Высокоэффективные методы химического анализа как элементы технологии переработки углеводородного сырья тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Арыстанбекова, Сауле Абдыхановна

• Арыстанбекова, Сауле Абдыхановна
• кандидат наук
• 2013

Оглавление диссертации кандидат наук Арыстанбекова, Сауле Абдыхановна

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

Глава 1 Литературный обзор

1.1 Отбор и хранение проб углеводородного сырья и продукции

1.2 Определение углеводородного состава сырья и продукции

1.3 Определение серосодержащих соединений

1.4 Определение метанола

1.5 Расчет состава пластового газа

1.6 Определение ртути в природном газе

Резюме к главе

Глава 2 Исследования по определению химического состава

попутного нефтяного газа и газа сепарации

2.1 Определение углеводородов Ci-C8+B и неорганических газов

2.1.1 Аппаратура и материалы

2.1.2 Оптимизация экспериментальных условий газохроматографического анализа

2.1.3 Расчет концентрации определяемых компонентов

2.1.4 Сравнение результатов определения сероводорода в газе сепарации, полученных методом газовой хроматографии и методом йодометрического титрования

2.2 Определение примесей серосодержащих соединений

2.2.1 Аппаратура и материалы

2.2.2 Оптимизация условий газохроматографического определения серосодержащих соединений

2.2.3 Проведение газохроматографического анализа и расчет концентраций серосодержащих соединений

2.2.4 Влияние материала пробоотборника на результаты определения серосодержащих соединений в пробах ПНГ

2.2.5 Результаты определения серосодержащих соединений в пробах газа сепарации и попутного нефтяного газа

Резюме к главе

Глава 3 Исследования по определению химического состава нестабильного газового конденсата с предварительным

разгазированием пробы

3.1 Разгазирование проб нестабильного газового конденсата

3.2 Определение состава газа дегазации

3.2.1 Определение углеводородов Ci-Cg+в и неорганических газов

3.2.2 Определение примесей индивидуальных серосодержащих соединений

3.2.3 Определение метанола

3.3 Определение компонентно-фракционного состава дегазированного конденсата

3.3.1 Аппаратура и материалы для определения компонентно-

фракционного состава дегазированного конденсата

3.3.2 Определение легких углеводородов СгС5

3.3.3 Определение углеводородов от Сб до С44

3.4 Определение серосодержащих соединений в дегазированном конденсате

3.4.1. Оптимизация условий газохроматографического

определения

3.4.2 Результаты определения серосодержащих соединений в дегазированном конденсате

3.5 Определение метанола в дегазированном конденсате

3.6 Результаты определения состава нестабильного газового конденсата

3.6.1 Определение компонентно-фракционного состава нестабильного газового конденсата

3.6.2 Определение серосодержащих соединений в пробах нестабильного газового конденсата

3.6.3 Определение метанола в пробах нестабильного газового конденсата

3.7 Методы определения детального химического состава проб нестабильного газового конденсата как элементы технологии его переработки

3.7.1 Совершенствование нормативной базы

3.7.2 Проведение балансовых расчетов и расчетно-учетных операций

3.7.3 Исследование распределения метанола в технологических

потоках

Резюме к главе

Глава 4 Методология определения химического состава нестабильного газового конденсата без предварительного разгазирования пробы (путем ввода пробы в хроматограф под

давлением)

4.1. Аппаратура и материалы

4.2 Основные принципы прямой подачи проб нестабильного газового конденсата в газовый хроматограф под высоким давлением

4.2.1 Дозаторы для ввода проб

4.2.2 Конфигурации газовых хроматографов для анализа проб НТК под давлением

4.2.3 Прямая подача пробы НТК в газовый хроматограф под давлением

4.3 Градуировка хроматографа и условия проведения анализа

4.3.1 Градуировка по компонентам, определяемым с помощью пламенно-фотометрического детектора

4.3.2 Градуировка и условия анализа по компонентам, определяемым с помощью детектора по теплопроводности и пламенно-ионизационного детектора

4.4 Результаты определения состава нестабильного газового конденсата

4.4.1 Результаты определения углеводородного состава нестабильного газового конденсата с использованием газового хроматографа с одним аналитическим трактом

4.4.2 Определение химического состава нестабильного газового конденсата с использованием газового хроматографа с двумя аналитическими трактами

4.4.3 Определение компонентно-фракционного состава проб серосодержащего нестабильного газового конденсата

4.5 Определение серосодержащих соединений в нестабильном газовом конденсате

4.5.1 Сравнительное определение серосодержащих соединений в пробах нестабильного газового конденсата при использовании двух подходов

4.5.2 Результаты определения серосодержащих соединений в пробах нестабильного газового конденсата

Резюме к главе

Глава 5 Определение компонентно-фракционного состава пластового газа: новые подходы

5.1 Расчет компонентного и группового углеводородного состава Сп пластового газа

5.2 Расчет компонентно-фракционного состава пластового газа

5.3 Апробация разработанного комплекса методов

5.4 Детальный состав пластового газа в газоконденсатных

исследованиях

Резюме к главе

Глава 6 Определение состава легких углеводородных фракций как элемент технологии их получения и очистки

6.1 Определение углеводородного состава сжиженных углеводородных газов и ШФЛУ методом капиллярной газовой хроматографии

6.1.1 Основные средства измерений и материалы

6.1.2 Условия выполнения хроматографического анализа

6.2 Определение метанола в легких углеводородных фракциях и стабильном газовом конденсате

6.2.1 Основные средства измерений и материалы

6.2.2 Отбор проб СУГ, ШФЛУ

6.2.3 Экстракция метанола водой из проб СУГ и ШФЛУ под давлением

6.2.4 Экстракция метанола водой из проб стабильного газового конденсата

6.2.5 Проведение анализа

6.3 Определение серосодержащих соединений в легких углеводородных фракциях и стабильном газовом конденсате

6.3.1 Основные средства измерений и материалы

6.3.2 Унификация российской и международной нормативной базы, посвященной оценке качества жидкой углеводородной продукции

6.3.3 Определение серосодержащих соединений в пробах широкой фракции легких углеводородов, сжиженных углеводородных газов, стабильного газового конденсата

6.4 Результаты определения химического состава проб сжиженных углеводородных газов, широкой фракции легких углеводородов, стабильного газового конденсата

6.4.1 Определение углеводородного состава сжиженных углеводородных газов и широкой фракции легких углеводородов

6.4.2 Определение содержания метанола в пробах углеводородной продукции

6.4.3 Определение серосодержащих соединений в пробах углеводородной продукции

Резюме к главе

Глава 7 Исследования по определению ртути в природном газе

7.1 Исследования по определению ртути в природном газе с ее предварительным концентрированием

7.2 Результаты определения ртути в природном газе

7.2.1 Определение ртути в товарном природном газе

7.2.2 Определение ртути в газовых потоках Уренгойского завода

по подготовке конденсата к транспорту

7.2.3 Определение ртути в газовых потоках Сосногорского газоперерабатывающего завода

Резюме к главе

Общие выводы

Литература

Основные публикации автора по теме диссертации

Приложение А. Нормативные документы на основе разработанных

методик анализа

Приложение Б. Свидетельства об аттестации методик выполнения измерений

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Высокоэффективные методы химического анализа как элементы технологии переработки углеводородного сырья»

ВВЕДЕНИЕ

Перед газоперерабатывающей промышленностью России стоит важная задача - обеспечить повышение степени переработки природного газа, газового конденсата и нефти с целью увеличения выработки углеводородной продукции, в том числе моторных топлив, при одновременном улучшении их качества. Для успешного решения этой стратегически важной для нашей страны задачи необходимо, в частности, повышение информативности данных по химическому составу добываемого углеводородного сырья, а также продуктов его переработки. В последние годы в России ежегодно добывают около 17 млн. т нестабильного газового конденсата (НТК). Установление химического состава и физико-химических свойств углеводородного сырья (УВС) является основой для решения широкого круга задач, связанных с его добычей (включая учет запасов), транспортом и переработкой. Для успешного решения задачи сжижения природного газа критичной является информация по содержанию в нем ртути.

Особенно важна информация по составу серосодержащего УВС, самые крупные месторождения которого находятся в Волго-Уральском регионе. Суммарная концентрация серосодержащих соединений (ССС) в НТК Астраханского газоконденсатного месторождения (ГКМ) может превышать 20 % масс., а в НТК Оренбургского ГКМ - 5 % масс. При этом содержание сероводорода в попутном нефтяном газе (ПНГ) и газе сепарации (ГС) может достигать 7 % мол. и 30 % мол. соответственно. Высокое содержание ССС вызывает множество проблем при добыче, транспортировке и переработке серосодержащего природного газа и НТК. Особенно актуально рациональное использование сероводородсодержащего ПНГ.

Применявшиеся до настоящего времени методы контроля качества НТК имели существенные ограничения. Это обусловлено сложностью данной задачи - НТК содержит в своем составе, в значимых количествах, компоненты, характерные как для природного газа (азот, диоксид углерода, метан), так и для нефти (углеводороды до С44 и выше). Методики анализа НТК, разработанные на ранних этапах становления газовой отрасли (например, СТП 36-87), позволяли определять жидкие углеводороды только в

виде группы С6+в- Методики, применявшиеся для определения серосодержащих соединений в НТК, также морально устарели.

Вступление России в ВТО в 2012 г. сделало необходимым повышение качества продукции газо- и нефтепереработки до уровня, регламентируемого международными стандартами. Решение этой задачи невозможно без разработки и внедрения современных методов химического анализа нефтепродуктов. При относительно развитом в России контроле качества бензина и дизтоплива, существенно меньшее внимание уделяется таким многотоннажным нефтепродуктам, как широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и сжиженные углеводородные газы (СУГ). Между тем, они широко используются в качестве сырья для нефтехимии, в качестве топлива, а также поставляются на экспорт. За рубежом требования к качеству СУГ постоянно ужесточаются (в частности, по содержанию ССС). Используемые же в настоящее время в РФ методики анализа ШФЛУ и СУГ часто не могут обеспечить надежный контроль их качества на уровне, удовлетворяющем современным требованиям.

Актуальной проблемой является необходимость получения детальной информации о содержании ртути в природном газе и других углеводородных продуктах. Наличие даже незначительных количеств ртути может приводить к разрушению алюминиевых деталей теплообменных аппаратов, применяемых при сжижении природного газа, вследствие образования амальгамы.

Таким образом, актуальность темы диссертационного исследования обусловлена необходимостью контролировать состав УВС и получаемой из него продукции с целью оптимизации использования технологического оборудования и повышения глубины переработки сырья, а также с целью разработки новых и совершенствования существующих технологий очистки газового сырья от серосодержащих соединений. В связи с возрастающей ролью сжиженного природного газа необходимо получение детальной информации о содержании ртути в природном газе.

Цель работы

Целью настоящей работы являлось развитие методов химического анализа по всей технологической цепочке, от исходного сырья до товарных продуктов газо- и нефтепереработки, как неотъемлемых элементов технологии переработки У ВС (рисунок 1.1). При ее достижении основное внимание уделялось наиболее сложным по составу и наименее изученным видам сырья, а именно НГК, пластовому газу и ПНГ. Что касается нефтепродуктов, основное внимание уделено химическому анализу ШФЛУ и СУГ.

Природный газ

Рисунок 1.1 Упрощенная схема первичной переработки газоконденсатного сырья

Для достижения поставленной цели было необходимо решить следующие задачи:

- разработать единый комплексный подход к определению группового, компонентно-фракционного углеводородного состава пластового газа, ПНГ, НГК, стабильного газового конденсата (СГК), ШФЛУ и СУГ в целях оптимизации технологии их переработки;

- разработать методики количественного определения индивидуальных ССС и метанола в сырье и продукции газовой отрасли в целях повышения эффективности очистки углеводородной продукции от нежелательных примесей;

- разработать методику определения микропримесей ртути в природном газе и газообразных технологических потоках в целях оптимизации их использования для сжижения или в качестве сырья в газохимии.

Разработанные методики должны были отвечать следующим главным критериям:

^ соответствие мировому уровню (применительно к газовой хроматографии - использование капиллярных колонок, ввод пробы в хроматограф под рабочим давлением, имитированная ГХ разгонка); ^ гармонизация с аналогичными международными НТД; ^ унификация применяемых подходов при решении однотипных задач в целях обеспечения надежного контроля за изменением определяемых компонентов по всей технологической цепочке;

^ метрологическая аттестация разработанных методик и доведение их до уровня нормативных документов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

•Решена научная проблема аналитического контроля по всей технологической цепочке первичной переработки газоконденсатного сырья, начиная от исходного сырья (пластовый газ, ПНГ, НТК, ГС) и технологических потоков (ШФЛУ, СГК) до контроля качества товарных продуктов газо- и нефтепереработки (СУГ), с помощью высокоэффективных метрологически аттестованных методик анализа.

• Разработанные методики прямого определения детального состава проб НТК, находящихся под давлением до 10 МПа, и определения примесей ртути в природном газе по ряду параметров превосходят мировые аналоги. Достигнутое нами сокращение времени определения полного состава проб НТК с 5-8 ч до 1 ч является ключевым фактором для принятия оперативных производственных решений по оптимизации сырьевых потоков и корректировке режима работы технологических установок.

• Разработана не имеющая аналогов в мировой практике методика прямого определения серосодержащих соединений в НТК с помощью двухтрактового газового хроматографа, в которой высокие концентрации сероводорода (0,1% -25,0 % масс.) определяют с помощью насадочной

колонки с полимерным адсорбентом и детектором по теплопроводности, а низкие концентрации (0,0002 - 0,1% масс.) серосодержащих соединений с помощью капиллярной колонки PLOT и пламенно-фотометрического детектора.

• Впервые получены экспериментальные данные по детальному компонентно-фракционному и компонентно-групповому составу НТК, поступающему на российские газоперерабатывающие заводы, включая данные по содержанию в нем индивидуальных ССС. Предложенный нами систематический подход к мониторингу содержания как основных компонентов, так и всех ключевых микропримесей в НТК и получаемых из него ШФЛУ и СУГ позволяет рассматривать разработанные методы анализа как важные элементы технологии переработки углеводородного сырья.

• Расширение спектра определяемых серосодержащих примесей явилось научной основой для контроля эффективности абсорбционно-каталитической очистки продукции Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ). Применение предложенных методов экспериментального определения химического состава позволило оптимизировать условия адсорбционной очистки ШФЛУ Оренбургского гелиевого завода от серосодержащих соединений до уровня, отвечающего требованиям международных стандартов.

• Предложен способ расчета детального химического состава пластового газа, не имеющий аналогов в РФ, который может быть использован на всех стадиях разработки ГКМ, от оценки запасов до разработки оптимальной технологии переработки УВС.

Практическая значимость работы: •Разработан соответствующий современному мировому уровню комплекс метрологически аттестованных методик определения детального химического состава газоконденсатного сырья и получаемой из него продукции.

• Разработанные методики анализа положены в основу 14 нормативных документов, 10 из которых внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений. К настоящему времени часть

разработанных нами нормативных документов внедрена в практику работы химико-аналитических лабораторий ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром переработка», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ООО «Газпром добыча Уренгой».

• Получение в оперативном режиме достоверной информации о детальном химическом составе НТК и пластового газа с помощью разработанных методик анализа позволяет решать широкий круг вопросов, связанных с переработкой углеводородного сырья. В первую очередь, это моделирование и оптимизация технологий переработки У ВС, в том числе совершенствование расчетов материальных балансов (в целом и по отдельным технологическим узлам) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и газоперерабатывающих заводов.

• Внедрение предложенных методик определения индивидуальных ССС в практику работы химико-аналитических лабораторий газо- и нефтеперерабатывающих предприятий позволяет получить более полную информацию о содержании примесных компонентов на всех стадиях производства - от добычи УВС до поставки потребителям товарной продукции. Предложенные методы контроля качественного и количественного состава серосодержащих соединений позволили повысить качество получаемых на Оренбургском гелиевом заводе ШФЛУ и сжиженных углеводородных газов до требований, регламентируемых международными стандартами.

С целью обеспечения безаварийной работы установок по сжижению природного газа разработана методика определения в нем примесей ртути,

3 3

охватывающая 5 порядков концентраций (от 1 нг/м до 200 мкг/м ) и по ряду показателей превосходящая мировые аналоги.

Апробация работы. Основное содержание работы доложено и обсуждено на следующих научных конференциях: XVI Международной научно-технической конференции «Реактив-2003», Уфа, 2003; Всероссийской конференции «Аналитика России», Москва, 2004; научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗов и

научных организаций «Молодежная наука - нефтегазовому комплексу», Москва, 2004; Международной научной конференции «Chemical Analysis and Analytical Chemistry», Киев, 2005; Международной конференции International Congress on Analytical Sciences «ICAS-2006», Москва, 2006; XIV научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз», Тюмень, 2006; VIII Всероссийской научно-практической конференции студентов и аспирантов «Химия и химическая технология в XXI веке», Томск, 2007; Совещании по учету объемов и контроля качества жидких углеводородов, сжиженных газов, газожидкостных углеводородных систем, Тюмень, 2007; Международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2008; Научно-технической конференции «Поиск и внедрение новых технологий по решению проблем добычи и переработки газа и нефти на заключительной стадии разработки месторождений», Оренбург, 2008; конференции молодых ученых и специалистов "Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири - 2008", Тюмень, 2008; II Международном промышленно-экономическом форуме «Стратегия объединения. Решение актуальных задач нефтегазового и нефтехимического комплексов на современном этапе», Москва, 2009; IV открытой научно-технической конференции молодых специалистов и работников ООО «Газпром добыча Астрахань», Астрахань, 2011; Совещании руководителей химико-аналитических лабораторий дочерних обществ и организаций ОАО «Газпром», Казань, 2011; XIX Менделеевском съезде по общей и прикладной химии, Волгоград, 2011; конференции «Актуальные проблемы развития нефтегазового комплекса России», Москва, 2012 г; II Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы и перспективы освоения месторождений углеводородов» (HCFD-2012), Москва, 2012 г.

Личный вклад автора в разработку проблемы. Все включенные в диссертацию данные получены лично автором или при его непосредственном участии. Автору принадлежит выбор направления работы, формирование целостной концепции научного исследования, постановка задач и планирование экспериментальных и теоретических подходов к их решению. Экспериментальные исследования, анализ полученных результатов, написание научных статей, монографии, патента и нормативных документов проведены автором с участием основных соавторов:

- разработка методики определения химического состава проб газа сепарации и ПНГ - М.С. Лапина, А.Е. Скрябина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- разработка методики определения углеводородного состава проб НТК без их предварительного разгазирования - А.Б. Волынский, А.Е. Скрябина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»); В.В. Смирнов, И.А. Прудников (ОАО «Газпром»); А.Р. Мусин, B.C. Устюгов (ЗАО СКБ «Хроматэк»);

- разработка методики определения углеводородного состава проб НТК с их предварительным разгазированием - A.A. Гераськина, А.Е. Скрябина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- разработка методик определения индивидуальных серосодержащих соединений в пробах НТК методами газовой хроматографии

A.Б. Волынский, Н.И. Грачева, М.С. Лапина, А.Е. Скрябина (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»); И.А. Прудников (ОАО «Газпром»); Г.И. Литвинова,

B.C. Мерчева (ООО «Газпром добыча Астрахань»); А.Р. Мусин, B.C. Устюгов (ЗАО СКБ «Хроматэк»);

- разработка методов расчета полного компонентно-фракционного состава пластового газа - А.Б. Волынский, Е.А. Мазепа (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- разработка методик определения химического состава проб ШФЛУ и СУГ методами газовой хроматографии - А.Е. Скрябина, Н.И. Грачева, М.С. Лапина, Е.А. Мазепа (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- разработка методик определения ртути в природном газе - А.Б. Волынский, Н.С. Миронова, А.И. Гюрджиян, Е.А. Мазепа (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»);

- создание нормативно-технической документации ОАО «Газпром» и дочерних обществ - А.Б. Волынский, М.С. Лапина, А.Е. Скрябина, Е.А. Мазепа, В.Н. Квон, Н.С. Миронова, А.И. Гюрджиян (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»).

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

В настоящей работе использованы следующие сокращения и обозначения:

ААС - атомно-абсорбционная спектрометрия;

АГПЗ - Астраханский газоперерабатывающий завод;

АФС - атомно-флуоресцентная спектрометрия;

АЭД - атомно-эмиссионный детектор;

БТ - бутан технический;

BMP - водо-метанольный раствор;

ГГП - газ горючий природный;

ГД - газ дегазации;

ГКМ - газоконденсатное месторождение;

ГН - газ-носитель;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГХ - газовая хроматография;

ДК - дегазированный конденсат;

ДТП - детектор по теплопроводности;

ДЭА - диэтаноламин;

ЗПКТ - завод по подготовке конденсата к транспорту;

ЗСК - завод стабилизации конденсата;

ИБВ - инжектор бесшприцевого ввода;

ИТК - истинных температур кипения (кривая);

ИГХР - имитированная газохроматографическая разгонка;

КК - капиллярная колонка;

КН - насадочная колонка;

КрПТ - кран поршневого типа;

МГ - магистральный газопровод;

МЭА - моноэтаноламин;

НТК - нестабильный газовый конденсат;

НГКС - нефтегазоконденсатная смесь;

НТД - нормативно-технический документ (документы);

НФ - неподвижная фаза;

ОГПЗ - Оренбургский газоперерабатывающий завод;

ПИД - пламенно-ионизационный детектор;

ППТ - пробоотборник поршневого типа;

ПТ - пропан технический;

ПФД - пламенно-фотометрический детектор;

СГК - стабильный газовый конденсат;

СО - стандартный образец;

СПБТ - смесь пропана и бутана технических;

ПБФ - сжиженная пропан-бутановая фракция;

ССС - серосодержащие соединения;

СУ Г - сжиженные углеводородные газы;

ТУ - технические условия;

УВС - углеводородное сырье;

УДК - установка деэтанизации конденсата;

УКПГ - установка комплексной подготовки газа;

УПКТ - установка подготовки конденсата к транспорту;

У ПС - установка подготовки сырья;

УСК - установка стабилизации конденсата;

ХЛД - хемилюминесцентный детектор;

ШФЛУ - широкая фракция легких углеводородов;

Xi - массовая доля компонента (группы углеводородов Сп, температурных фракций), % (ррт);

о - показатель повторяемости (среднеквадратическое отклонение повторяемости), % (ррт);

± А - показатель точности (границы абсолютной погрешности), % (ррт), при Р=0,95;

± ô - показатель точности (границы относительной погрешности), %, при Р=0,95.

ГЛАВА 1 ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР

Несмотря на технологическую направленность данной работы, анализировать существующие технологии переработки УВС и перспективные направления их развития вряд ли целесообразно. Во всех известных нам технологиях переработки УВС необходим как входной контроль химического состава сырья, так и контроль химического состава получаемой продукции. При разработке новой технологии необходим также контроль химического состава промежуточных потоков. Поэтому в данной главе проанализированы отечественные и зарубежные нормативные документы по определению химического состава проб газообразного и жидкого УВС, а также нефтепродуктов, начиная со стадии их отбора. В главе рассмотрено определение следующих компонентов:

- углеводороды С1-С44;

- неорганические газы (азот, кислород, диоксид углерода, сероводород, серооксид углерода);

- органические серосодержащие компоненты (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды и др.);

- метанол;

- ртуть.

Необходимо подчеркнуть, что в работе не ставилась задача определения в пробах УВС индивидуальных углеводородов тяжелее пентанов, а также проведение структурно-группового анализа проб (т.е. определение групп алканов, изоалканов, нафтенов и ароматических углеводородов). Такие исследования обычно проводят при исследовании генезиса нового месторождения. Детальная (хотя и несколько устаревшая) информация по соответствующим методам исследований приведена в монографии [2], а по составам газоконденсатного сырья - в монографии [3]. Современные методики определения индивидуального углеводородного состава, а также проведение структурно-группового анализа могут быть найдены, в частности, в нормативно-технических документах (НТД), посвященных

анализу бензинов. В диссертации (включая данную главу) также не рассматривается определение воды и солей металлов в УВС и нефтепродуктах.

Для достижения поставленных целей в рамках диссертационной работы разрабатывались методики определения детального химического состава по всей технологической цепочке, от исходного УВС до товарных продуктов газо- и нефтепереработки. Так как одной из наших задач являлось широкое внедрение разработанных подходов в практику в виде НТД различного уровня, методики анализа разрабатывали на основе современных, но уже апробированных подходов к анализу УВС и нефтепродуктов. Поэтому в упор в литобзоре сделан именно на анализе действующих НТД, независимо от их уровня и места разработки. Такой подход существенно облегчает также обеспечение гармонизации разрабатываемых НТД с их зарубежными аналогами. Анализу оригинальных научных работ, часто выполненных на уникальной несерийной аппаратуре, уделено второстепенное внимание.

1.1 ОТБОР И ХРАНЕНИЕ ПРОБ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ И ПРОДУКЦИИ

Результаты химического анализа в значительной степени зависят от правильного отбора проб. Важно, что ошибки, допущенные на этом этапе, обычно невозможно ни учесть, ни скомпенсировать. В применяемых российских НТД по отбору проб часто недостаточное внимание уделяется сохранению в пробе химически активных примесей (таких, как ССС). В соответствии с тематикой диссертационной работы, кратко рассмотрены НТД, посвященные отбору проб углеводородного сырья и продукции, находящихся под повышенным рабочим давлением, независимо от их агрегатного состояния.

1.1.1 Требования к пробоотборникам

В первую очередь выбор материала для ПО обусловлен требованиями безопасности. Давление проб ГГП может достигать 3 МПа, а проб НТК - 10

МПа (при комнатной температуре). Поэтому пробоотборники изготавливают из металлов, чаще всего, из нержавеющей стали.

Второе основное требование - устойчивость материала пробоотборника к воздействию компонентов пробы. Нержавеющая сталь является относительно дешевым и весьма инертным в химическом отношении материалом, который не взаимодействует с углеводородами и метанолом. Поэтому изготовленные из нее ПО широко применяются для отбора проб углеводородного сырья и продукции. Однако необходимо иметь в виду, что следовые количества полярных веществ (метанола и воды) могут сорбироваться на стенках пробоотборников. О возможности адсорбции ССС на стенках пробоотборников прямо указано в ГОСТ 22387.2 [4].

Именно ССС являются основным источником повышенных требований к химической инертности материала пробоотборника. Несмотря на коррозионную стойкость нержавеющей стали, ее поверхность неизбежно содержит следы оксидов железа. При хранении проб наиболее реакционноспособные ССС (сероводород и меркаптаны RSH) могут взаимодействовать с ними по следующим схемам:

2RSH + 3Fe203 R2S2 + 2Fe304 + Н20 (1.1)

3H2S + Fe203-3H20 2FeS + S + 6H20 (1.2)

Степень снижения концентрации ССС в пробе под влиянием таких процессов зависит от целого ряда факторов - степени изношенности пробоотборника, срока хранения пробы до проведения анализа, начального содержания ССС в пробе и т.д. Например, микроконцентрации ССС в пробе могут быть полностью потеряны в результате их взаимодействия со стенками пробоотборника. Однако при начальном высоком содержании ССС в анализируемой пробе точно такие же потери по величине могут быть близки к погрешности анализа.

Поэтому для отбора проб углеводородного сырья и продукции, содержащих ССС, рекомендуется использовать пробоотборники с

внутренней поверхностью из материала более инертного, чем нержавеющая сталь. Например, в ГОСТ 22387.2 [4] указано, что для отбора проб природного газа, содержащего ССС, необходимо использовать пробоотборники из нержавеющей стали с тефлоновым покрытием.

Существенно более подробно этот вопрос рассмотрен в ISO 10715 [5] и созданном на его основе ГОСТ 31370 [6] (таблица 1.1). Интересно, что, согласно ГОСТ 31370 [6], такие химически активные компоненты проб, как сероводород и ртуть, желательно определять непосредственно на

Таблица 1.1 - Совместимость^ материалов, используемых при отборе проб, с компонентами природного газа (по ГОСТ 31370 [6]).

Материал спнт COS, СН3ОН, H2S, Н20 Не Hg н2,

со2 о2 RSH СО

Нержавеющая а а а b b а b а

сталь

Стекло2) а а а а а а а а

Тефлон3) b b b а с с с b

Полиамид а а b а с а с а

Алюминий а а а b b а с а

Титан а а а а а а а а

!)а - пригоден;

b - пригоден условно;

с - не рекомендуется.

Стекло является высокоинертным материалом, но оно хрупкое и

небезопасное для отбора проб при давлении выше атмосферного.

^Политетрафторэтилен (тефлон) инертен, но может проявлять

адсорбционные свойства. Кроме того, он проницаем, например, для воды,

гелия и водорода. Покрытия из тефлона могут иметь дефекты и поэтому части

внутренней поверхности пробоотборника могут оказаться незащищенными.

месте отбора проб, поскольку даже применение ПО с инертными покрытиями не может гарантировать отсутствие адсорбции этих компонентов. В АБТМ О 5504 [7] желательность определения ССС

непосредственно на месте отбора пробы обуславливают устранением влияния разложения образца на получаемые результаты.

Кстати, ISO 10715 [5] является ярким примером того, что даже международные НТД могут содержать ошибки. Например, титан указан в качестве материала, пригодного для отбора проб, предназначенных для последующего анализа на ртуть. Между тем, титан может образовывать со ртутью химические соединения (амальгамы) [8], что несомненно должно приводить к потерям ртути. Поэтому действующие НТД на определение ртути в ПГ [9, 10, 11, 12] предусматривают определение ртути только в режиме on-line, без предварительного отбора проб. Аналогичная ситуация с определением воды в природном газе, которая интенсивно адсорбируется на любых материалах. Поэтому НТД, в которых определение воды в ГГП проводят после отбора проб в пробоотборники, похоже, отсутствуют.

1.1.2 Процедура отбора проб

Детально описывать процедуры отбора проб, многие из которых общеизвестны, вряд ли целесообразно. Поэтому ниже рассмотрены только те аспекты, которые недостаточно изучены либо не получили широкого практического применения.

1.1.2.1 Отбор газообразных проб

Основной НТД по отбору проб природного газа - ГОСТ 31370 (ISO 10715) [6]. В нем обращается внимание на эффект Джоуля-Томпсона, в результате которого снижение давления на каждые 0,1 МПа понижает температуру газа примерно на 0,5°С. Следовательно, если при отборе проб газа используют редуктор, снижение давления может приводить к конденсации тяжелых компонентов пробы. Обычный способ предотвращения конденсации тяжелых компонентов состоит в нагреве пробоотборного узла, компенсирующем падение температуры. Количество требуемой тепловой энергии будет зависеть от состава газа, степени снижения давления и температуры, скорости потока и др. К сожалению,

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Арыстанбекова, Сауле Абдыхановна, 2013 год

ЛИТЕРАТУРА

1. СТП 36-87. Хроматографический метод определения содержания легких углеводородов и расчет плотности нестабильного конденсата. - Новый Уренгой: ООО «Уренгойгазпром», 1987. - 19 с.

2. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А.И. Богомолова, М.Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой. - Ленинград: Недра, 1984. - 431 с.

3. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Углеводородные конденсаты месторождений природного газа. - М.: Недра, 1983. - 263 с.

4. ГОСТ 22387.2-97. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы. - М.: ИПК Издательство стандартов, 1998. - 24 с.

5. ISO 10715: 1997. Natural gas - Sampling guidelines. - International Organization for Standardization, 1997. - 44 p.

6. ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 46 с.

7. ASTM D 5504-01. Standard test method for determination of sulfur compounds in natural gas and gaseous fuels by gas chromatography and chemiluminescence. -ASTM International, 2001. - 10 p.

8. Диаграммы состояния двойных металлических систем. Справочник в 3 т. Т. 2 / Под общей редакцией Н.П. Лякишева. М.: Машиностроение, 1996 Двойные фазовые диаграммы состояния - т. 2 Лякишев Hg-Ti

9 ISO 6978-1:2003(Е). Natural gas - Determination of mercury - Part 1: Sampling of mercury by chemisorption on iodine. - 2003. - 17 p.

10 ISO 6978-2:2003(E). Natural gas - Determination of mercury - Part 2: Sampling of mercury by amalgamation on gold/platinum alloy. - 2003. - 17 p.

11 ASTM D 5954-2006. Standard Test Method for Mercury Sampling and Measurement in Natural Gas by Atomic Absorption Spectroscopy. - 2006. - 5 p.

12 ASTM D 6350-2003. Standard Test Method for Mercury Sampling and Analysis in Natural Gas by Atomic Fluorescence Spectroscopy. - 2003. - 6 p.

13. ГОСТ 18954-73. Прибор и пипетки стеклянные для отбора и хранения проб газа. Технические условия. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2002. -Юс.

14. ASTM D 6968-03. Standard test method for simultaneous measurement of sulfur compounds and minor hydrocarbons in natural gas and gaseous fuels by gas chromatography and atomic emission detection. - ASTM International, 2003. -7 p.

15. ASTM D 6228-98. Standard test method for determination of sulfur compounds in natural gas and gaseous fuels by gas chromatography and flame photometric detection. - ASTM International, 2003. - 6 p.

16. ГОСТ 14921-78. Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб. - М.: Изд-во стандартов, 1978. - 8 с.

17. GPA 2174-93. Obtaining liquid hydrocarbon samples for analysis by gas chromatography. . - Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 1993. - 15 p.

18. MM 51-00159093-004-02. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы отбора проб. - М.: ИРЦ Газпром, 2002. - 14 с.

19. Джеффери П., Киппинг П. Анализ газов методами газовой хроматографии. - М.: Мир, 1976. - 256 с.

20. Гольберт К.А., Вигдергауз М.С. Введение в газовую хроматографию. -М.: Химия, 1990 -352 с.

21. ISO 6974-1:2000. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 1: Guidelines for tailored analysis-International Organization for Standardization, 2000. - 16 p.

22. ISO 6974-2:2001. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 2: Measuring-system characteristics and statistics for processing of data - International Organization for Standardization, 2000,- 29 p.

23. ISO 6974-3:2000. Natural gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 3: Determination of hydrogen, helium,

oxygen, nitrogen, carbon dioxide and hydrocarbons up to Cg using two packed columns.- International Organization for Standardization, 2000. - 14 p.

24. ISO 6974-4:2000. Natural Gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 4: Determination of nitrogen, carbon dioxide and Ci to C5 and Сб+ hydrocarbons for a laboratory and on-line measuring system using two columns. - International Organization for Standardization, 2000. - 18 p.

25. ISO 6974-5:2000. Natural Gas - Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 5: Determination of nitrogen, carbon dioxide and Ci to C5 and C6+ hydrocarbons for a laboratory and on-line process application using three columns. - International Organization for Standardization, 2000. - 20 p.

26. ISO 6974-6:2002. Natural gas -Determination of composition with defined uncertainty by gas chromatography - Part 6: Determination of hydrogen, helium, oxygen, nitrogen, carbon dioxide and Q to C8 hydrocarbons using three capillary columns - International Organization for Standardization, 2000.- 16 p.

27. ГОСТ 31371.1-2008 (ИСО 6974-1:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть

1. Руководство по проведению анализа. - М.: Стандартинформ, 2009. - 19 с.

28. ГОСТ 31371.2-2008 (ИСО 6974-2:2001). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть

2. Характеристики измерительной системы и статистические оценки данных. - М.: Стандартинформ, 2009. - 28 с.

29. ГОСТ 31371.3-2008 (ИСО 6974-3:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 3. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов до С8 с использованием двух насад очных колонок. - М.: Стандартинформ, 2009. - 16 с.

30. ГОСТ 31371.4-2008 (ИСО 6974-4:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть

4. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов Q - С5 и С6+ в лаборатории и с помощью встроенной измерительной системы с использованием двух колонок. - М.: Стандартинформ, 2009. - 16 с.

31. ГОСТ 31371.5-2008 (ИСО 6974-5:2000). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть

5. Определение азота, диоксида углерода и углеводородов С\ - С5 и С6+ в лаборатории и при непрерывном контроле с использованием трех колонок. -М.: Стандартинформ, 2009. - 20 с.

32. ГОСТ 31371.6-2008 (ИСО 6974-6:2002). Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть

6. Определение водорода, гелия, кислорода, азота, диоксида углерода и углеводородов Cj - Cg с использованием трех капиллярных колонок. - М.: Стандартинформ, 2009. - 20 с.

33. ГОСТ 31371.7-2008. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Часть 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 27 с.

34. ГОСТ 23781-87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2002. - 10 с.

35. Мурин В.И., Кисленко H.H., Арыстанбекова С.А., Крашенников С.В., Гераськина A.A., Жильцов И.Н. Газохроматографические методы определения компонентного состава природного газа. - М.: ИРЦ Газпром, 2001.-59 с.

36. IP-345/80. Determination of composition of associated natural gas - Gas chromatography method. - Institute of Petroleum: 1995. - 5 p.

37. ISO 6975:1997. Natural gas - Extended analysis - Gas-chromatographic method. - International Organization for Standardization, 1997. - 24 p.

38. ISO 23874:2006. Natural gas — Gas chromatographic requirements for hydrocarbon dewpoint calculation. - International Organization for Standardization, 2006. - 26 p.

39. ASTM D 1945-03. Standard test method for analysis of natural gas by gas chromatography. - ASTM International, 2003. - 17 p.

40. GPA 2177-03. Analysis of natural gas liquid mixtures containing nitrogen and carbon dioxide by gas chromatography. - Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 2003. - 18 p.

41. GPA 2261-00. Analysis for natural gas and similar gaseous mixtures by gas chromatography. - Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 2000. - 13 p.

42. GPA 2186-02. Method for the extended analysis of hydrocarbon liquid mixtures containing nitrogen and carbon dioxide by temperature programmed gas chromatography. - Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 2002. - 20 p.

43. GPA 2286-95 Tentative method of extended analysis for natural gas and similar gaseous mixtures by temperature programmed gas chromatography. -Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 1995. - 19 p.

44. ГОСТ 14920-79. Газ сухой. Метод определения компонентного состава. -М.: ИГЖ Издательство стандартов, 1999. - 7 с.

45. ISO 6568-1981. Natural gas. Simple analysis by gas chromatography. -International Organization for Standardization, 1981. - 6 p. Rejected 2000.

46. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева - М.: Недра, 1980. - 301 с.

47. Инструкция по исследованию газоконденсатных залежей с целью определения балансовых и извлекаемых запасов конденсата и других компонентов газа - М.: Недра, 1973. - 39 с.

48. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность - М.: Недра, 1975. - 72 с.

49. Долгушин Н.В., Корчажкин Ю.М., Подюк В.Г., Сагитова Д.З. Исследование природных газоконденсатных систем. - Москва - Ухта: СеверНИПИгаз, 1997. - 179 с.

50. ММ 51-00159093-004-04. Методический материал. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава. -М.: ИРЦ Газпром, 2003. - 65 с.

51. Гороновский И.Т., Назаренко Ю.П., Некряч Е.Ф. Краткий справочник по химии. - Киев: Наукова думка, 1974. - 984 с.

52. Колесникова Л.П. Газовая хроматография в исследованиях природных газов, нефтей и конденсатов. - М.: Недра, 1972. - 135 с.

53. ГОСТ 13379-82. Нефть. Метод определения содержания углеводородов С]-Сб методом газовой хроматографии. - М.: ИПК Издательство стандартов, 1982.-8 с.

54. IP 344/88. Determination of light hydrocarbons in stabilized crude oils - Gas chromatography method. - Institute of Petroleum: 1988. - 2 p.

55. МВИ 12897202.01-99. Дегазированный конденсат. Методика выполнения измерений массовой доли легких углеводородов Ci-C6. - Ухта: ООО «ВНИИГАЗ» - СеверНИПИгаз, 2002. - 13 с.

56. МВИ 12897202.02-99 Методика выполнения измерений массовой доли алкановых углеводородов С10-С40 конденсатов, нефтей и нефтепродуктов. -Ухта: ООО «ВНИИГАЗ» - СеверНИПИгаз, 2002. - 12 с.

57. ГОСТ Р 52714-2007. Бензины автомобильные. Определение индивидуального и группового углеводородного состава методом капиллярной газовой хроматографии. - М.: Стандартинформ, 2007. - 28 с.

58. ASTM D 5134-98. Standard test method for detailed analysis of petroleum naphthas through n-nonane by capillary gas chromatography. - ASTM International, 2003. - 11 p.

59. ASTM: D 6730-01. Determination of individual components in spark ignition engine fuels by 100-metre capillary (with precolumn) high-resolution gas chromatography. - ASTM International, 2002. - 55p.

60. ASTM 2887-06a. Standard test method for boiling range distribution of petroleum fractions by gas chromatography. - ASTM International, 2006. - 20 p.

61. ISO 3924:2010. Petroleum products - Determination of boiling range distribution - Gas chromatography method. - International Organization for Standardization, 2010. - 30 p.

62. ASTM D 3710-95. Standard test method for boiling range distribution of gasoline and gasoline fractions by gas chromatography. - ASTM International, 2004.- 12 p.

63. ASTM D 5307-97. Standard test method for boiling range distribution of crude petroleum by gas chromatography. - ASTM International, 2007. - 7 p.

64. ASTM D 6729-04. Standard test method for determination of individual components in spark ignition engine fuels by 100 metre capillary high resolution gas chromatography. - ASTM International, 2004. - 50 p.

65. GPA 2103-03. Tentative method for analysis of natural gas condensate mixtures containing nitrogen and carbon dioxide by gas chromatography. - Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 2003. - 7 p.

66. ГОСТ 10679-76. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2006. - 9 с.

67. ISO 7941:1988. Commercial propane and butane - Analysis by gas chromatography. - International Organization for Standardization, 1988. - 15 p.

68. ASTM D 2163-07. Standard test method for determination of hydrocarbons in liquefied petroleum (LP) gases and propane/propene mixtures by gas chromatography. - ASTM International, 2007. - 11 p.

69. ГОСТ 26374-84. Газы горючие природные. Метод определения общей и органической серы. - М.: Изд-во стандартов, 1987. - 7 с.

70. ГОСТ 11382-76. Газы нефтепереработки. Метод определения сероводорода. - М.: Изд-во стандартов, 1977. - 8 с.

71. ASTM D 4468-85. Standard test method for total sulfur in gaseous fuels by hydrogenolysis and rateometric colorimetry. - ASTM International, 2006. - 5 p.

72. EN ISO 24260:1994 - IP 243. Petroleum products and hydrocarbons -Determination of sulfur content - Wickbold combustion method. - European Committee for Standardization, 2004. - 18 p.

73. ASTM D 3246-05. Standard test method for sulfur in petroleum gas by oxidative microcoulometry. - ASTM International, 2005.- 8 p.

74. ASTM D 6667-04. Standard test method for determination of total volatile sulfur in gaseous hydrocarbons and liquefied petroleum gases by ultraviolet fluorescence. - ASTM International, 2004. - 9 p.

75. ISO 19739:2004. Natural gas - Determination of sulfur compounds using gas chromatography. - International Organization for Standardization, 2005. - 63 p.

76. ГОСТ P 53367-2009. Газ горючий природный. Определение серосодержащих компонентов хроматографическим методом. - М.: Стандартинформ, 2010. - 28 с.

77. СТО Газпром 5.12-2008. Газ горючий природный. Методика определения серосодержащих соединений хроматографическим методом. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 21 с.

78. ГОСТ Р 50802-95. Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и эти л меркаптанов. - М.: Изд-во стандартов, 1996. - 9 с.

79. ГОСТ 17323-71. Топливо для двигателей. Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием. -М.: Изд-во стандартов, 1973. - 24 с.

80. ОСТ 51.65-80. Конденсат газовый стабильный. Технические условия. -1980-8 с. Отменен в 2011 г.

81. ГОСТ 19121-73. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. - М.: Изд-во стандартов, 1974. - 6 с.

82. ASTM D 1266-07. Standard test method for sulfur in petroleum products (lamp method). - ASTM International, 2007. - 12 p.

83. ГОСТ P 51859-2002. Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 18 с.

84. ASTM D 3120-06. Standard test method for trace quantities of sulfur in light liquid petroleum hydrocarbons by oxidative microcoulometry. - ASTM International, 2006. - 10 p.

85. ASTM D 6920-07. Standard test method for total sulfur in naphthas, distillates, reformulated gasolines, diesels, biodiesels, and motor fuels by oxidative combustion and electrochemical detection. - ASTM International, 2007. - 5 p.

86. IP 373-05. Determination of sulfur content of light and middle distillates by oxidative microcoulometry. - Institute of Petroleum: 2005. - 7 p.

87. ISO 16591:2000. Petroleum products - Determination of sulfur content -Oxidative microcoulometry method. - International Organization for Standardization, 2000. - 10 p.

88. ASTM D 4045-04. Standard test method for sulfur in petroleum products by hydrogenolysis and rateometric colorimetry. - ASTM International, 2004. - 5 p.

89. ГОСТ 13380-81. Нефтепродукты. Метод определения микропримесей серы. - М.: Стандартинформ, 2006. - 11 с.

90. ASTM D 5453-08а. Standard test method for determination of total sulfur in light hydrocarbons, spark ignition engine fuel, diesel engine fuel, and engine oil by ultraviolet fluorescence. - ASTM International, 2008. - 10 p.

91. EN ISO 20846: 2004. Petroleum products - Determination of sulfur content of automotive fuels — Ultraviolet fluorescence method. - European Committee for Standardization: 2004. - 18 p.

92. ГОСТ P 50442-92. Нефть и нефтепродукты. Рентгенофлуоресцентный метод определения серы. - М.: Изд-во стандартов, 1992. - 6 с.

93. ГОСТ Р 51947-2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии. - М.: Изд-во стандартов, 2003. - 9 с.

94. ASTM D 4294-08. Standard test method for sulfur in petroleum and petroleum products by energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry. - ASTM International, 2008. - 8 p.

95. Новиков E.A. Определение серы в нефтепродуктах. Обзор аналитических методов / Е.А. Новиков // Мир нефтепродуктов. - 2008. - № 3. - С. 27-32.

96. ASTM D 7212-07. Standard test method for low sulfur in automotive fuels by energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry using a low-background proportional counter. - ASTM International, 2007. - 5 p.

97. IP 531-06. Determination of sulfur content of automotive fuels - Low-background proportional counter energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry method. - Institute of Petroleum: 2006. - 7 p.

98. ГОСТ 22985-90. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы. - М.: Изд-во стандартов, 1990. - 14 с.

99. ISO 8819:1993. Liquefied petroleum gases - Detection of hydrogen sulfide -Lead acetate method. - International Organization for Standardization, 1993. - 8 p.

100. ASTM D 2420-07. Standard test method for hydrogen sulfide in liquefied petroleum (LP) gases (lead acetate method). - ASTM International, 2007. - 3 p.

101. ГОСТ P 51104-97. Газы Российского региона углеводородные сжиженные поставляемые на экспорт. Технические условия. - М.: Изд-во стандартов, 1997. - 14 с.

102. ГОСТ 21443-75. Газы углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт. Технические условия. - М.: Изд-во стандартов, 1975. - 12 с.

103. ГОСТ 22986-78. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения общей серы. - М.: Стандартинформ, 2006. - 9 с.

104. ASTM D 2784-06. Standard test method for sulfur in liquefied petroleum gases (oxy-hydrogen burner or lamp). - ASTM International, 2006. - 7 p.

105. ASTM D 5623-94. Standard test method for sulfur compounds in light petroleum liquids by gas chromatography and sulfur selective detection. - ASTM International, 2004. - 6 p.

106. ASTM D 7041-04. Standard test method for determination of total sulfur in light hydrocarbons, motor fuels, and oils by online gas chromatography with flame photometric detection. - ASTM International, 2004. - 5 p.

107. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков A.H., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: Недра, 1999.-473 с.

108. Бухгалтер Э. Б. Метанол и его использование в газовой промышленности. - М.: Недра, 1986. - 238 с.

109. Мухина Т.Н., Барабанов Н.Л., Бабаш С.Е. и др. Пиролиз углеводородного сырья. - М.: Химия, 1987. - 240 с.

110. Методика выполнения измерений содержания метанола в газах природных отсепарированных и конденсатах газовых нестабильных фотометрическим методом. № 3. - Оренбург: ООО «Оренбурггазпром», 2003. - 12 с.

111. Фракция широкая легких углеводородов ПО «Оренбурггаззавод». Технические условия ТУ 51-183-83 (с изменениями). - Оренбург: ПО «Оренбурггаззавод», 1983. - 13 с.

112. ГОСТ Р 52256-2004. Бензины. Определение МТБЭ, ЭТБЭ, ТАМЭ, ДИПЭ, метанола, этанола и трет-бутанола методом инфракрасной спектроскопии. - М.: ИПК Издательство стандартов, 2004. - 12 с.

113. ASTM D 5845-01. Standard test method for determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, methanol, ethanol and tert-butanol in gasoline by infrared spectroscopy. - ASTM International, 2002. - 5 p.

114. ASTM D 5986-96 (Reapproved 2001). Determination of oxygenates, benzene, toluene, C8-Ci2 aromatics and total aromatics in finished gasoline by gas

chromatography/Fourier transform infrared spectroscopy. - ASTM International, 1996,- 14 p.

115. ASTM D 4815-03. Standard test method for determination of MTBE, ETBE, TAME, DIPE, tertiary-amyl alcohol and Ci to C4 alcohols in gasoline by gas chromatography. - ASTM International, 2003. - 9 p.

116. ASTM D 5599-00. Standard test method for determination of oxygenates in gasoline by gas chromatography and oxygen selective flame ionization detection. -ASTM International, 2000. - 7 p.

117. ASTM D 7059-04. Standard test method for determination of methanol in crude oils by multidimensional gas chromatography. - ASTM International, 2004.

- 15 p.

118. ГОСТ 20448-90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия.

М.: Издательство стандартов, 1990. - 8 с.

119. UOP 569-79. Methanol in petroleum distillates and LPG by gas chromatography. - Universal Oil Products Company, 1979. - 8 p.

120. Гриценко А.И. Руководство по исследованию скважин / А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. - М.: Наука, 1995. -523 с.

121. Р Газпром 2-3.3-303-2009. Руководство по исследованию природных газоконденсатных систем с целью подсчета балансовых и извлекаемых запасов компонентов природного газа, проектирования, анализа и контроля за разработкой месторождений ОАО «Газпром». - М.: - ОАО «Газпром», 2009. - 39 с.

122. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть I. - М.: - ОАО «Газпром», 2011.

- 234 с.

123. Р Газпром 086-2010. Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин. Часть II. - М.: - ОАО «Газпром», 2011. -318с.

124. I.T. Kinney, Skikda LNG plant solving troubles. Oil and Gas J. - 1975. -V. 37.-№73. P. 192-193.

125. J. Morrison. NAM recovers mercury produced with Dutch natural gas. - Oil and gas J. - 1972. - V. 70. - № 16. - P. 72- 73.

126. G.Ch. Dikenstein, W.W. Gluschko, K. Goldbecher, E.P. Müller, F. Theilig, R.I. Pankina, S.P. Maksimow. Zum Auftreten von Quecksilber in Erdgasen tun Beispiel der Rotliegenderdgaslagerstaetten, Z. angewandte Geologie. - 1973. -B. 19. - № 10. S. 492-494.

127. J. D. McNamara, N. J. Wagner, Process effects on activated carbon performance and analytical methods used for low level mercury removal in natural gas applications. Gas Sep. Purif. - 1996. - V. 10. - №. 2. - P. 137-140.

128. ГОСТ 28726-90. Газы горючие природные. Метод определения ртути. -М.:Стандартинформ, 2006. - 10 с.

129. Танеев A.A. Атомно-абсорбционный анализ / A.A. Танеев, С.Е. Шолупов, Ф.Ф. Пупышев, A.A. Большаков, С.Е. Погарев. - Санкт-Петербург: Лань, 2011. - 303 с.

130. EN 15852:2010. Ambient air quality - Standard method for the determination of total gaseous mercury. - International Organization for Standardization, 2010. -45 p.

131. V. V. Ryzhov, N. R. Mashyanov, N. A. Ozerova, S. E. Pogarev. Regular variations of the mercury concentration in natural gas. - Sei. Total Environment. -2003,-V. 304.-P. 145-152.

132. V. Ryzhov, S. Sholupov, S. Pogarev, N. Mashyanov. Direct determination of mercury concentration in natural hydrocarbon gases. - RMZ - Materials and Geoenvironment. - 2004. - V. 51. - № 3. - P. 2015-2018.

133. Соловьянов A.A. Стратегия использования попутного нефтяного газа в Российской Федерации / A.A. Соловьянов, H.H. Андреева, В.А. Крюков, К.Г. Лятс. - М.: ЗАО «Редакция газеты «Кворум»», 2008. - 320 с.

134. Нефтегазопромысловая геология: Терминологический справочник / Под ред. М.М. Ивановой. - М.: АО «ТВАНТ», 1994. - 280 с.

135. Бекиров Т.М. Технология обработки газа и конденсата / Т.М. Бекиров, Г.А. Ланчаков. - М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 1999. - 596 с.

136. Сакодынский К.И. Полимерные сорбенты для молекулярной хроматографии / К.И. Сакодынский, Л.И. Панина. - М.: Наука, 1977. - 165 с.

137. Бражников В.В. Детекторы для хроматографии - М.: Машиностроение, 1992. - 317 с.

138. Федеральный закон № 102 «Об обеспечении единства измерений» (принят Государственной Думой 11 июня 2008 г.; одобрен Советом Федерации 18 июня 2008 г.).

138А. Отчет о договоре услуг № 403184217 от 9 сентября 2008 г. «Определение количественного и качественного состава попутного газа, получаемого на нефтедобывающих объектах и объектах транспорта нефти, принадлежащих ОАО «Оренбургнефть»». - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. -62 с.

139. ГОСТ 31369-2008. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, плотности, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.

140. ТУ 51-288-2001. Конденсат газовый нестабильный Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. - Оренбург: ООО «Оренбурггазпром», 2001. - 21 с.

141. С.А. Арыстанбекова, С.В. Крашенников, В.И. Мурин, H.H. Кисленко, A.A. Гераськина, В. А. Ставицкий. Унифицированный газохроматографический метод определения метанола в природном газе и продуктах его переработки. Сборник НТС. Сер: Газификация. Природный газ

в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2002 г. - № 3. - С. 12-20.

142. Касперович А.Г., Магарил Р.З. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. - М.: КДУ, 2008. - 412 с.

143. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. - М.: Издательство стандартов, 1985. - 36 с.

144. СТО Газпром 5.11-2008. Конденсат газовый нестабильный. Общие технические условия. - М.: ИРЦ Газпром, 2008. - 30 с.

145. СТО Газпром 5.5-2007. Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина). - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 86 с.

146. СТО Газпром 5.6-2007. Конденсат газовый нестабильный. Определение сероводорода и меркаптанов методом газовой хроматографии (авторы -А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина). - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 40 с.

147. СТО Газпром 5.1-2005. Методика определения физико-химических характеристик нестабильных жидких углеводородов. Расчет плотности и объемных свойств. - М.: ИРЦ Газпром, 2005. - 66 с.

148. ГОСТ 11011-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения фракционного состава в аппарате АРН-2. - М.: Издательство стандартов, 1985.-23 с.

149. ASTM D 2892-05. Standard test method for distillation of crude petroleum (15-theoretical plate column). - ASTM International, 2005. - 32 p.

150. ASTM D 1298-99 (Reapproved 2005). Standard test method for density, relative density (specific gravity), or API gravity of crude petroleum and liquid petroleum products by hydrometer method. - ASTM International, 2005. - 6 p.

151. Арыстанбекова С.А., Мамаев А.В., Гераськина А.А., Кретова Л.Г., Родько М.С., Снежко Д.Н., Каеперович А.Г., Белянский Ю.Н. Сопоставление экспериментальных и расчетных данных по содержанию метанола в продуктах переработки природного газа. В сб. Научно-технический прогресс в технологии переработки природного газа и конденсата. Под ред. Н.Н. Кисленко, С.В. Шурупова. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003. - С. 144-148.

152. В.А. Истомин, В.Г. Квон. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004. - 506 с.

153. СТО Газпром 5.7-2007. Конденсат газовый нестабильный. Определение метанола методом газовой хроматографии (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина). - М.: ИРЦ Газпром, 2007. - 28 с.

154. МИ 2590-2008. Методическая инструкция ФГУП «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева». Государственная система обеспечения единства измерений. Эталонные материалы. Каталог 2008-2009.

155. USA Pat. 5150601. Fluid sampling for gas chromatograph with modified sampling valve/ D. J. Backlund, D. S. Brink, D. L. Simeroth, R. S. Willis; заявл. September 29, 1992.

156. USA Pat. 5277073. Constant pressure-loaded shaft seal/O. C. Everitt, F. A. Ruiz; заявл. January 11, 1994.

157. Luong J., Gras R., Tymko R. Innovations in high-pressure liquid injection technique for gas chromatography: Pressurized liquid injection system // J. Chromatogr. Sci. - 2003. - V. 41, № 10. - P. 550-559.

158. Firor R.L., Zou N. High-pressure liquid injection device for the Agilent 7890A and 6890 series gas chromatographs. - Agilent Technologies, 2008. - 13 p.

159. http://www.chem.agilent.com/en-US/Products/consumables/columns/ gcandgc-ms/j wgs-gaspro/pages/gp42681 .aspx

160. Патент № 2426112 от 24.05.2010 «Способ газохроматографического определения серосодержащих соединений в углеводородных продуктах и устройство для его осуществления» (авторы - С.А. Арыстанбекова,

A.Б. Волынский, М.С. Лапина, B.C. Устюгов, А.И. Алмаметов, В.В. Смирнов, И.А Прудников).

161. Руководство по газовой хроматографии / Под ред. Э. Лейбница, Х.Г. Штруппе.- М.: Мир, 1988. - С. 34.

162. ТУ 51-05751745-01-94. Смесь нефтегазоконденсатная деэтанизированная Северных месторождений Тюменской области. Технические условия. -Новый Уренгой: РАО «Газпром», Производственное объединение «Уренгойгазпром», 1994. - 15 с.

163. СТО Газпром 5.36-2011. Газ сепарации. Методика определения химического состава (авторы - А.Б. Волынский, С.А. Арыстанбекова,

B.Г. Квон, А.Е. Скрябина, М.С. Лапина). - М.: ИРЦ Газпром, 2011. - 64 с.

164. Гриценко А.И. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин, Т.Д. Островская. - М.: Недра, 1995. - 432 с.

165. Лапшин В.И., Троицкий В.М. Проблемы термодинамических исследований пластовых газожидкостных систем. Современное состояние // Аналитик-2009. Сб. науч. тр. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2010. -

C. 314.

166. Киреева Л.Н., Кушниров В.В. Характеристика состояния и состава углеводородных газожидкостных систем с использованием расчетных фазовых диаграмм // Геология нефти и газа. - 1993. - № 1. - С. 15.

167. Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. -М.: «Недра», 1984. - 264 с.

168. Вяхирев Р.И. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. / Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. - М.: Недра, 2002. - 880 с.

169. ГОСТ Р 52087-2003. Газы углеводородные сжиженные топливные, ч Технические условия. - М.: Стандартинформ, 2006. - 12 с.

170. ГОСТ 27578-87. Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта. Технические условия. - М.: Изд-во стандартов , 2004. - 10 с.

171. ISO 6251:1996. Liquefied petroleum gases - Corrosiveness to copper -Copper strip test. - International Organization for Standardization, 1996. - 12 p.

172. BS EN 589-2008. Automotive fuels. LPG. Requirements and test methods. -British Standards Institution, 2008. - 14 p.

173. ГОСТ P 51858-2002. Нефть. Общие технические условия. -М.: Стандартинформ, 2006. - 15 с.

174. ГОСТ Р 54389-2011. Конденсат газовый стабильный. Технические условия. - М.: Стандартинформ, 2012. - 16 с.

175. ГОСТ 28656-90. Газы углеводородные сжиженные. Расчетный метод определения плотности и давления насыщенных паров.

М.: Стандартинформ, 2006. - 10 с.

176. ASTM D 4052-96 (Reapproved 2002). Standard test method for density and relative density of liquids by digital density meter. - ASTM International, 1996. -5 p.

177. ASTM D 5002-99. Standard test method for density and relative density of crude oils by digital density analyzer. - ASTM International, 1999. - 5 p.

178. C.A. Арыстанбекова, A.B. Мамаев, А.А. Гераськина, B.M. Чернышева. Комплекс методов физико-химического исследования лёгкой углеводородной продукции и тяжёлых углеводородных газов предприятий ОАО «ГАЗПРОМ». В сб. Научно-технический прогресс в технологии переработки природного газа и конденсата. Под ред. Н.Н. Кисленко, С.В. Шурупова. М„ ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 149-154.

179. Вильданов А.Ф. Очистка сжиженных углеводородных газов от сернистых соединений / А.Ф. Вильданов, Н.Г. Бажирова, Ф.А. Коробков, A.M. Мазгаров, Д.В. Пантелеев, С.А. Молчанов, Е.А. Зубанова. // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 2. - С. 15-20.

180. Rhinesmith R. В. Carbonyl Sulfide (COS) Removal from Propane / R.B. Rhinesmith, P.J. Archer, S.J. Watson // GPA Research. - 2001. - № 991. - 53 p.

181. Канделаки Т.Л. Нефтехимия, нефте- и газопереработка в Российской Федерации. В 3-х томах. Том 3 / Т.Л. Канделаки, О.В. Розова, С.А. Мельникова, А.Н. Царев. - М.: ООО ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, 2010. -261 с.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, H.A. Прудников. Современные методы газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата. - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2011. 178 с.

2. Патент № 2426112 от 24.05.2010 «Способ газохроматографического определения серосодержащих соединений в углеводородных продуктах и устройство для его осуществления» (авторы - С. А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, М.С. Лапина, B.C. Устюгов, А.И. Алмаметов, В.В. Смирнов, И.А Прудников).

3. В.И. Мурин, H.H. Кисленко, С.А. Арыстанбекова, C.B. Крашенников, A.A. Гераськина, И.Н. Жильцов. Газохроматографические методы определения состава природного газа. Обз. информ. Сер: Подготовка и переработка газа и газового конденсата. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2001 г., 59 с.

4. С.А. Арыстанбекова, C.B. Крашенников, В.И. Мурин, H.H. Кисленко, A.A. Гераськина, В. А. Ставицкий. Унифицированный газохроматографический метод определения метанола в природном газе и продуктах его переработки. Сборник НТС. Сер: Газификация. Природный газ в качестве моторного топлива. Подготовка, переработка и использование газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», № 3, 2002 г. С. 12-20.

5. N. N. Kislenko, S. A. Arystanbekova, A. A. Geras'kina. Unified gas chromatographic method for determination of methanol in natural gas and related products, BAÜ Fen Bil. Enst. Dergisi. - 2002.- V. 4. № 2. P. 5-8.

6. С.А. Арыстанбекова, A.B. Мамаев, A.A. Гераськина, Л.Г. Кретова, М.С. Родько, Д.Н. Снежко, А.Г. Касперович, Ю.Н. Белянский. Сопоставление экспериментальных и расчетных данных по содержанию метанола в продуктах переработки природного газа. В сб. Научно-технический прогресс в технологии переработки природного газа и конденсата. Под ред. H.H. Кисленко, C.B. Шурупова. М., ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 144-148.

7. С.А. Арыстанбекова, A.B. Мамаев, A.A. Гераеькина, В.М. Чернышева. Комплекс методов физико-химического исследования лёгкой углеводородной продукции и тяжёлых углеводородных газов предприятий ОАО «ГАЗПРОМ». В сб. Научно-технический прогресс в технологии переработки природного газа и конденсата. Под ред. H.H. Кисленко, C.B. Шурупова. М., ООО «ВНИИГАЗ», 2003. С. 149-154.

8. В.В. Смирнов, И.А. Прудников, P.M. Тер-Саркисов, С.А. Арыстанбекова, H.H. Кисленко, A.B. Мамаев, А.Е. Скрябина. Определение полного состава сжиженных газов. Газовая промышленность. - 2005.- № 2. - С.65-67.

9. С.А. Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, В.В. Смирнов, И.А. Прудников,

A.Р. Мусин, B.C. Устюгов, Новые подходы к определению полного состава нестабильного газового конденсата методом газовой хроматографии. Газовая промышленность. -2006. -№ 6. - С. 81-85.

10. С.А. Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, Определение полного состава проб нестабильного газового конденсата методами газовой хроматографии. Нефтяное хозяйство. -2006. -№ 7. - С. 98-100.

11. С.А. Арыстанбекова, Разработка методики анализа и научно-технической документации по определению полного состава нестабильных газовых конденсатов. Материалы научно-технического совета ОАО «Газпром». Научно-техническое и нормативно-методическое обеспечение газоконденсато-перерабатывающей подотрасли. ИРЦ Газпром - М.: 2006. С. 54-61.

12. С.А. Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, И.А. Прудников, Г.И. Литвинова,

B.C. Мерчева, Определение индивидуальных серосодержащих соединений в нестабильном газовом конденсате методами газовой хроматографии. Газовая промышленность. -2007. - № 6. - С. 70-73.

13. С.А. Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, А.Б. Волынский Определение химического состава нестабильного газового конденсата методом газовой хроматографии: новые НТД. - Технологии нефти и газа, 2008, № 4, 46-52.

14. С.А. Арыстанбекова, Н.И. Грачева, А.Б. Волынский, М.С. Лапина, Современные способы определения метанола в жидкой углеводородной продукции дочерних обществ ОАО «Газпром». - В сб.: Переработка природного газа и газового конденсата. Новые разработки. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 157-164.

15. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, А.Е. Скрябина, Н.И. Грачева. Систематический подход к определению серосодержащих соединений в нестабильном газовом конденсате методами газовой хроматографии. - В сб.: Переработка природного газа и газового конденсата. Новые разработки. -М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 165-173.

16. А.Б. Волынский, С.А. Арыстанбекова, А.Е. Скрябина. Новые НТД на определение химического состава нестабильного газового конденсата методом газовой хроматографии. - В сб.: Переработка природного газа и газового конденсата. Новые разработки. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2008. С. 174-183.

17. С.А. Арыстанбекова, Н.И. Грачева, А.Е. Скрябина, А.Б. Волынский, Экспрессные высокочувствительные способы определения метанола в жидкой углеводородной продукции предприятий ОАО «Газпром». Химия и технология топлив и масел. - 2008. - № 6. - С. 48-51.

18. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, А.Е. Скрябина, Методы исследования химического состава проб нестабильного газового конденсата. - Технологии нефти и газа. - 2009. - № 1. - С. 49-57.

19. А.Б. Волынский, С.В. Набоков, С. А. Арыстанбекова, Н.И. Грачева. Серосодержащие соединения в сжиженных углеводородных газах: состояние проблемы. Газовая промышленность. -2009. -№ 4. - С. 75-79.

20. С.А. Арыстанбекова, М.С. Лапина, А.Е. Скрябина, А.Б. Волынский. Универсальная методика определения состава попутного нефтяного газа методом газовой хроматографии. Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 10 -С. 116-119.

21. С.А. Арыстанбекова, М.С. Лапина, А.Б. Волынский. Определение высоких концентраций сероводорода в сырье газовой отрасли методом газовой хроматографии. Технологии нефти и газа. - 2011. - № 6. - С. 51-56.

22. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, И.А. Прудников. Комплекс методик по определению компонентного состава пластового газа методом газовой хроматографии, Газовая промышленность. - 2012. - № 2. - С. 32-36.

23. Арыстанбекова С.А., Скрябина А.Е., Миронова Н.С. Отбор проб углеводородного сырья, находящегося под высоким давлением, в пробоотборники поршневого типа. Технологии нефти и газа. - 2012. - № 2. -С. 51-56.

24. С.А. Арыстанбекова, М.С. Лапина, А.Б. Волынский, B.C. Устюгов, А.И. Алмаметов. Прямое (без разгазирования) определение серосодержащих соединений в нестабильном газовом конденсате методом газовой хроматографии, Ж. аналит. химии. 2012. - Т. 67. - № 7. - С. 735-743.

25. А.Б. Волынский, С.А. Арыстанбекова, Т.А. Горшкова, С.Ю. Гладков. Определение примесей ртути в природном газе методом атомно-абсорбционной спектрометрии, Газовая промышленность. -2012. - № 11. -С. 94-97.

26. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский. Расчет детального компонентного состава пластового газа и его практические приложения. Технологии нефти и газа. - 2012. - № 6. - С. 52-58.

27. С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, Н.С. Миронова, А.И. Петухова, Е.А. Мазепа. Определение примесей ртути в газовых потоках Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту и Сосногорского газоперерабатывающего завода. Технологии нефти и газа - 2013. - № 1. -С. 55-59.

28. Е.А. Мазепа, С.А. Арыстанбекова, А.Б. Волынский, Экспрессное определение серосодержащих соединений в жидких углеводородных пробах, находящихся под высоким давлением, методом газовой хроматографии -Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2013. - № 1. -С. 35-42.

НОРМАТИВНЫЕ ДОКУМЕНТЫ НА ОСНОВЕ РАЗРАБОТАННЫХ

МЕТОДИК АНАЛИЗА

1. МВИ «Методика определения компонентно-фракционного состава нестабильного конденсата применительно к Астраханскому ГКМ», г. Москва, 2004 г., 70 с.

2. СТО 05751797-01-2006 «Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава применительно к Западно-Таркосалинскому ГКМ», г. Москва-Ноябрьск, 2006 г., 89 с.

3. СТО Газпром 5.5-2007 «Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава» (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина), 2007 г., 86 с.

4. СТО Газпром 5.6-2007 «Конденсат газовый нестабильный. Определение сероводорода и меркаптанов методом газовой хроматографии» (авторы -А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина), 2007 г., 40 с.

5. СТО Газпром 5.7-2007 «Конденсат газовый нестабильный. Определение метанола методом газовой хроматографии» (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина), 2007 г., 28 с.

6. СТП 05780913.25.6-2007 «Методика определения компонентного состава, плотности пластового газа, программа расчета его состава применительно к Астраханскому ГКМ (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина), 2007 г., 88 с.

7. СТО Газпром 5.18-2008 «Конденсат газовый стабильный, широкая фракция легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы. Определение метанола методом газовой хроматографии» (авторы -А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, М.С. Лапина, Н.И. Грачева), 2008 г., 27 с.

8. Изменение № 1 к СТО Газпром 5.5-2007 «Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава» (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина), 2010 г., 16 с.

9. Р Газпром 5.9 - 2010. Газ нефтяной попутный, газ выветривания. Методы определения химического состава (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, М.С. Лапина), 2010 г., 36 с.

10. СТО Газпром 5.36 - 2011. Газ сепарации. Методика определения химического состава (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова,

B.Г. Квон, А.Е. Скрябина, М.С. Лапина), 2011, 70 с.

11. СТО Газпром 5.39 - 2011 «Отбор проб углеводородного сырья и продукции в пробоотборники поршневого типа» (авторы - А.Б. Волынский,

C.А Арыстанбекова, А.Е. Скрябина, Н.С. Миронова), 2011, 22 с.

12. СТО Газпром 5.40 - 2011 «Пластовый газ. Определение компонентно-фракционного состава» (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, В.Г. Квон, Е.А. Мазепа), 2011, 193 с.

13. СТО Газпром 5.41 - 2011 «Конденсат газовый стабильный, широкая фракция легких углеводородов, сжиженные углеводородные газы. Определение серосодержащих соединений методом газовой хроматографии» (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, М.С. Лапина, Е.А. Мазепа), 2011,44 с.

14. Р Газпром 5.16-2012 «Природный газ. Методика определения ртути методом атомно-абсорбционной спектрометрии (холодного пара)», (авторы - А.Б. Волынский, С.А Арыстанбекова, Н.С. Миронова, А.И. Гюрджиян, Е.А. Мазепа), 2013, 38 с.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б СВИДЕТЕЛЬСТВА ОБ АТТЕСТАЦИИ МЕТОДИК ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ