Содержание к диссертации
Введение
Глава 1 Аналитическийобзор 10
1.1 Природа и происхождение нефтешламов 10
1.2 Нормативно-технические требования к мазутам и битумам 13
1.3 Процессы трансформации нефтяных углеводородов в окружающей природной среде 17
1.4 Идентификация нефтяных загрязнений 28
1.5 Примеси металлов в нефтях 34
1.6 Радионуклиды в нефтяных шламах 37
Глава 2 Аналитические исследования 44
2.1 Определение характеристических примесей в промышленных смесях нефтей
2.2 Исследование возможности различения (идентификации) битумов по содержанию примесей металлов 56
2.3 Исследование образцов промышленных смесей нефтей на содержание примесей радионуклидов 61
Глава 3 Применение разработанных методик для идентификации нефтяных шламов 78
3.1 Применение метода индуктивно-связанной плазмы с масс-спектрометрической регистрацией для идентификации нефтешламов по примесям металлов 81
3.2 Применение гамма - спектрометрического метода для идентификации нефтешламов по примесям радионуклидов 90
Глава 4 Специфические особенности переработки нефтяных шламов с целью минимизации их радиоактивности 94
4.1 Анализ составных частей технологии дезактивации радиоактивных нефтешламов 109
4.2 Технология дезактивации радиоактивных нефтешламов 136
Выводы... Кб
Список литературы
- Природа и происхождение нефтешламов
- Определение характеристических примесей в промышленных смесях нефтей
- Применение метода индуктивно-связанной плазмы с масс-спектрометрической регистрацией для идентификации нефтешламов по примесям металлов
- Анализ составных частей технологии дезактивации радиоактивных нефтешламов
Введение к работе
Производственная деятельность нефтеперерабатывающих и нефтегазодобывающих предприятий неизбежно оказывает техногенное воздействие на объекты природной среды, поэтому вопросы охраны окружающей среды и рационального использования природных ресурсов имеют важное значение. Одним из наиболее опасных загрязнителей практически всех компонентов природной среды - поверхностных и подземных вод, почвенно-растительного покрова, атмосферного воздуха -являются токсичные отходы антропогенного происхождения - нефтяные шламы (нефтешламы). Эти отходы представляют собой сложные смеси переменного состава, включающие нефтяные углеводороды (как правило, в виде высококипящих мазутных фракций нефти), землю, песок, глину, механические включения, ил, воду, эмульсии и пр. Соотношение этих компонентов колеблется в очень широких пределах. В основном, нефтешламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, содержащие в среднем от 10 до 56 масс. % нефтепродуктов, от 30 до 85 масс. % воды, а также 13-46 масс. % твердых примесей.
В состав нефтешламов входят многие токсичные и канцерогенные элементы и вещества. Попав в почву при неорганизованном должным образом захоронении нефтешламов, эти токсичные компоненты попадают в почвенные и грунтовые воды, а оттуда в источники водоснабжения [1]. В связи с этим, природоохранные органы РФ вынуждены вести постоянную борьбу с несанкционированными захоронениями нефтяных шламов. При этом очень часто бывает трудно установить истинного виновника такого загрязнения окружающей природной среды.
Нефтешламы образуются в нефтеперерабатывающей и в нефтедобывающей отраслях промышленности [2]. Государственных стандартных образцов (ГСО) состава нефтяных шламов не существует, так
как их состав колеблется в широких пределах как по номенклатуре, так и по концентрациям входящих в них веществ [3].
В таблице 1 приведен фазовый состав шламов различных НПЗ [4]. Известно, что на предприятиях только нефтеперерабатывающего комплекса накоплено более 7 млн. тонн нефтешламов, которые образовались при очистке сточных вод, в системе оборотного водоснабжения, во время ремонта оборудования, а также при очистке резервуаров.
Таблица 1 Фазовый состав нефтешламов различных НПЗ
Известно также, что углеводородная часть нефтешламов, образующихся в процессе нефтепереработки на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) по ряду показателей близка к средним (180 - 380С) и высококипящим (380 - 400С) прямогонным нефтяным фракциям (табл. 2) [4]. Кроме различных групп нефтяных углеводородов, показанных в таблице 2, нефтешламы различного происхождения содержат переменное количество воды, песка, глины и механических примесей.
В процессе хранения нефтешламов, за счет неизбежно протекающих физико-химических процессов окисления и деструкции нефтяных углеводородов, происходит постепенное усреднение их углеводородного состава, что делает со временем задачу идентификации шламов еще более сложной, практически не осуществимой обычными методами
нефтехимического анализа, например, столь широко распространенным в нефтехимии методом, как газо-жидкостная хроматография (ГЖХ).
Таблица 2 Групповой химический состав нефтяных углеводородов из нефтешламов
различных НПЗ
Известно, что в настоящее время происходит перестройка структуры производства НПЗ, направленная в сторону развития безотходных природоохранных технологий, что отвечает растущим требованиям к обеспечению промышленной безопасности [5]. При этом приоритет в финансировании получают те проекты, в соответствии с которыми количество нефтеотходов минимизируется, или же они повторно и с выгодой используются. Поэтому существующие на сегодняшний день практические разработки в области технологии утилизации нефтяных шламов, как отечественных, так и зарубежных фирм, в основном, направлены на выделение и утилизацию нефти и нефтепродуктов.
Следует отметить, что оставшиеся после этого сточная вода и твёрдая или полужидкая масса, насыщенная химреагентами и углеводородами,
практически не утилизируются, хотя по токсичности являются более опасными для окружающей среды.
Поэтому только комплексная переработка и использование отходов в качестве вторичного сырья обеспечивают сохранение природных ресурсов. Только в этом случае может быть резко снижен уровень загрязнения окружающей природной среды нефтешламами и существенно повышен уровень промышленной и экологической безопасности предприятий и окружающей природной среды, что находится в сфере прямых интересов, в частности, Института промышленной безопасности и социального партнерства (Санкт-Петербург) [6] , в котором подготовлена данная диссертационная работа.
В связи с тем, что технологии переработки и экологически безопасной утилизации нефтяных шламов пока еще находятся в стадиях либо разработки, либо опытной апробации, весьма актуальным на сегодняшний день пока еще остается вопрос экологически безопасного складирования и хранения нефтяных шламов. Этот вопрос, который, как правило, решается с участием территориальных природоохранных органов, часто нарушается заинтересованными предприятиями, что выражается в несанкционированных вывозах нефтяных шламов в места, где их складирование не предусмотрено.
На практике часто встречается и обратная проблема, когда природоохранные органы предъявляют претензии и штрафуют предприятия за несанкционированный вывоз шламов, тогда как эти предприятия, на самом деле, не виновны. И та и другая задачи требуют обоснованных доказательств по предъявляемым претензиям, для чего необходимо разработать комплекс современных экоаналитических методов идентификации проб нефтяных шламов с целью установления их происхождения и принадлежности.
Замечено, также, что во многих случаях нефтяные шламы обладают повышенной по сравнению с окружающим фоном радиоактивностью, что делает актуальной задачу разработки таких технологий переработки шламов,
которые позволяли бы эффективно снижать уровни их радиационного излучения.
Таким образом, разработка надежной методической основы для идентификации нефтяных шламов является актуальной экологической задачей, а поиск оптимальной технологии переработки нефтяных шламов с целью снижения их радиоактивности - актуальная задача для обеспечения промышленной безопасности. На решение этих актуальных задач и была направлена эта работа.
Цель и задачи исследования - разработка научных основ идентификации и минимизации химического и радиационного загрязнения окружающей среды НШ.
В соответствии с этим решались следующие задачи:
анализ пригодности известных аналитических методов для идентификации НШ;
экспериментальное обоснование выбора характеристических примесей НШ и методов их идентификации;
- апробация разработанных методик в качестве арбитражных для
экокриминалистических экспертиз;
- анализ известных и выбор приоритетной технологии дезактивации НШ.
Объекты исследования - НШ различного природного и техногенного происхождения, отличающихся химическим составом и уровнем радиоактивности.
Предмет исследования - инструментальные физико-химические методы идентификации НШ и химико - технологические процессы снижения их радиоактивности.
Диссертационная работа содержит: 29 таблиц, 13 рисунков, ссылок на техническую литературу 106.
Природа и происхождение нефтешламов
В нашей стране за десятилетия эксплуатации нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ), нефтедобывающих скважин и нефтеперекачивающих станций (НПС) около каждого из них непременным спутником давно уже стали нефтешламовые пруды-отстойники по очистке сточных вод.
Ныне действующие очистные пруды-отстойники нефтешламов большинства НПЗ и НПС введены в эксплуатацию в 50-60-е годы. За прошедшие десятки лет в каждом из этих прудов сконцентрировалось от нескольких десятков до сотен тысяч м нефтешламов [7].
Накопление нефтешлама в буферных прудах-отстойниках происходило постепенно. За многие годы менялись количество и интенсивность сбросов нефтепродуктов. Безусловно, качественный и углеводородный состав нефтепродуктов также изменялись в широком диапазоне. Условия эксплуатации самих прудов-отстойников менялись в зависимости от сезонности по годам.
Исследования по составу нефтешламов, проводимые в разные годы, давали достаточно широкий разброс показателей качества и количества. На результаты анализа большое влияние (по данным технической литературы) оказывает методика выделения углеводородов из нефтешламов. Более того, само понятие «нефтешлам» носит достаточно обобщённый характер. Так, если рассматривать отстойник в «разрезе» по глубине погружения, то можно увидеть несколько слоев (рис.1), примерные размеры которых и характеристические названия приведены ниже:
1-й - нефтемазутный, (ловушечная нефть) состоит практически из мазута, и его толщина составляет от 3-5 до 20-30 см;
2-й - водный слой, состоит из воды толщиной порядка 50-150 см, в объёме которого происходит оседание суспензионно - углеводородных агрегатов и всплытие эмульсионных и капельных углеводородов;
3-й - свежешламовый чёрный слой, толщиной порядка 20-50 см, преимущественно состоящий из «мазутных» углеводородов, увлечённых к оседанию твёрдыми механическими примесями;
4-й - эмульсионно-шламовый слой,. толщиной порядка 30-100 см., в котором углеводороды находятся в сложном суспензионно эмульсионном агрегатном состоянии, причём мехпримеси преимущественно микронного размера;
- 5-й - суспензионно - шламовый слой, толщиной порядка 80-150 см, характеризующийся содержанием мехпримесей размером более десятка микрон; углеводороды находятся в основном в адсорбированном состоянии.
6-й - битуминозно - шламовый слой, толщиной порядка 30-60 см, состоящий практически из спрессованной смеси тяжёлых углеводородов и мехпримесей.
Эта характеристика слоев является довольно условной, по размерам слоев достаточно размыта и не всегда имеет чёткие переходы от одного вида к другому, однако тенденция деления по приведённым характеристикам имеет по данным технической литературы четко выраженный характер.
С первыми двумя слоями всё определённо ясно. Нефтемазутный слой требует своего возврата в технологический цикл НПЗ на переработку, поскольку практически на 97 - 99% является чистым нефтепродуктом, и мы в дальнейшем этот слой из понятия «нефтешлам» и из проводимого в данной работе анализа исключаем. Водный слой является технологическим - вода осветляется отстоем: лёгкие взвеси всплывают, тяжёлые - осаждаются [8].
Собственно, нефтешламовыми являются слои с 3 по 6. Они имеют достаточно выраженные внешние характеристики.
Свежешламовый слой (3-й) имеет ярко выраженный чёрный цвет из-за высокого содержания ещё не всплывших «мазутных» углеводородов, довольно подвижен, с эмульсионно-суспензионной агрегативной структурой, подверженной механическому разрушению.
Эмульсионно-шламовый слой (4-й) имеет тёмно-серый цвет, высокую вязкость, характерную для концентрированных эмульсий, подвержен разрушению при интенсивном механическом воздействии и разбавлении водой.
Суспензионно-шламовый слой (5-й) светло-серого цвета с ярко выраженными пластично-вязкостными свойствами, характерными для паст и мастик, от механического воздействия практически не разрушается.
Битумно-шламовый слой (6-й) серо-чёрного цвета, не текуч, трудно подвижен, для перемещения требует применения высоких температур и больших механических усилий, водой практически не разбавляется.
Из приведённых характеристик нефтешлама по слоям, в которых они находятся в прудах-отстойниках, можно сделать вывод, что основной органической составляющей нефтяных шламов являются мазутные фракции нефти. Отсюда ясно, что для того, чтобы разработать надежные методы идентификации нефтяных шламов, необходимо попытаться найти достоверные способы различения мазутов различного происхождения.
Определение характеристических примесей в промышленных смесях нефтей
Известно, что нефть является источником не только огромного количества органических соединений, но, также, и большого числа различных неорганических примесей, особенно металлов [35] . В технической литературе отмечается, что наиболее важными в составе нефти примесями металлов являются ванадий и никель, содержание которых в нефтях ряда месторождений достигает десятых долей % [36]. Отмечается, что в конечных продуктах нефтепереработки концентрация этих примесей по сравнению с исходной сырой нефтью увеличивается в 2 - 5 раз [37]. При этом, в нефтепродуктах, вырабатываемых из тяжелых, высококипящих нефтяных фракций - в коксах, асфальтенах концентрация, например, ванадия может достигать 0,04 1 О 2 масс. % [38].
Для объяснения причин появления в нефтях примесей микроэлементов выдвинуто много гипотез. Так, например, считается, что при контакте с водой газы образуют парогазовые смеси, способные растворять подавляющее число элементов, в том числе тяжелые и редкие металлы. Предполагается, что в земной коре любые скопления газов представлены парогазовыми смесями с растворенными в них ингредиентами. Происходит насыщение недонасыщенных нефтей и, чем выше температура последних и Т парогазовой смеси, тем большее количество газа может раствориться в этих нефтях и тем значительнее окажется в них концентрация микропримесей различных элементов [39].
В ряде работ отмечается, что примесь ванадия в нефтях концентрируется, в основном, в смолисто-асфальтеновых веществах, а в масляных фракциях практически отсутствует. Примесь никеля, также, концентрируется в высокомолекулярных частях нефти, но в небольших количествах присутствует и в масляной части тяжелых нефтяных остатков. Отмечается, что в зависимости от происхождения сырой нефти концентрация ванадия колеблется в ней в пределах 8 - 1200 ppm (10"4 масс. %), а никеля -4-150ррт[40].
Примеси ванадия и никеля могут быть связаны в нефтях с такими гетероатомами, как сера, азот, кислород, входя в состав порфириновых и непорфириновых комплексов, причем порфириновые комплексы очень устойчивы и сохраняются при переработке сырой нефти даже при температурах порядка 500 С. В составе ванадийсодержащих соединений нефти часто обнаруживали связь V [41].
Содержание никеля в нефтях различных месторождений колеблется в пределах 10" - 10" масс. %. Никель встречается во фракциях только с температурой кипения больше 300 С. Никельсодержащие соединения преобладают, как отмечается, в отличие от соединений ванадия, - в малосернистых нефтях, поскольку никель связан с азотными лигандами [42].
Следует отметить, что по данным технической литературы в нефтях, кроме примесей ванадия и никеля, содержится еще большое количество и других примесей металлов. Отмечается, например, что примеси хрома и марганца находятся в нефтях, как и V и Ni , в виде порфириновых комплексов, концентрируясь в наиболее высокомолекулярных фракциях асфальтенов [43].
Железо присутствует в нефтях на уровне 10"4 - 10"3 масс. %. При нефтепереработке примеси железа, как и прочих металлов, концентрируются, в основном, в высококипящих фракциях нефтепродуктов, то есть в гудронах и мазутах.
Установлено, что примесь кобальта полностью концентрируется в смолисто-асфальтеновых веществах, особенно в высокомолекулярных фракциях асфальтенов. Выделены кобальтсодержащие порфирины.
В нефтях обнаружены примеси цинка и ртути на уровнях 10"5 - 10"3 и 10 7- 10 масс. % соответственно. Эти металлы также концентрируются, в основном, в высококипящих нефтяных фракциях, смолисто-асфальтеновых высокомолекулярных соединениях. Считается, что Zn связан с нефтяными кислотами и другими кислыми компонентами нефти.
Примесь меди, содержание которой в нефтях достигает 10 5 - 10 4 масс. %, обнаружена во фракциях с температурой кипения 200 - 250 С. Полагают, что медь присутствует в нефти в виде комплексов с тетрадентантными лигандами с N-, S- и О-содержащими соединениями.
Применение метода индуктивно-связанной плазмы с масс-спектрометрической регистрацией для идентификации нефтешламов по примесям металлов
При определении содержания примесей металлов в нефтях с помощью ИСП-МС по данным технической литературы часто используется пробоподготовка с применением органических растворителей. При этом, проба нефти разбавляется в 100-1000 раз, в зависимости от содержания анализируемых элементов, и непосредственно вводится в систему пробоподачи спектрометра. Однако, данный метод требует использования специального распылителя с камерой охлаждения для лучшего отделения органической основы пробы от аэрозоля .поступающего в плазму и подачи в горелку плазмы потока кислорода для окисления углерода органических соединений, который может засорять пробоотборные конуса спектрометра и создавать большие матричные помехи.
При проведении анализа с помощью органических растворителей необходимо использовать, также, металлорганические стандартные образцы состава. Из-за отсутствия данного оборудования в данной работе была выбрана классическая процедура пробоподготовки, основанная на окислении и разложении органических компонентов нефти с помощью минеральных кислот и переводе примесей металлов в разбавленный кислотный раствор, что позволяет градуировать спектрометр по подкисленным водным растворам определяемых металлов и проводить измерения без сильных матричных помех.
Разработанная нами методика пробоподготовки к анализу проб нефтяных шламов для ICP MS в данной работе заключалась в следующем. В колбу на 50 мл помещалась навеска 0,3-0,4 г пробы нефтяного шлама. К ней добавлялись 3-4 мл концентрированной H2SO4 (хч), 1 мл HN03 (хч) и 2 мл. НС1 (хч). Затем, на водяной бане, проводилось выпаривание пробы до интенсивных паров серной кислоты (до влажного состояния). При этом избыточное количество НС1, HNO3 и основная часть HSO4 удалялись (переходили в паровую фазу). Далее, к полученному остатку вновь добавлялось 2 мл. концентрированной НЫОз (хч) и 1 мл. концентрированной НС1 (хч) и происходило выпаривание всего объема до 1 мл. В результате проба приобретала черный цвет, так как происходило так называемое "мокрое" озоление.
Затем, к пробе добавлялось 50 мл. дистиллированной Н20 и смесь нагревалась на бане. После разогрева смесь помещали в мерную колбу на 200 мл, доводили дистиллированной водой до метки и перемешивали. Далэе смесь проходила фильтрацию в колбу на 50 мл. для получения прозрачного раствора.
Отфильтрованная часть раствора шла на анализ методом ІСР- MS.
Измерения проводились на масс-спектрометре с индуктивно-связанной плазмой марки VG Plasma Quad PQ. Использовались стандартные условия измерений, рекомендованные в инструкции по эксплуатации прибора. Градуировка спектрометра осуществлялась по многоэлементным стнадартным растворам 0,5 % азотной кислоты, с концентрациями 20, 50 и 100 мкг/дм3 для каждого анализируемого элемента (ванадий, медь, никель и хром) с добавкой в каждый стандарт индия в качестве внутреннего стандарта с концентрацией в растворе 100 мкг/дм .
Градуировочные многоэлементные растворы готовились весовым методом на электронных аналитических весах разбавлением 0,5 % азотной кислотой из основных стандартных растворов для каждого элемента с концентрацией 1 г/дм .
Основные стандарты для каждого элемента были приготовлены растворением чистых металлов в азотной кислоте. Проведение анализа разбавленных проб с низкой минерализацией (общее содержание солей не превышало 0,5 %) обеспечило высокую сходимость результатов измерения, при которой относительное среднеквадратичное отклонение не превышало 5 % для 4 параллельных измерений для содержаний анализируемых металлов в у диапазоне 10 - 100 мкг/дм .
Воспроизводимость результатов измерений определялась, в основном, погрешностями процедуры пробоподготовки и составляла в среднем не более 20 % относительного среднеквадратичного отклонения для 5 параллельных проб нефтешламов.
Правильность результатов измерений контролировалась по интерпретации масс-спектров с помощью анализа соотношений интенсивностей линий для разных изотопов каждого определяемого элемента, с учетом природного распределения изотопов и эффективности ионизации каждого изотопа, а также методом стандартных добавок и разбавлений. Для повышения точности определения содержания металлов в пробах нефтешламов был реализован принцип внутреннего стандарта, учитывающий временную нестабильность характеристик масс-спектрометра. Анализировалось 3-5 параллельных проб нефти для каждого месторождения. За окончательный результат принималось среднее значение. Результаты контроля точности измерений показали, что погрешность определения содержания металлов в пробах нефтешламов, в основном, определяется погрешностями процедуры пробоподготовки. Оценка суммарной относительной погрешности результатов измерений концентраций примесей металлов в пробах нефтешламов показала, что она не превышает 20 %. Результаты определения концентраций примесей 19 элементов (ванадий, марганец, кобальт, медь, стронций, цирконий, барий, неодим, висмут, титан, хром, железо, никель, цинк, рубидий, олово, лантан, вольфрам, свинец) в искомых 16 пробах нефтешламов представлены в таблице 20.
Анализ составных частей технологии дезактивации радиоактивных нефтешламов
Анализ имеющихся в доступной научно - технической литературе сведений о технологиях дезактивации НШ выявил лишь одну имеющую научно-практическое значение и уже применяемую в опытно-промышленных масштабах технологию (автор [В.Н. Рыжаков)[81]. Технологию дезактивации радиоактивных нефтешламов рассмотрим на примере одного из типичных нефтегазопромысловых регионов России, в частности Вуктыльском месторождении (ВМ), в котором эксплуатируются 6 месторождений нефти, газа и конденсата. Из скважин поступает смесь газа, конденсата, нефти и пластовой воды. В пластовой воде содержится в среднем 150 (летом) - 240 (зимой) г/л метанола, который используется для предотвращения гидратообразования. Газ и конденсат сепарируются (разделяется) и затем поступают на головные сооружения ВМ по межпромысловым трубопроводам. На блоке выветривания головных сооружений ВМ происходит разделение конденсата и пластовой воды. Пластовая вода с содержащимся в ней шламом сбрасывается в резервуарный парк, где накапливается в резервуарах объемом от 1000 до 5000 м . В 2000 году сброс пластовой воды в резервуарный парк составил 36 000 м , а общий сброс -около 130 тыс. м3. В резервуарном парке происходит разделение конденсата, парафина и пластовой воды (отстаивание). Пластовая вода после отстаивания поступает на установку регенерации метанола. Метанол используется вторично. Горячая пластовая вода с установки регенерации метанола по трубам поступает на очистные сооружения. На очистных сооружениях имеется ряд устройств для очистки пластовой воды и других жидких отходов
("промстоков"), поступающих из резервуарного парка, установки регенерации метанола, хозяйственно-бытовых стоков: нефтеловушки, песколовушки, пруды-отстойники, емкости вторичного отстоя, дренажные емкости, колодцы. [81] Стоки после очистных сооружений под давлением закачиваются в скважину на глубину 3700 м. Два раза в год в эту же скважину для увеличения проницаемости пласта закачивается до 70 т 22% соляной кислоты с антикоррозионными добавками. Такая схема типична для многих объектов нефте- и газодобычи.
Радиоактивные нефтешламы, образующиеся при добыче нефти, газа и газового конденсата в ВМ, можно условно разделить на несколько технологических сортов, отличающихся удельной активностью радия, наличием или отсутствием парафина, технологией дезактивации: нефтешламы из РВС, нефтешламы из нефтеловушки, ранее закопанные нефтешламы, продукты дезактивации радиоактивных нефтешламов.
Теоретически проанализированы некоторые технологические стадии изменения физико-химического состояния и радиоактивности НШ по этой технологии:
1. Радиометрическая порционная сортировка; 2. Термохимическая обработка; 3. Гравитационное разделение; 4. Удаление парафина; 5. Обработка паром; 6. Кислотная обработка; 7. Сорбция; 8. Разбавление; 9. Обработка ПАВ; 10. Обработка известью; 11. Разубоживание; 12. Закачка в скважины; 13. Складирование (захоронение).
Радиометрическая порционная сортировка Задача операции - сокращение количества нефтешламов, которые необходимо подвергать термохимической обработке и выщелачиванию, и разделение их на технологические сорта.
Порционной радиометрической сортировке, радиометрическому и рентгенорадиометрическому опробованию подвергаются шламы до и после гравитационного разделения. Она осуществляется на всех объектах, где образуются радиоактивные шламы, и в местах их складирования: РВС (выборочные откачки), нефтеловушки (выборочное извлечение), контейнеры со шламом, технологические емкости (УДШ, песчаный фильтр и т.п.). С этой целью определяется удельная активность шлама (по корреляционным графикам, связывающим УА и МЭД) в нефтеловушке, в РВС, в других емкостях, где может образовываться радиоактивный шлам, а также элементный состав шламов (рентгенорадиометрическим методом). Радиометрическое опробование шламов и солей проводится с помощью переносной аппаратуры (спектрометра или радиометра) или с помощью датчиков многодетекторной аппаратуры [92, 93]. Задачей рентгенорадиометрического опробования является определение содержаний в шламе элементов, влияющих на технологию и эффективность дезактивации шламов и солей: бария, стронция, свинца, церия и др., а также определение удельной активности (по корреляционным графикам, связывающим УА и концентрацию элементов) в случае отсутствия радиоактивного равновесия между радием и продуктами распада радона. На основании выполнения таких исследований формируются отдельные технологические сорта шламов и солей, которые размещаются в различных технологических емкостях (контейнерах).
