Помощь в учёбе, очень быстро...
Работаем вместе до победы

Развитие методов газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата применительно к актуальным проблемам газовой промышленности

Диссертация: Развитие методов газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата применительно к актуальным проблемам газовой промышленности
ДиссертацияПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

Апробация работы. Основное содержание работы доложено и обсуждено на следующих научных конференциях: научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗОВ и научных организаций «Молодежная наука — нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г.- научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» — Тюмень, 2006; международной конференции Chemical… Читать ещё >

Содержание

  • ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
  • ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПРОБ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
    • 1. 1. ОТБОР ПРОБ КГН
    • 1. 2. СПОСОБЫ РАЗГАЗИРОВАНИЯ ПРОБ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
      • 1. 2. 1. Разгазирование проб КГН при переменных давлении и температуре
      • 1. 2. 2. Разгазирование проб КГН при постоянных давлении и температуре
    • 1. 3. МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ПОЛНОГО СОСТАВА НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
      • 1. 3. 1. Определение состава газа дегазации
        • 1. 3. 1. 1. Отечественные НТД
        • 1. 3. 1. 2. Зарубежные НТД
      • 1. 3. 2. Определение компонентно-фракционного состава дегазированного конденсата
        • 1. 3. 2. 1. Отечественные НТД
        • 1. 3. 2. 2. Зарубежные НТД
      • 1. 3. 3. Обзор методов определения состава нестабильного газового конденсата, используемых на предприятиях ОАО «Газпром»
      • 1. 3. 4. Определение серосодержащих соединений
        • 1. 3. 4. 1. Определение серосодержащих соединений в природном газе и газовом конденсате — общие сведения
        • 1. 3. 4. 2. Отбор и хранение проб КГН
        • 1. 3. 4. 3. Отечественные НТД
        • 1. 3. 4. 4. Зарубежные НТД
  • Резюме к главе 1
  • ГЛАВА 2. РАЗРАБОТКА И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА С ПРЕДВАРИТЕЛЬНЫМ РАЗГАЗИРОВАНИЕМ ПРОБЫ
    • 2. 1. Аппаратура и материалы
    • 2. 2. Проведение процесса разгазирования пробы КГН
    • 2. 3. Определение состава газа дегазации
    • 2. 4. Определение компонентно-фракционного состава дегазированного конденсата
      • 2. 4. 1. Определение легких углеводородов Ci-C5 в дегазированном конденсате
      • 2. 4. 2. Определение углеводородов от С6 до С44 в дегазированном конденсате
      • 2. 4. 3. Результаты определения компонентно-фракционного состава
  • Резюме к главе 2
  • ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА БЕЗ ПРЕДВАРИТЕЛЬНОГО РАЗГАЗИРОВАНИЯ ПРОБЫ (ПУТЕМ ВВОДА ПРОБЫ В ХРОМАТОГРАФ ПОД ДАВЛЕНИЕМ)
    • 3. 1. Аппаратура и материалы
    • 3. 2. Метод подачи жидкой пробы КГН в хроматограф
    • 3. 3. Определение углеводородного состава КГН с использованием газового хроматографа с одним аналитическим трактом
      • 3. 3. 1. Подача пробы в хроматограф с помощью инжектора бесшприцевого ввода
      • 3. 3. 2. Подача пробы в хроматограф с использованием крана поршневого типа
    • 3. 4. Подача пробы в хроматограф с использованием двух аналитических трактов
    • 3. 5. Градуировка хроматографа
    • 3. 6. Результаты определения компонентно-фракционного состава
  • Резюме к главе 3
  • ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СЕРОСОДЕРЖАЩИХ СОЕДИНЕНИЙ В НЕСТАБИЛЬНОМ ГАЗОВОМ КОНДЕНСАТЕ
    • 4. 1. Аппаратура и материалы
    • 4. 2. Подбор условий газохроматографического анализа
    • 4. 3. Градуировка хроматографа
    • 4. 4. Определение серосодержащих соединений в газе дегазации с использованием пламенно-фотометрического детектора
    • 4. 5. Определение серосодержащих соединений в дегазированном конденсате
    • 4. 6. Результаты определения сероводорода и меркаптанов в пробах нестабильного газового конденсата
  • Резюме к главе 4
  • ГЛАВА 5. ПРАКТИЧЕСКОЕ ПРИМЕНЕНИЕ РАЗРАБОТАННЫХ МЕТОДИК ОПРЕДЕЛЕНИЯ ХИМИЧЕСКОГО СОСТАВА ПРОБ НЕСТАБИЛЬНОГО ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА
    • 5. 1. Совершенствование нормативной базы
    • 5. 2. Проведение балансовых расчетов и расчетно-учетных операций
    • 5. 3. Мониторинг содержания ССС в сырье перерабатывающих предприятий
  • Резюме к главе 5
  • ВЫВОДЫ

Развитие методов газохроматографического анализа нестабильного газового конденсата применительно к актуальным проблемам газовой промышленности (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Актуальность темы

Исследование химического состава и физико-химических свойств углеводородного сырья газоконденсатных, нефтегазоконденсатных и нефтяных месторождений является основой для решения широкого круга проектных и производственных задач, связанных с его добычей, транспортом и переработкой. Проектирование разработки, обустройства месторождений, систем транспорта, перерабатывающих производств, текущее и перспективное планирование, учет и списание запасов полезных ископаемых при добыче углеводородного сырья, совершенствование и разработка новых технологий переработки — это основные задачи, решение которых начинают с данных по составу УВС, в том числе КГН.

Актуальность темы

диссертационного исследования обусловлена необходимостью разработки методик газохроматографического анализа КГН, соответствующих международному уровню. Сложность данной задачи заключается в том, что КГН содержит в своем составе, причем в значимых количествах, компоненты, характерные как для природного газа (азот, диоксид углерода, метан), так и для нефти (тяжелые углеводороды до С40).

Использовавшиеся на ранних этапах становления газовой отрасли методики анализа КГН (например, СТП 36−87) были ориентированы главным образом на определение основных компонентов проб. В то же время промышленные методы определения в них ценных (таких, как тяжелые углеводороды) либо токсичных (ССС) примесей либо отсутствовали вообще, либо обладали низкими метрологическими характеристиками.

Для оптимизации технологии подготовки сырья к транспорту, а также для выбора оптимальной схемы его переработки необходимо знать не только содержание углеводородов до С5, но и фракционный состав жидкой части КГН (углеводородов Сб+) вплоть до самых тяжелых фракций. Необходимость разработки и внедрения современных методик определения химического состава КГН определила выбор темы диссертационного исследования.

Целью настоящей работы являлось совершенствование действующих и разработка новых высокоэффективных методик определения полного химического состава проб КГН методом газовой хроматографии в целях повышения эффективности учета углеводородного сырья, его подготовки к транспорту, а также технологий его переработки. При этом упор делался на использование современных подходов в области теории и практики газовой хроматографии, таких, как капиллярная хроматография, прямое введение в хроматограф проб, находящихся под давлением, и т. д.

Важнейшее значение в работе уделялось внедрению разработанных методик в практику работы заводских лабораторий. Поэтому, после проведения метрологической аттестации, разработанные методики включались в НТД различного уровня. Разработка и внедрение новых методик анализа позволило улучшить учет перерабатываемого сырья, создать предпосылки для повышения качества и сортности конечной продукции, приведения ее в соответствие с требованиями международных стандартов.

Научная новизна диссертационной работы заключается в следующем:

• В целях получения качественных моделей и достоверного прогноза балансов переработки КГН разработана экспрессная (без предварительного разгазирования) методика определения химического состава проб КГН путем их ввода в хроматограф под давлением, которая по своим характеристикам превосходит существующие мировые аналоги. Данная методика позволяет определять полный углеводородный состав, а также неорганические газы — азот и диоксид углерода — в одну стадию.

• Усовершенствована универсальная методика определения полного химического состава проб КГН, включая неорганические газы (азот, диоксид углерода) и серосодержащие соединения, с использованием предварительного разгазирования. Оптимизирована схема проведения разгазирования за счет исключения контакта газа дегазации с водно-солевым раствором, что позволило устранить потери компонентов газа дегазации (особенно сероводорода и диоксида углерода) за счет их растворения в водно-солевом растворе, а также существенно сократить время проведения процесса разгазирования для сернистых конденсатов.

• Для совершенствования технологии очистки углеводородного сырья от ССС и получения товарной продукции, соответствующей международному уровню, разработана высокоэффективная методика определения ССС в пробах КГН методом газовой хроматографии с использованием пламенно-фотометрического детектора. Данная методика позволяет определять в КГН ряд серосодержащих соединений (диалкилсульфиды, диалкилдисульфиды, а также тиофен и его производные), очистка от которых при использовании существующих технологий недостаточно эффективна.

Практическая значимость работы:

• При участии автора разработаны следующие нормативные документы, регламентирующие определение химического состава проб КГН:

— СТО Газпром 5.5−2007 «Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава»;

— СТО 5 751 797−01−2006 «Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава применительно к Западно-Таркосалинскому ГКМ»;

— СТО Газпром 5.6−2007 «Конденсат газовый нестабильный. Определение сероводорода и меркаптанов методом газовой хроматографии».

• Разработанные методики анализа внедрены на ряде предприятий ОАО «Газпром», таких, как ООО «Газпром добыча Астрахань», ООО «Газпром добыча Ноябрьск» и др.

• Разработанные методики определения состава КГН позволяют получить более полную картину об исходном составе сырья. Полученная информация позволяет скорректировать расчеты материальных балансов (в целом и по отдельным технологическим узлам) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и перерабатывающих предприятий, а также оптимизировать схемы переработки КГН. Кроме того, полученные данные могут быть использованы для разработки технических решений по очистке углеводородного сырья от серосодержащих соединений.

Апробация работы. Основное содержание работы доложено и обсуждено на следующих научных конференциях: научной конференции аспирантов, молодых преподавателей и сотрудников ВУЗОВ и научных организаций «Молодежная наука — нефтегазовому комплексу», Москва, 2004 г.- научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» — Тюмень, 2006; международной конференции Chemical Analysis and Analytical Chemistry, Kiev, 12−18 September, 2005; международной конференции International Congress on Analytical Sciences «ICAS-2006», Moscow, 2006; международной научно-практической конференции молодых специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность», ООО «ВНИИГАЗ», Москва, 2008.

Личный вклад автора в разработку проблемы. Теоретические и экспериментальные исследования, анализ полученных результатов, анализ проб КГН, написание научных статей проведены автором лично, или с участием основных соавторов научных публикаций по следующим разделам:

— разработка методики определения углеводородного состава проб КГН без их предварительного разгазирования — С. А. Арыстанбекова (ООО «ВНИИГАЗ»);

B.В. Смирнов, И. А. Прудников (ОАО «Газпром») — А. Р. Мусин, B.C. Устюгов (ЗАО СКБ «Хроматэк»);

— разработка методики определения углеводородного состава проб КГН с их предварительным разгазированием — С. А. Арыстанбекова (ООО «ВНИИГАЗ»);

— разработка методики определения индивидуальных серосодержащих соединений в пробах КГН методами газовой хроматографии.

C.А. Арыстанбекова (ООО «ВНИИГАЗ») — И. А. Прудников (ОАО «Газпром») — Г. И. Литвинова, B.C. Мерчева (ОАО «Астраханьгазпром»);

— создание нормативно-технической документации ОАО «Газпром» и дочерних обществ — А. Б. Волынский, С. А Арыстанбекова (ООО «ВНИИГАЗ»).

ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ.

В настоящей работе использованы следующие сокращения и обозначения:

КГН — конденсат газовый нестабильный;

КГСконденсат газовый стабильный;

ССС — серосодержащие соединения;

НТД — нормативно-техническая документация;

СУГ — сжиженные углеводородные газы;

ГКМ — газоконденсатное месторождение;

ГД — газ дегазации;

ДК — дегазированный конденсат;

ПГ — природный газ;

ДТП — детектор по теплопроводности;

ПИД — пламенно-ионизационный детектор;

ИГХР — имитированная газохроматографическая разгонка.

ГПЗ — газоперерабатывающий завод;

ГХ — газовая хроматография;

ПФД — пламеннофотометрический детектор;

АЭД — атомно-эмиссионный детектор;

НФ — неподвижная фаза;

ХЛД — хемилюминисцентный детектор;

ПО — программное обеспечение;

ИБВ — инжектор бесшприцевого ввода;

КрПТ — кран поршневого типа;

СПБТ — сжиженная пропан-бутановая фракция;

КН — насадочная колонка;

КК — капиллярная колонка;

ГН — газ-носитель;

СО — стандартный образец.

Xi — массовая доля компонента (группы углеводородов Сш температурных фракций), % (ррт);

X — среднее арифметическое результатов п определений массовой доли компонента (группы углеводородов Сп, температурных фракций), % (ррш) — <УГ — показатель повторяемости (среднеквадратическое отклонение повторяемости), % (ррш) — А — показатель точности (границы абсолютной погрешности), % (ррш), при Р=0,95- 5 — показатель точности (границы относительной погрешности), %, при Р=0,95.

выводы.

1. Для решения проектных и производственных задач, связанных с добычей, учетом и переработкой углеводородного сырья, разработаны высокоэффективные методики определения полного химического состава проб КГН методом газовой хроматографии.

2. Разработана методика анализа прямого (без разгазирования) определения состава проб КГН, позволяющая определять полный углеводородный состав, а также неорганические газы — азот и диоксид углерода. Данный подход позволяет сократить время анализа с 5−8 ч до 1 ч по сравнению с традиционным подходом. Результаты определения состава проб КГН могут представляться как в виде компонентно-группового (С1-С12+), так и в виде компонентно-фракционного состава.

3. Усовершенствована методика определения полного химического состава проб КГН, включая неорганические газы (азот, диоксид углерода) и серосодержащие соединения, с использованием предварительного разгазирования, применимая для проб КГН любого состава. Оптимизация схемы разгазирования за счет исключения контакта газа дегазации с водно-солевым раствором позволила устранить потери компонентов газа дегазации (особенно сероводорода и диоксида углерода). Определение сероводорода методом газовой хроматографии обеспечивает существенное упрощение процедуры анализа и сокращение времени его проведения.

4. Представление результатов определения химического состава проб КГН в виде содержания индивидуальных углеводородов С1-С5 и групп углеводородов Св — С]2+ позволяет существенно повысить показатели точности расчетно-учетных операций с КГН, в которых используется расчетное значение плотности.

5. Разработана высокоэффективная методика определения легкои среднелетучих серосодержащих соединений (серооксид углерода, сероуглерод, индивидуальные низшие меркаптаны СГС4 и др.) в пробах КГН методом газовой хроматографии с использованием сероселективного пламеннофотометрического детектора. Данная методика позволяет определять в КГН ряд серосодержащих соединений (диалкилсульфиды, диалкилдисульфиды, а также тиофен и его производные), очистка от которых при использовании существующих технологий недостаточно эффективна. Разработанные подходы необходимы для отработки новых и совершенствования существующих технологий очистки углеводородного сырья от ССС, а также могут быть использованы для контроля качества получаемых сжиженных углеводородных газов.

6. Разработанные методики анализа аттестованы в установленном порядке Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт метрологической службы» (ФГУП «ВНИИМС») и положены в основу стандартов ОАО «Газпром», которые введены в действие и являются обязательными для использования в дочерних обществах ОАО «Газпром».

Показать весь текст

Список литературы

  1. Хроматографический метод определения содержания легких углеводородов и расчет плотности нестабильного конденсата. — Новый Уренгой: ООО «Уренгойгазпром», 1987. — 19 с.
  2. 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.
  3. 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.
  4. GPA 2174−93. Obtaining Liquid Hydrocarbon Samples for Analysis by Gas Chromatography. Tulsa, Oklahoma: Gas Processor Association, 1993. — 15 p.
  5. ГОСТ 2517–85. Нефть и нефтепродукты. Методы отбора проб. М.: Изд-во стандартов, 1985. — 25 с.
  6. ГОСТ 14 921–78. Газы углеводородные сжиженные. Методы отбора проб. М.: Изд-во стандартов, 1978. — 8 с.
  7. ТУ 51−288−2001. Конденсат газовый нестабильный Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Оренбург: ООО «Оренбурггазпром», 2001.-21 с.
  8. ММ 51−159 093−004−02. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы отбора проб. М.: ИРЦ Газпром, 2002. — 14 с.
  9. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных скважин / Под ред. Г. А. Зотова, З. С. Алиева М.: Недра, 1980. — 301 с.
  10. Инструкция по исследованию газоконденсатных месторождений на газоконденсатность М.: Недра, 1975. — 72 с.
  11. Н.В. Исследование природных газоконденсатных систем / Н. В. Долгушин, Ю. М. Корчажкин, В. Г. Подюк, Д. З. Сагитова. Ухта, 1997. — 179 с.
  12. ГОСТ 22 387.2−97. Газы горючие природные. Методы определения сероводорода и меркаптановой серы. М.: ИПК Издательство стандартов, 1998. -22 с.
  13. MM 51−159 093−004−04. Методический материал. Нестабильные жидкие углеводороды. Методы определения компонентно-фракционного состава. -М., ИРЦ Газпром, 2003. 65 с.
  14. Краткий справочник физико-химических величин / под ред. К. П. Мищенко, А. А. Равделя Л.: Химия, 1974. — 95 с.
  15. П. Анализ газов методами газовой хроматографии /П. Джеффери, П. Киппинг М.: Мир, 1976. — 256 с.
  16. К.А. Введение в газовую хроматографию / К. А. Гольберт, М. С. Вигдергауз. М., 1990 -256 с.
  17. ГОСТ 23 781–87. Газы горючие природные. Хроматографический метод определения компонентного состава. М., ИПК Издательство стандартов, 2002. — 10 с.
  18. ASTM D 1945−03. Standard Test Method for Analysis of Natural Gas by Gas Chromatography. 2003. — 17 p.
  19. ГОСТ 14 920–79. Газ сухой. Метод определения компонентного состава. — М., ИПК Издательство стандартов, 1979. 7 с.
  20. ISO 6568−1981. Natural gas. Simple analysis by gas chromatography. 1981. — 6 P
  21. В.И. Газохроматографические методы определения компонентного состава природного газа / В. И. Мурин, Н. Н. Кисленко, С. А. Арыстанбекова, С. В. Крашенников, А. А. Гераськина, И. Н. Жильцов. М.: ИРЦ Газпром, 2001. -59 с.
  22. IP-345/80 Determination of composition of associated natural gas Gas chromatography method. — 1980. — 5 p.
  23. Современные методы исследования нефтей / Под ред. А. И. Богомолова, М. Б. Темянко, Л.И. Хотынцевой// Ленинград, Недра, 1984. — 431 с.
  24. Л.П. Газовая хроматография в исследованиях природных газов, нефтей и конденсатов. М.: Недра, 1972. — 135 с.
  25. ГОСТ 13 379–82. Нефть. Метод определения содержания углеводородов Сг Сб методом газовой хроматографии. — М.: ИПК Издательство стандартов, 1982. -8 с.
  26. ASTM 2887−06а. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Petroleum Fractions by Gas Chromatography. 2006. — 20 p.
  27. IP 344/88. Determination of light hydrocarbons in stabilized crude oils Gas chromatography method. — 1988. — 2 p.
  28. ASTM D 3710−95. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Gasoline and Gasoline Fractions by Gas Chromatography. 2004. — 12 p.
  29. ASTM D 5134−98. Standard Test Method for Detailed Analysis of Petroleum Naphthas through n-Nonane by Capillary Gas Chromatography. 2003. — 11 p.
  30. ASTM D 5307−97. Standard Test Method for Boiling Range Distribution of Crude Petroleum by Gas Chromatography. 2007. — 7 p.
  31. СТП 5 780 913.4.2−2002. Полезные ископаемые Астраханского газоконденсатного месторождения. Конденсат газовый нестабильный. — Астрахань: «АстраханьНИПИгаз», 2002. 9 с.
  32. Методическая инструкция МИ-20. Определение состава сырого, обессеренного, товарного и различных топливных газов методом газовой хроматографии. Астрахань: Астраханский ГПЗ, 1998. — 8 с.
  33. ТУ 0271−002−5 751 745−2003. Конденсат газовый нестабильный в смеси с попутной нефтью. Технические условия. Новый Уренгой: ООО «Уренгойгазпром», 2003. — 10 с.
  34. МВИ 12 897 202.01−99. Дегазированный конденсат. Методика выполнения измерений массовой доли легких углеводородов СрСб. Ухта: ООО «ВНИИГАЗ» — «Севернипигаз», 2002. — 13 с.
  35. МВИ 12 897 202.02−99 Методика выполнения измерений массовой доли алкановых углеводородов Сю-С4о конденсатов, нефтей и нефтепродуктов. — Ухта: ООО «ВНИИГАЗ» «Севернипигаз», 2002. — 12 с.
  36. СТО 5 015 124−55−2006. Конденсат газовый деэтанизированный для переработки на Сургутском заводе стабилизации конденсата. Технические требования. Сургут: ООО «Сургутгазпром», 2006. — 24 с.
  37. А.И. Аналитическая химия серы / А. И. Бусев, JI.H. Симонова. М.: Наука, 1985 -271 с
  38. В.Г. Твердые носители в газовой хроматографии. / В. Г. Березкин, В. П. Пахомов, К. И. Сакодынский. М.: Химия, 1975. — 102 с.
  39. Л.П. Газовая хроматография в исследовании природных газов, нефтей и конденсатов. М.: Химия, 1972. — 136 с.
  40. В.В. Детекторы для хроматографию М.: Машиностроение, 1992.-317 с.
  41. ISO 19 739:2004(Е) — Annex В. Natural gas Determination of sulfur compounds using gas chromatography. — 2005. — 62 p.
  42. ISO 10 715: 1997. Natural gas Sampling guidelines. — 1997. — 44 p.
  43. Sulyok M. Investigation of the storage stability of selected volatile sulfur compounds in different sampling containers / M. Sulyok, C. Haberhauer-Troyer, E. Rosenberg, M. Grasserbauer // J. Chromatogr. May 11.- 2000. — p. 367−374.
  44. Talbert B. A study of regulators for delivering gases containing low concentrations of hydrogen sulfide / B. Talbert, R. Benesch, M. Haouchine, T. Jacksier // LC-GC North America. V. 22, N 6. — 2004. — p. 562−568.
  45. ASTM D 5504- 01. Standard Test Method for Determination of Sulfur Compounds in Natural Gas and Gaseous Fuels by Gas Chromatography and Chemiluminescence. 2006. — 10 p.
  46. ГОСТ 26 374–84. Газы горючие природные. Метод определения общей и органической серы. М., ИПК Издательство стандартов, 1987. — 7 с.
  47. ГОСТ 11 382–76. Газы нефтепереработки. Метод определения сероводорода.- М., ИПК Издательство стандартов, 1977. 8 с.
  48. ГОСТ 22 985–90. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения сероводорода и меркаптановой серы. М., ИПК Издательство стандартов, 1991.-14 с.
  49. Е.А. Определение серы в нефтепродуктах. Обзор аналитических методов // Мир нефтепродуктов 2008. — № 3. — с. 27−32.
  50. ГОСТ Р 51 859−2002. Нефтепродукты. Определение серы ламповым методом.- М., ИПК Издательство стандартов, 2003. 18 с.
  51. ГОСТ 19 121–73. Нефтепродукты. Метод определения содержания серы сжиганием в лампе. М., ИПК Издательство стандартов, 1974. — 6 с.
  52. ASTM D 1266−07. Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products (Lamp Method). 2007. — 12 p.
  53. ГОСТ P 51 947−2002. Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии. М., ИПК Издательство стандартов, 2003. — 9 с.
  54. ASTM D 4294−08. Standard Test Method for Sulfur in Petroleum and Petroleum Products by Energy- Dispersive X-ray Fluorescence Spectrometry. 2008. — 8 p.
  55. ГОСТ 17 323–71. Топливо для двигателей. Метод определения меркаптановой и сероводородной серы потенциометрическим титрованием. М., ИПК Издательство стандартов, 1973. — 24 с.
  56. ГОСТ Р 50 802−95. Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов. М., ИПК Издательство стандартов, 1996. — 9 с.
  57. Ю.С. Газохроматографический анализ газов. Практическое руководство. / Ю. С. Другов, А. А. Родин. Санкт-Петербург, 2001 -426 с
  58. ASTM D 5623 94 (2004). Standard Test Method for Sulfur Compounds in Light Petroleum Liquids by Gas Chromatography and Sulfur Selective Detection. — 2004. -6 p.
  59. 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. — 2003 — 6 p.
  60. 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. — 2003. — 7 p.
  61. 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. — 2004. — 5 p.
  62. EN ISO 24 260−1994 IP 243. Petroleum products and hydrocarbons -Determination of sulfur content ~ Wickbold combustion method. — 2004. — 18 p.
  63. ASTM D 2784−06. Standard Test Method for Sulfur in Liquefied Petroleum Gases (Oxy-Hydrogen Burner or Lamp). 2006. — 7 p.
  64. ASTM D 4045−04. Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Products by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry. 2004. — 5 p.
  65. ASTM D 4468−85. Standard Test Method for Total Sulfur in Gaseous Fuels by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimetry. 2006. — 5 p.
  66. ASTM D 6212−99. Standard Test Method for Total Sulfur in Aromatic Compounds by Hydrogenolysis and Rateometric Colorimet. 1999. — 8 p.
  67. ASTM D 3120−06. Standard Test Method for Trace Quantities of Sulfur in Light Liquid Petroleum Hydrocarbons by Oxidative Microcoulometry. 2006. — 10 p.
  68. ASTM D 3246−05. Standard Test Method for Sulfur in Petroleum Gas by Oxidative Microcoulometry. 2005.- 8 p.
  69. 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. 2007. — 5 p.
  70. IP 373−05. Determination of Sulfur Content of Light and Middle Distillates by Oxidative Microcoulometry. 2005. — 7 p.
  71. ISO 16 591:2000. Petroleum products Determination of sulfur content -Oxidative microcoulometry method. — 2000. — 10 p.
  72. ASTM D 5453−08a. Standard Test Method for Determination of Total Sulfur in Light Hydrocarbons, Spark Ignition Engine Fuel, Diesel Engine Fuel, and Engine Oil by Ultraviolet Fluorescence. 2008. — 10 p.
  73. EN ISO 20 846: 2004. Petroleum products Determination of sulfur content of automotive fuels ~ Ultraviolet fluorescence method. — 2004. — 18 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. 2004. — 9 p.
  75. 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. 2007. — 5 p.
  76. IP 531−06. Determination of sulfur content of automotive fuels Low-background proportional counter energy-dispersive X-ray fluorescence spectrometry method. -2006.-7 p.
  77. К.И. Полимерные сорбенты для молекулярной хроматографии. / К. И. Сакодынский, Л. И. Панина. М.: Наука, 1977. — 165 с.
  78. ASTM D2163−07. Standard Test Method for Determination of Hydrocarbons in Liquefied Petroleum (LP) Gases and Propane/ Propene Mixtures by Gas Chromatography. 2007. — 11 p.
  79. ГОСТ 10 679–76. Газы углеводородные сжиженные. Метод определения углеводородного состава. М., ИПК Издательство стандартов, 2006. — 9 с.
  80. СТО Газпром 5.5−2007. Конденсат газовый нестабильный. Методика определения группового углеводородного и компонентно-фракционного состава. М.: ИРЦ Газпром, 2006. — 80 с.
  81. СТО Газпром 5.6−2007. Конденсат газовый нестабильный. Определение сероводорода и меркаптанов методом газовой хроматографии. — М.: ИРЦ Газпром, 2007. 35 с.
  82. СТО Газпром 5.11−2008. Конденсат газовый нестабильный. Общие технические условия. М.: ИРЦ Газпром, 2008. — 26 с.
  83. СТО Газпром 5.1−2005. Методика определения физико-химических характеристик нестабильных жидких углеводородов. Расчет плотности и объемных свойств. М.: ИРЦ Газпром, 2005. — 73 с.
  84. А.Г. Балансовые расчеты при проектировании и планировании переработки углеводородного сырья газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений / А. Г. Касперович, Р. З. Магарил. М.: КДУ, 2008.-411 с.
  85. ГОСТ 11 011–85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения фракционного состава в аппарате АРН-2. М.: Изд-во стандартов, 1985. — 23 с.
  86. Технология переработай сернистого природного газа / Справочник под ред. А. И. Афанасьева -М.: Недра, 1980. 151 с.
  87. Технология переработки природного газа и конденсата / Справочник под ред. В. И. Мурина, H.H. Кисленко, Ю. В. Суркова М.: Недра, 2002. — 517 с.
  88. ГОСТ 20 448–90. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1990. — 8 с.
  89. ГОСТ Р 51 104−97. Газы Российского региона углеводородные сжиженные, поставляемые на экспорт. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1997. -14 с.
  90. BS EN 589−2000. Automotive fuels. LPG. Requirements and test methods. -2006.- 20 c.
  91. ASTM D 2892−05. Standard Test Method for Distillation of Crude Petroleum (15-Theoretical Plate Column). 2005. — 32 p.
  92. ГОСТ 3900–85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности. -М.: Изд-во стандартов, 1985. 36 с.
  93. ASTM D1298 99(2005). Standard Test Method for Density, Relative Density (Specific Gravity), or API Gravity of Crude Petroleum and Liquid Petroleum Products by Hydrometer Method. — 2005. — 6 p.
  94. СТО 5 751 797−01−2006. Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава применительно к Западно-Таркосалинскому ГКМ. М. — Ноябрьск: ООО «Ноябрьскгаздобыча», 2006. — 89 с.
  95. Методика выполнения измерения компонентно-фракционного состава нестабильного конденсата применительно к Астраханскому ГКМ. — М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2004. 73 с.
  96. ПУБЛИКАЦИИ АВТОРА ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ
  97. С.А., Скрябина А. Е., Смирнов В JB., Прудников И. А., Мусин А. Р., Устюгов B.C. Новые подходы к определению полного состава нестабильного газового конденсата методом газовой хроматографии // Газовая промышленность 2006. — № 6. — С. 81−85.
  98. С.А., Скрябина А. Е. Определение полного состава проб нестабильного газового конденсата методами газовой хроматографии // Нефтяное хозяйство 2006. — № 7. — С. 98−100.
  99. С.А., Скрябина А. Е., Прудников И. А., Литвинова Г. И., Мерчева B.C. Определение индивидуальных серосодержащих соединений в нестабильном газовом конденсате методами газовой хроматографии // Газовая промышленность 2007. — № 6. — С. 70−73.
  100. С.А., Скрябина А. Е., Волынский А. Б. Определение химического состава нестабильного газового конденсата методом газовой хроматографии: новые НТД // Технологии нефти и газа 2008. — № 4. — С. 46−52.
  101. С.А., Волынский А. Б., Скрябина А. Е. Методы исследования химического состава проб нестабильного газового конденсата // Технологии нефти и газа 2009. — № 1. — С. 49−57.
  102. Методика выполнения измерения компонентно-фракционного состава нестабильного конденсата применительно к Астраханскому ГКМ. — М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2004. 73 с.
  103. СТО 5 751 797−01−2006. Конденсат газовый нестабильный. Методы определения компонентно-фракционного и группового углеводородного состава применительно к Западно-Таркосалинскому ГКМ. М. — Ноябрьск: ООО «Ноябрьскгаздобыча», 2006. — 89 с.
  104. СТО Газпром 5.5−2007. Конденсат газовый нестабильный. Методика определения группового углеводородного и компонентно-фракционного состава. М.: ИРЦ Газпром, 2006. — 80 с.
  105. СТО Газпром 5.6−2007. Конденсат газовый нестабильный. Определение сероводорода и меркаптанов методом газовой хроматографии. М.: ИРЦ Газпром, 2007. — 35 с.
  106. Arystanbekova S. A., Skryabina A. E. Determination of complete composition of non-stable gas condensate by gas chromatography // Chemical Analysis and Analytical Chemistry, 12−18 September 2005. Kiev: 2005. — P. 183.
  107. A.E., Арыстанбекова С. А. Экспрессный метод определения состава проб нестабильного газового конденсата // Тезисы докладов XIVнаучно-практической конференции молодых ученых и специалистов ООО «ТюменНИИгипрогаз» Тюмень: 2006. — С. 102.
Заполнить форму текущей работой

Пора сдавать?