на нефтеемкость торфа, помимо пористой структуры и природы поверхности [10, 11], возможно, оказывает влияние групповой состав и химическая структура его компонентов. Например, по исходным данным элементного состава (табл. 1) были рассчитаны показатель ароматизации (Ы) и число ароматических колец (В) для статистического углеродного ядра согласно уравнению Ван-Кревелена [12]. Результаты представлены в таблице 9.
Различная степень ароматизации некоторой статистической структурной единицы верхового и низинного торфов, определяется структурными особенностями, заложенными при формировании торфа рас-тениями-торфообразователями, типом и видом торфа.
Таблица 9. Показатели ароматичности торфа по уравнению Ван-Кревелена
Тип торфа С/Н атом. Показатель ароматичности по уравнению Ван-Кревелена Относительное из-
В N менение N %
Верховой фускум Низинный осоковый 0,81 0,75 0,53 0,45 3,22 3,02 -6,21
Выводы
1. Массовое распределение фракций для исследованных верхового и низинного торфов обусловлено влиянием их природной дисперсности.
2. Для верхового торфа фускум изменение нефтеемкости на сухое вещество проходит через экстремум в области фракции 1,0-2,0 мм;
3. Для низинного осокового торфа увеличение размера фракции приводит к уменьшению его нефтеемкости.
4. Все фракции низинного осокового торфа характеризуются большим значением нефтеемкости
к различным нефтяным углеводородам по сравнению с соответствующими фракциями верхового торфа фускум.
5. Установлено, что для всех образцов торфа наибольшие значения средней расчетной нефтеемкости
Ср характерны для видов товарной нефти с более высокой плотностью (р = 824 кг/м3; р = 873,5 кг/м3).
6. Сравнение показателей изменения средней расчетной нефтеемкости AGNdср для верхового фус-
кум и низинного осокового торфов выявило максимальную разницу для сорбции товарных нефтей более
высокой плотности (р = 824 кг/м3; р = 873,5 кг/м3).
Список литературы
1. Новоселова Л.Ю., Сироткина Е.Е. Сорбенты на основе торфа для очистки загрязненных сред // Химия твердого топлива. 2008. №4. С. 64-77.
2. Чухарева Н.В., Маслов С.Г. Адсорбционные свойства термически модифицированного торфа и полученных на его основе активных углей // Химия растительного сырья. 2011. №1. С. 169-174.
3. Патент №2172645 (РФ). 27.08.2001.
4. Патент №2270718 (РФ). 27.02.2006.
5. Бурмистрова Т.Н., Алексеева Т.П., Середина В.П. Исследование свойств торфа для решения экологических проблем // Химия растительного сырья 2009. №3. С. 157-160.
6. Испирян С.Р. Разработка методики комплексной оценки поглощения торфом нефтемаслопродуктов : дис. ... канд. техн. наук. Тверь, 2001. 151 с.
7. Каменщиков Ф.А., Богомольный Е.И. Нефтяные сорбенты. М. ; Ижевск, 2005. 268 с.
8. Лиштван И.И., Базин Е.Т., Косов В.И. Физические свойства торфа и торфяных залежей. Минск, 1985. 240 с.
9. Лыч A.M. Гидрофильность торфа. Минск, 1991. 256 с.
10. Гамаюнов Н.И., Гамаюнов С.Н. Сорбция в гидрофильных материалах. Тверь, 1997. 160 с.
11. Ларионов Н.С., Боголицын К.Г., Богданов М.В., Кузнецова НА. Характеристика сорбционных свойств верхового торфа по отношению к d- и p-металлам // Химия растительного сырья. 2008. №4. С. 147-152.
12. Чухарева Н.В., Шишмина Л.В., Новиков A.A. Исследование гуминовых кислот исходных и термообработанных торфов Томской области. Томск, 2010. 192 с.
Поступило в редакцию 14 марта 2012 г.
После переработки 8 мая 2012 г.
Chukhareva N.V.*, Shishmina L.V. LOW-MOOR AND MOOR PEAT SORPTION PROPERTIES COMPARISON RELATIVE TO COMMERCIAL OIL AND STABLE GAS CONDENSATE
Tomsk Polytechnic Univesity, pr. Lenin, 30, Tomsk, 634034 (Russia), e-mail: [email protected]
Physico-chemical methods of research shows the ability of various upland fuscum (R = 20%) and lowland sedge peat (R = 35%) absorb oil and stable gas condensate. Varying degrees of influence set the fractional composition of peat on its oil capacity.
Keywords: peat, group composition, fractional composition, technical analysis, adsorption properties, chemical structure, natural sorbents, oil, oil capacity
References
1. Novoselova L.Iu., Sirotkina E.E. Khimiia tverdogo topliva, 2008, no. 4, pp. 64-77 (in Russ.).
2. Chukhareva N.V., Maslov S.G. Khimiia rastitel'nogo syr'ia, 2011, no. 1, pp. 169-174 (in Russ.).
3. Patent №2172645 (RU). 27.08.2001 (in Russ.).
4. Patent №2270718 (RU). 27.02.2006 (in Russ.).
5. Burmistrova T.I., Alekseeva T.P., Seredina V.P. Khimiia rastitel'nogo syr'ia, 2009, no. 3, pp. 157-160 (in Russ.).
6. Ispirian S.R. Razrabotka metodiki kompleksnoi otsenki pogloshcheniia torfom neftemasloproduktov: dis. ... kand. tekhn. nauk. [Development of methodology for a comprehensive assessment of the absorption peat oil oil products: Ph.D. dissertation]. Tver, 2001, 151 p. (in Russ.).
7. Kamenshchikov F.A., Bogomol'nyi E.I. Neftianye sorbenty. [Oil sorbents]. Moscow; Izhevsk, 2005, 268 p. (in Russ.).
8. Lishtvan I.I., Bazin E.T., Kosov V.I. Fizicheskie svoistva torfa i torfianykh zalezhei. [Physical properties of peat and peat deposits.]. Minsk, 1985, 240 p. (in Russ.).
9. Lych A.M. Gidrofil'nost'torfa. [Hydrophilicity peat]. Minsk, 1991, 256 p. (in Russ.).
10. Gamaiunov N.I., Gamaiunov S.N. Sorbtsiia v gidrofil'nykh materialakh. [Sorption in hydrophilic materials]. Tver, 1997, 160 p. (in Russ.).
11. Larionov N.S., Bogolitsyn K.G., Bogdanov M.V., Kuznetsova I.A. Khimiia rastitel'nogo syr'ia, 2008, no. 4, pp. 147-152 (in Russ.).
12. Chukhareva N.V., Shishmina L.V., Novikov A.A. Issledovanie guminovykh kislot iskhodnykh i termoobrabotannykh torfov Tomskoi oblasti. [Initial study of humic acid and heat-treated peat Tomsk region]. Tomsk, 2010, 192 p. (in Russ.).
Received March 14, 2012
Revised May 8, 2012
* Corresponding author.
