石油污染物在黄土中的吸附与降解

研究报告

题目：石油污染物在黄土中的吸附与降解

西北师范大学化学化工学院.第一部分西部地区石油

污染现状西北黄土地区是我国的主要石油、天然气基地之一。甘肃境内玉门、庆阳等地区都有开发多年、并不断发现的新的高品位油井。这些地区在采油现场、原油输送和石油炼制过程中，均存在不同程度的原油外溢、管道泄露、或其他原因造成的石油类化合物对土壤、水源地甚至地下水的污染。

.玉门矿区现场原油污染.玉门油田废油的渗漏..原油污染对生态的破坏.第二部分表面活性剂对污染物在

黄土中吸附的影响目标化合物：

2,4-二氯苯酚、2,4-二硝基苯酚和苯甲酸实验方法：批量实验（平衡振荡法）

.

黄土的组成和性质

SoilpH

(water/soil=1)8.61bulkdensity(g/cm3)1.88Density(g/cm3)2.69Porosity(%)30Moisture(naturalsoil)(%)5.13OC(%)0.101CEC(cmol/Kg)3.51SoiltextureSand(%)(particlesize:>0.05mm)Silt(%)(particlesize:0.05~0.005mm)Clay(%)(particlesize:<0.005mm)18.7553.8527.40.实验结果与讨论2,4-二氯苯酚、2,4-二硝基苯酚和苯甲酸三种可离子化有机化合物在天然黄土和阳离子表面活性剂改性黄土中的吸附行为.2,4-二氯苯酚（DCP），2,4-二硝基苯酚(DNP)和苯甲酸(BA)在天然黄土上的等温吸附曲线.2,4-二氯苯酚（DCP），2,4-二硝基苯酚(DNP)和苯甲酸(BA)在表面活性剂改性黄土上的等温吸附曲线.

不同pH值条件下2,4-二氯苯酚在改性黄土上的等温吸附曲线.离子强度和二价金属阳离子(Zn2+)对2,4-二硝基苯酚（A）和苯甲酸（B）在改性黄土中吸附行为的影响—●—NaCl=0.0mol/L—■—NaCl=0.1mol/L—▲—ZnSO4

=0.025mol/L.2,4-二硝基苯酚(DNP)对苯甲酸在改性黄土中吸附行为的影响.二氯苯酚、二硝基苯酚和苯甲酸在天然黄

土和改性黄土上的等温吸附曲线的回归数据

有机化合物条件回归方程相关系数吸附率（%）天然黄土DNPBADCPlogCS=0.00023Ce0.804logCS=0.00032Ce0.768logCS=0.00158Ce0.8670.9930.9970.9951.431.968.9改性黄土DNPNaCl0.0MNaCl0.1MZnSO40.025MBA79.37mg/LlogCS=0.0487Ce0.623logCS=0.144Ce0.592logCS=0.523Ce0.459logCS=0.205Ce0.5570.9960.9980.9970.99851.985.695.482.5BANaCl0.0MNaCl0.1MZnSO40.025MDNP86.40mg/LlogCS=0.0032Ce0.819logCS=0.00574Ce0.708logCS=0.00809Ce0.665logCS=0.0033Ce0.570.9630.9970.9980.98718.823.631.612.6DCPpH=8.2pH=10.8logCS=0.1384Ce0.874logCS=0.035Ce0.7540.9950.99491.367.3.非线性分配模型CsT=CsI+CsN(1)CsI=KI

CenI(2)CsN=KNCenN(3)CsT＝KNCenI＋KICenN(4)CsI=0.035Ce0.754

(KI

=0.035,nI=0.754)(5)CsN=0.345Ce0.896(KN=0.345,nN=0.896)(6)

CsT=0.035CeI

0.743+0.345CeN

0.896(7).

pH值8.2时,2,4-二氯苯酚在改性黄土中的等温吸附曲线以及分解曲线.结论随着pH值的增大，2,4-二氯苯酚的离子形态逐渐增多，改性黄土对2,4-二氯苯酚的吸附能力减弱。但是，随着离子强度的增强和二价重金属阳离子的加入，可离子化有机化合物的离子形态在改性黄土中的吸附量增大。可离子化有机化合物在阳离子表面活性剂改性黄土中存在竞争吸附。提出的可离子化有机化合物在改性黄土中的吸附模型，较好地将等温吸附曲线分解为两条分别代表离子和非离子形态的等温吸附曲线可离子化有机化合物在天然黄土和阳离子表面活性剂改性黄土中的等温吸附曲线均是非线性的，且符合Freundlich方程。表面活性剂的改性极大地提高了天然黄土对可离子化有机化合物的吸附能力。其吸附行为（（无论离子形态还是非离子形态）可用双模式吸附理论来解释。.第三部分石油污染物的微生物降解.1．实验部分供试原油分离菌种油：原油和柴油混合物（V:V=1：4）降解用油：玉门矿区原油.培养基

无机盐培养基（g/L）：Na2HPO4﹒12H2O1,KH2PO41,(NH4)2SO40.5,MgCl2﹒6H2O0.1,Ca(NO3)2﹒4H2O0.05,原油2，琼脂18,

pH7.2实验培养基（g/L）:(NH4)2SO40.5;NaNO30.5;KH2PO41,MgCl2﹒6H2O0.1,Ca(NO3)2﹒4H2O0.05,原油0.7，pH7.0.石油降解菌的分离

将玉门油田油井附近的带有渣油的少量泥沙，接种于以石油为唯一碳源的无机盐培养基平板上，于28℃培养7d，而后选择部分单菌落在无机盐培养基平板上反复划线分离得到纯菌种。根据《伯杰氏细菌鉴定手册》对分离到的两株菌进行了初步的形态观察和生理生化试验，初步鉴定到属。

.降解实验

用适量的无菌水洗下斜面上的菌，菌体悬浮在无菌水中，取5mL该菌悬液接种至装有50mL液体培养基的250mL三角瓶中培养，摇瓶转速120r/min,温度28℃，培养12d后，测降解率。

.降解前后油组分的分析

采用GC-MS对降解前后原油的组分进行分析。GC-MS条件：HP5890SERIESⅡ气相色谱仪，HP5972质谱仪；HP-5石英毛细管色谱柱（30m×0.25mm×0.25um）,He载气，进样口温度290℃，检测器温度300℃。升温程序：初始80℃，恒温5min后以3℃/min升至290℃，并保留10min。

.2结果与分析

菌A和菌B对原油的降解率

两菌株对原油均有较好的降解能力，经12d降解后，菌A降解率可达61.71%，菌B降解率为53.12%；

.饱和烃降解前后的组分分析

图1降解前后饱和烃M/z82的GC-MS图谱

a为未降解饱和烃b菌Ac菌B

参照M/z85质谱图，正构烷烃基本消失；M/z109，M/z123质谱图，烷基环己烷、烷基苯、二环烷系列明显降解。.芳香烃降解前后的组分分析

图2降解前后芳香烃M/z128、M/z142、M/z156、M/z170的图谱

a为未降解芳香烃b菌Ac菌B萘，甲基萘，二甲基萘和三甲基萘，萘系列基本消失了；经菌B作用后，还余部分三甲基萘。

.

图3降解前后芳烃M/z178、M/z192、M/z206的GC-MS图谱

a为未降解芳香烃b菌Ac菌B

菲，甲基菲和二甲基菲，经菌A作用后，菲和烷基菲发生明显降解；菌B对菲系列没有明显作用。.3结论

1、分离筛