CC BY
59
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£
УДК 550.4.02
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2021-1-2-59-63
Определение физико-химических
W W ■
показателей сырой нефти
С.В. Лукашов, Т.В. Пуцко, Е.В. Ноздрачева
Брянский государственный университет им. академика И.Г. Петровского, 241036, г. Брянск, Россия ORCID: http://orcid.org/0000-0002-2266-782, E-mail: sergelukashov@yandex.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8267-0862, E-mail: tanyaputcko270197@gmail.com ORCID: http://orcid.org/0000-0003-4061-7868, E-mail: nozd-ev@mail.ru
Резюме: Целью настоящей работы является описание принципов и методологии определения физико-химических показателей сырой нефти. На конкретных примерах рассмотрен химический состав нефти и нефтяных систем. Обоснованы принципы выбора физико-химических методов комплексного анализа сырой нефти, включающие определение концентрации сероводорода, серы и хлоридов, плотности сырой нефти, определение выхода фракции сырой нефти, выкипающей до 300 °С, количественное содержание механических примесей и воды в различных образцах сырой нефти. Проведены экспериментальные исследования по определению основных физико-химических показателей и технологических параметров сырой нефти. В исследуемых нефтяных образцах определены концентрации сероводорода, серы и хлоридов, исследована плотность сырой нефти в диапазоне температур 15-20 °С, выполнено определение выхода фракции сырой нефти, выкипающей до 300 °С. Исследовано количественное содержание механических примесей и воды в различных образцах сырой нефти. Проведен анализ линейной зависимости компонентного состава сырой нефти методами математической статистики. Установлена функциональная зависимость между показателями плотности нефти и массовыми долями серы, сероводорода и выходом фракции, выкипающей до 300 °С. На основании полученных результатов расчета коэффициентов корреляции были определены параметры уравнения регрессии и остаточная дисперсия. Расчетные данные были положены в основу оценки значимости коэффициентов методом вычисления доверительных интервалов. Путем сопоставления практически определенных и теоретических значений F-критерия сделан вывод о подтверждении гипотезы линейности между основными технологическими показателями сырой нефти. Описанный подход к комплексному определению физико-химических показателей сырой нефти позволяет упростить ход анализа, а также может быть использован для классификации нефтей. Ключевые слова: нефть, нефтяные системы, компонентный состав, корреляционная зависимость, коэффициент корреляции, хлориды, фракции нефти.
Для цитирования: Лукашов С.В., Пуцко Т.В., Ноздрачева Е.В. Определение физико-химических показателей сырой нефти // Не-
фтеГазоХимия. 2021. № 1-2. С. 59-63.
D0I:10.24412/2310-8266-2021-1-2-59-63
DETERMINATION OF PHYSICAL AND CHEMICAL PARAMETERS OF CRUDE OIL
Sergey V. Lukashov, Tatyana V. Putsko, Elena V. Nozdracheva
I.G. Petrovsky Bryansk State University, 241036, Bryansk, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0002-2266-782, E-mail: sergelukashov@yandex.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-8267-0862, E-mail: tanyaputcko270197@gmail.com ORCID: http://orcid.org/0000-0003-4061-7868, E-mail: nozd-ev@mail.ru
Abstract: The aim of this work was to describe principles and methodology for determining physical and chemical parameters of crude oil. The chemical composition oil and oil systems were considered on specific examples. The principles of the choice of physico-chemical methods of complex analysis of crude oil, including the determination of the concentration of hydrogen sulfide, sulfur and chlorides, the density of crude oil, the determination of the yield of the fraction of crude oil boiling to 300 °C, the quantitative content of mechanical impurities and water in various samples of crude oil, are justified. Experimental studies have been carried out to determine main physical, chemical and technological parameters of crude oil. In studied oil samples, concentrations of hydrogen sulfide, sulfur and chlorides were determined, density crude oil was investigated in temperature range of 15-20 °C, and yield fraction crude oil boiling up to 300 °C was determined. The quantitative content of mechanical impurities and water in various samples of crude oil was studied. The linear dependence of the component composition of crude oil is analyzed using mathematical statistics. A functional relationship has been established between oil density indicators and mass fractions sulfur, hydrogen sulfide, and yield fraction boiling up 300 °C. Based on obtained results calculating correlation coefficients, parameters of regression equation and residual variance were determined. The calculated data were used as the basis for estimating the significance of the coefficients by calculating confidence intervals. By comparing practically determined and theoretical values of F-criterion, it was concluded that hypothesis linearity between main technological parameters crude oil was confirmed. The described approach to the complex determination of physical and chemical parameters of crude oil makes it possible to simplify the course of analysis, and can also be used for the classification of oils.
Keywords: oil, oil systems, component composition, correlation dependence, correlation coefficient, chlorides, oil fractions.
For citation: Lukashov S.V., Putsko T.V., Nozdracheva E.V. DETERMINATION OF PHYSICAL AND CHEMICAL PARAMETERS OF CRUDE OIL.
Oil & Gas Chemistry. 2021, no. 1-2, pp. 59-63
DOI:10.24412/2310-8266-2021-1-59-63
#- ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
Введение
В настоящее время развитие нефтехимии, прикладной химии в области химической технологии обуславливает потребность в получении информации о физико-химических показателях веществ и техногенных продуктов на их основе, применяемых в различных отраслях народного хозяйства. Поскольку сырая нефть относится к основным сырьевым и энергетическим ресурсам, определение ее физико-химических показателей также является актуальной задачей [1].
С другой стороны, выполнение основных принципов рационального природопользования предопределяет вектор развития химии в плане использования ресурсосберегающих методов и технологий. Применяемые в промышленности химические методы синтеза и анализа веществ, природных объектов должны характеризоваться экологической чистотой, то есть быть безопасными в отношении окружающей среды, человека и одновременно позволять максимально использовать природные ресурсы, вещества и материалы в промышленности [2].
В области задач количественного химического анализа эти принципы предполагают применение инновационных инструментальных методов, которые должны отвечать ряду требований: обеспечивать высокую точность определяемых параметров, иметь минимальную потребность в расходных материалах, характеризоваться минимальными энергетическими затратами, обладать высокой степенью автоматизированного управления и контроля, характеризоваться возможностью использования для массового количественного анализа [3]. Основу сырой нефти составляют углеводородные органические соединения. В связи с этим основные физико-химические показатели нефти будут определяться их фракционным, компонентным, элементным, то есть качественным и количественным химическим составом. Кроме того, следует отметить, что в состав нефти входят ароматические соединения, вода, неорганические соли, механические примеси, растворенные газы и многие другие компоненты. Поэтому контроль физико-химических показателей сырой нефти находится в области массового количественного анализа. Трудности, связанные с количественным химическим анализом объектов столь сложного многокомпонентного состава объясняются необходимостью поиска экспресс-методов анализа, разработки математических моделей, связывающих физико-химические показатели сырой нефти и позволяющие производить расчеты основных химико-технологических параметров [1, 4].
В настоящей работе мы попытаемся рассмотреть подходы к организации и проведению исследований, связанных с количественным анализом физико-химических показателей сырой нефти и установлению корреляционной зависимости между ними.
Как отмечалось выше, сырая нефть характеризуется сложным многокомпонентным составом, представляя собой смесь отдельных индивидуальных соединений. Количественный анализ подобного рода смесей подразумевает выделение отдельных соединений и последующее их определение, что значительно увеличивает время и трудозатраты. В связи с этим для контроля качества сырой нефти применяют инструментальные физико-химические методы, которые позволяют определить ее основные физические, химические и эксплуатационные свойства [5-6].
В литературе описаны методы анализа, используемые для определения основных физико-химических показателей сырой нефти, которые условно можно подразделить на следующие группы.
Первую группу составляют классические методы химического анализа, основанные на гравиметрии и титриметрии. Вторую - физические методы по определению основных физических параметров: плотности, температуры замерзания, плавления и др. [7] К третьей следует отнести физико-химические методы - это, как правило, инструментальные методы химического анализа, позволяющие количественно определять, например, содержание серы, сероводорода [8-9]. В отдельную группу следует выделить специальные методы, которые можно использовать для определения некоторых физико-химических свойств нефтепродуктов, например октанового числа или специфических веществ, входящих в их состав [10].
По нашему мнению, в состав работ, связанных с анализом основных физико-химических показателей сырой нефти, должны в обязательном порядке включаться: определение концентрации сероводорода, серы и хлоридов, плотности сырой нефти, определение выхода фракции сырой нефти, выкипающей до 300 °С, количественное содержание механических примесей и воды в различных образцах сырой нефти.
Цель настоящей работы заключалась в разработке новых подходов к определению основных физико-химических показателей сырой нефти и исследованию корреляционной зависимости между ними.
Материал и методы исследования
Пробы сырой нефти отбирали по ГОСТ 2517 в металлические герметичные сосуды, которые аналогичны пробоотборникам ПУ-50.
Плотность сырой нефти определяли, используя ГОСТ 3900-85. Метод основан на определении плотности при условиях опыта и последующем пересчете полученных значений на плотность при температуре 20 °С.
Количественное содержание серы в сырой нефти определяли с помощью энергодисперсионного рентгеновского флуоресцентного анализатора РЕАН. Особенность данного метода заключается в том, что он может использоваться для безразрушительного анализа образцов жид-кофазных проб. Измерения основаны на фотоэлектронном поглощении пробой рентгеновского излучения и ослаблении его интенсивности. Пробу сырой нефти подвергали воздействию рентгеновского излучения, измеряя характеристики энергии возбуждения. Полученные значения сравнивали с характеристиками соответствующих стандартных образцов для определения серы в составе сырой нефти.
Массовую долю сероводорода определяли на хроматографе «Кристалл-2000». Градуировку хроматографа проводили, используя серию стандартных образцов сероводорода в газовой фазе. Массовую долю сероводорода в нефти измеряли в изотермическом режиме.
Содержание хлоридов определяли с помощью усовершенствованной нами методики.
Концентрацию воды в составе сырой нефти устанавливали методом Дина и Старка с помощью аппарата АКОВ-10. Образцы сырой нефти смешивали с растворителем, нерастворимым в воде, и перегоняли, устанавливая необходимую температуру кипения. Отгоняемые фракции конденсируются в пробирке с градуировкой, вода отделяется от растворителя, который возвращается в перегонный куб. Для уменьшения пенообразования в перегонный куб добавляли силикон.
Количественное содержание фракции сырой нефти, выкипающей до 300 °С, определяли по ГОСТ 21534-76. Пере-
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU ХИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
£ до-
гоняли пробу сырой нефти объемом 10 мл, определяя объемы конденсата при различной температуре.
Механические примеси в составе сырой нефти определяли по ГОСТ 6370-83.
Математическая обработка осуществлялась с применением программного комплекса Mathcad.
Результаты исследования и их обсуждение
В качестве объекта исследования были выбраны образцы сырой нефти (классификация ГОСТ Р 51858-20026: 2.3.1.2), которые проанализированы по 12 показателям (табл. 1).
При этом нами показано, что при определении содержания хлоридов в нефти по ГОСТ 21534-76 возможна модификация метода с ускорением анализа. При экстракции солей из нефти по методике используется 100 мл горячей дистиллированной воды с перемешиванием в течение 10 мин, затем 30-35 мл на промывание делительной воронки и 15-20 мл на промывание фильтра. И так несколько раз до получения контрольного результата титрования дистиллированной воды.
Модификация состоит в том, что при экстракции берется двойной объем горячей дистиллированной воды (на одно определение уходит 150 мл) в 300 мл. Все экстрагируется в течение 15 мин, фильтруется в колбу объемом 500 мл и титруется с добавлением всех реагентов в двойном объеме (4 мл азотной кислоты и 20 капель дифенилкарбазида - индикатора) до получения слабо-розовой окраски. При обработке результатов использовали формулу 1:
=
(V - V,)• Т• 1000
(1)
где V1 - объем, ушедший на титрование водной вытяжки, V2 - объем титранта в контрольном опыте, Т - титр нитрата ртути, - объем пробы сырой нефти. В дальнейшем определение хлоридов осуществляли по усовершенствованной методике.
Данные, приведенные в табл. 1 были обработаны в соответствии с [11] для проверки корреляционной зависимости между плотностью при 20°С и остальными физико-химическими параметрами сырой нефти.
3
Таблица 1
Результаты определения физико-химических показателей сырой нефти
Р20 Р15-кг/м3 [2] % [3] млн-1 [4] а(СН3 SH], а[С2Н5 SH], млн-1 [5] млн-1 [6] п(Н20], % [7] С10~], Выход фракции, % ю(мех.
кг/м3 [1]* мг/дм3 [8] 200 °С [9] 300 °С [10] [11] примес.] % [12]
874,3 870,8 1,61 53,4 1,56 2,6 0,09 33,3 24,0 46,0 45,80 0,0122
873,0 869,4 1,65 53,4 1,56 2,6 0,06 25,8 24,0 46,0 45,80 0,0122
872,0 868,4 1,61 53,4 1,56 2,6 0,09 35,3 24,0 46,0 45,80 0,0122
872,9 869,4 1,63 53,4 1,56 2,6 0,09 25,8 24,0 46,0 45,80 0,0122
873,1 869,6 1,66 53,4 1,56 2,6 0,09 23,9 24,0 46,0 45,80 0,0122
871,9 868,4 1,65 53,4 1,56 2,6 0,09 15,7 24,0 46,0 45,80 0,0118
872,4 868,9 1,74 59,5 0,97 13,0 0,12 30,0 25,0 46,0 50,80 0,0118
874,1 870,5 1,65 59,5 0,97 13,0 0,03 14,2 25,0 46,0 50,80 0,0118
871,7 868,1 1,62 59,5 0,97 13,0 0,03 18,9 25,0 46,0 50,80 0,0118
872,8 869,3 1,65 59,5 0,97 13,0 0,06 18,6 25,0 46,0 50,80 0,0118
873,4 869,9 1,75 59,5 0,97 13,0 0,12 16,8 25,0 46,0 50,80 0,0118
872,5 869,0 1,65 59,5 0,97 13,0 0,03 10,4 25,0 46,0 50,80 0,0118
873,8 870,3 1,80 59,5 0,97 13,0 0,18 29,8 25,0 46,0 50,80 0,0118
871,7 868,1 1,72 59,5 0,97 13,0 0,06 43,6 25,0 46,0 50,80 0,0118
873,4 869,9 1,77 59,5 0,97 13,0 0,06 29,1 25,0 46,0 50,80 0,0118
873,5 870,0 1,78 59,5 0,97 13,0 0,12 31,1 25,0 46,0 50,80 0,0118
873,8 870,3 1,76 59,5 0,97 13,0 0,06 26,0 25,0 45,0 50,75 0,0103
873,5 870,0 1,73 51,2 1,20 14,6 0,06 31,6 25,0 45,0 50,75 0,0103
870,2 866,7 1,59 51,2 1,20 14,6 0,09 26,0 25,0 45,0 50,75 0,0103
870,9 867,4 1,59 51,2 1,20 14,6 0,09 26,0 25,0 45,0 50,75 0,0103
872,6 869,1 1,64 51,2 1,20 14,6 0,09 34,6 25,0 45,0 50,75 0,0103
871,4 867,9 1,58 51,2 1,20 14,6 0,06 36,9 25,0 45,0 50,75 0,0103
871,0 867,6 1,58 51,2 1,20 14,6 0,09 21,4 25,0 45,0 50,75 0,0103
870,4 866,9 1,62 51,2 1,20 14,6 0,09 23,2 25,0 45,0 50,75 0,0121
872,5 869,0 1,73 51,2 1,20 14,6 0,12 35,8 25,0 45,0 50,75 0,0121
873,0 869,2 1,63 51,2 1,20 14,6 0,24 45,2 25,0 45,0 50,75 0,0121
871,9 868,4 1,68 51,2 1,20 14,6 0,12 24,8 25,0 45,0 50,75 0,0121
* Номер анализируемого показателя сырой нефти.
-о1
(ИМИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
Таблица 2
Результаты расчета коэффициента корреляции
Коэффициент Вид зависимости
корреляции г1 2 г1 3 г1.4 г1 5 г1 6 г1 7 г1 8 г1.9 г1.10 г1.11 г1.12
г практ. 1,00 0,57 0,46 -0,08 -0,25 0,09 0,02 -0,18 0,44 -0,17 0,31
гтеор. (а : = т- 2) 0,38
Зависимость плотности сырой нефти (20 °С) от концентрации серы
1,80
¡3 1,70
1,60
1,55
у = 0,0344х - 28,341 В2 = 0,3265
Зависимость плотности сырой нефти (20 °С) от концентрации сероводорода
¡,5 870,0 870,5 871,0 871,5 872,0 872,5 873,0 873,5 874,0 874,5 875,0 Плотность сырой нефти при 20 кг/м3
25,0
20,0
"15,0
10,0
5,0
0,0
у = -2,07Е-02х + 3,22Е+01 R2 = 1,23Е-05
869,0 870,0 871,0 872,0 873,0 874,0 Плотность сырой нефти при 20, кг/м3
875,0
Предварительные расчеты коэффициентов корреляции (табл. 2) показали, что корреляционная зависимость наиболее вероятна между показателями плотности нефти и массовыми долями серы, сероводорода и выходом фракции, выкипающей до 300 °С т.к. гпракт > гтеор
С целью проверки наличия линейной зависимости между показателями плотности нефти и массовыми долями серы, сероводорода и выходом фракции, выкипающей до 300 °С, нами были построены графики в координатах (р20 + физико-химический параметр) (рис. 1-3).
Из данных, представленных на рис. 1-3, следует, что уравнения регрессии, отражающие функциональную зависимость между плотностью сырой нефти и основными физико-химическими параметрами были получены для массовых долей серы и сероводорода. Полученные уравнения отражают графические зависимости, которые имеют эффект сглаживания «шума» - погрешности измерения.
Для определения погрешности полученных коэффициентов регрессии рассчитывали такие показатели, как: S(2 -остаточная дисперсия, S| и St2 - дисперсии параметров а
Зависимость плотности сырой нефти (20 °С) от выхода фракции, выкипающей до 300 С
46,2
46,0
45,8
° 45,6
■ 45,4
' 45,2
45,0
44,8
!,5 870,0 870,5 871,0 871,5 872,0 872,5 873,0 873,5 874,0 874,5 875,0 Плотность сырой нефти при 20 °С, кг/м3
Рис. 1
Рис. 2
1,85
1,75
1,65
Рис. 3
Таблица 3
Результаты проверки гипотезы линейности
Виды зависимости Показатели
42 40 э2 за зь Аа Аь ^практ ^теор
1,3 3,1110-3 74,32 9,76 10-5 8,62 0,01 17,76 0,02 0,01 1,96
1,4 12,09 288562,99 0,38 537,18 0,62 1106,59 1,27 40,94
НАШ САЙТ В ИНТЕРНЕТЕ: WWW.NEFTEGAZOHIMIYA.RU
1ИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ПРОДУКТЫ
и Ь соответственно. Были получены следующие результаты для значений, которые могут иметь линейную зависимость По полученным результатам оценивают значимость коэффициентов, рассчитывая доверительные интервалы, которые позволяют установить число значимых цифр в найденных значениях а и Ь. Для расчета доверительного интервала использовался коэффициент Стьюдента t(0,95, f = 25) = 2,06 (табл. 3).
При 1Ь1 < АЬ, считали, что линейная связь между величинами отсутствует. Для проверки линейной зависимости использовали Г-критерий, сопоставляя его с табличным значением, соответствующим степени свободы и значимости.
По полученным результатам можно сделать вывод, что для зависимости 1,4 уравнение линейной зависимости неадекватно описывается полученным уравнением, так как
Гпракт > Гтеор. Для зависимости 1,3 гипотеза линейности подтвердилась.
Полученные нами зависимости позволят существенно сократить затраты времени на классификацию нефтей по ГОСТ Р 51858-0026, в соответствии с которым класс определяется по содержанию серы, тип по плотности при 20 °С, группа по содержанию хлористых солей, вид по массовой доле сероводорода. Поскольку сокращается время на определение хлоридов, а предложенная нами функциональная зависимость между плотностью нефти и содержанием серы позволяет установить класс и тип нефти в результате определения одного параметра.
Таким образом, описанный нами подход к комплексному определению физико-химических показателей сырой нефти позволяет упростить ход анализа, а также может быть использован для упрощения классификации нефтей.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Абдель Аль-Окла Вахиб Моделирование физико-химических свойств углеводородов и подготовка нефти: автореф. дис. ... канд. техн. наук: 05.17.07. Уфа, 2004. 22 с.
2. Калабин Г.А., Садыков Б.Р., Стариков В.П. Экологически чистые технологии анализа нефти и нефтепродуктов на основе методов спектроскопии ЯМР // Вестник РУДН, сер. Экология и безопасность жизнедеятельности, 2008. № 2. С. 14-17.
3. Ященко И.Г., Перемитина Т.О., Лучкова С.В. Исследование особенностей физико-химических свойств сернистых нефтей с применением кластерного анализа и метода главных компонент // Геология нефти и газа, 2016. № 4. С. 70-76.
4. Акылбеков Н.И., Омирзакова М.Б., Аппазов Н.О. Исследование состава и свойств нефти Приаралья // Булатовские чтения: Сб. ст. Краснодар: Юг, 2018. С. 46-50.
5. Короткова Т.Г., Горева Я.А., Сай Ю.В. и др. Физико-химические свойства и фракционный состав ставропольской нефти // Науч. журн. КубГАУ, 2016. № 123(09). С. 1-10.
6. Бурханов Р.Н., Двояшкин Н.К., Ханнанов М.Т. Исследование и корреляция параметров, характеризующих подвижность высоковязкой нефти // Нефтепромысловое дело. 2016. № 9. С. 19-23.
7. Охлопков А.С. Свойства товарной сырой нефти, позволяющие идентифицировать источник нефтяного загрязнения окружающей природной среды: дис. ... канд. хим. наук: 03.02.08. Н. Новгород, 2015. 130 с.
8. Астахов А. Анализ нефтепродуктов с помощью хроматографических методов // Аналитика. 2013. № 3(10). С. 48-53.
9. Эдельман И.С., Соколова А.Э, Заблуда В.Н. и др. Исследование природной нефти с помощью спектроскопии магнитно-кругового дихроизма // Журнал структурной химии. 2016. № 2. Т. 57. С. 394-401.
10.Гавриленко М.А., Газиева Е.А., Шумар С.В. и др. Газохроматографическое определение спиртов как трассеров при мониторинге нефтяных месторождений на полиметилсилоксановой фазе с ацетилацетонатом кобальта // Изв. ТПУ. Инжиниринг георесурсов. 2015. № 8. С. 23-28.
11.Смагунова А.Н., Карпукова О.М. Методы математической статистики в аналитической химии: учеб. пособие. Ростов н/Д: Феникс, 2012. 346 с.
REFERENCES
1. Abdel' Al'-Okla Vakhib. Modelirovaniye fiziko-khimicheskikh svoystv uglevodorodovipodgotovka nefti. Diss. kand. tekhn. nauk [Simulation of physical and chemical properties of hydrocarbons and oil treatment. Cand. tech. sci. diss.]. Ufa, 2004. 22 p.
2. Kalabin G.A., Sadykov B.R., Starikov V.P. Environmentally friendly technologies for analysis of oil and oil products based on NMR spectroscopy methods. VestnikRUDN, seriya «Ekologiya ibezopasnost zhiznedeyatel'nosti», 2008, no. 2, pp. 14-17 (In Russian).
3. Yashchenko I.G., Peremitina T.O., Luchkova S.V. Investigation of the peculiarities of the physicochemical properties of sulfurous oils using cluster analysis and the method of principal components. Geologiya nefti i gaza, 2016, no. 4, pp. 70-76 (In Russian).
4. Akylbekov N.I., Omirzakova M.B., Appazov N.O. Investigation of the composition and properties of oil in the Aral Sea region. Bulatovskiye chteniya, 2018, pp. 46-50 (In Russian).
5. Korotkova T.G., Goreva YA.A., Say YU.V. Physical and chemical properties and fractional composition of Stavropol oil. Nauchnyyzhurnal KubGAU, 2016, no. 123(09), pp. 1-10 (In Russian).
6. Burkhanov R.N., Dvoyashkin N.K., Khannanov M.T. Research and correlation of parameters characterizing the mobility of high-viscosity oil. Neftepromyslovoye
delo, 2016, no. 9, pp. 19-23 (In Russian).
7. Okhlopkov A.S. Svoystva tovarnoy syroy nefti, pozvolyayushchiye identifitsirovat istochnik neftyanogo zagryazneniya okruzhayushchey prirodnoy sredy. Diss. kand. khim. nauk [Properties of commercial crude oil, allowing to identify the source of oil pollution of the environment. Cand. chem. sci. diss.]. Nizhny Novgorod, 2015. 130 p.
8. Astakhov A. Analysis of petroleum products using chromatographic methods. Analitika, 2013, no. 3(10), pp. 48-53 (In Russian).
9. Edel'man I.S., Sokolova A.E, Zabluda V.N. Research of natural oil using spectroscopy of magnetic-circular dichroism. Zhurnalstrukturnoy khimii, 2016, no. 2, vol. 57, pp. 394-401 (In Russian).
10. Gavrilenko M.A., Gaziyeva YE.A., Shumar S.V. Gas chromatographic determination of alcohols as tracers in monitoring oil fields in the polymethylsiloxane phase with cobalt acetylacetonate. Izvestiya Tomskogo politekhnicheskogo universiteta. Inzhiniring georesursov, 2015, no. 8, pp. 23-28 (In Russian).
11. Smagunova A.N., Karpukova O.M. Metody matematicheskoy statistiki v analiticheskoy khimii [Methods of mathematical statistics in analytical chemistry]. Rostov-on-Don, Feniks Publ., 2012. 346 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРЕ / INFORMATION ABOUT THE AUTHOR
Лукашов Сергей Викторович, к.х.н., доцент кафедры химии, Брянский государственный университет им. академика И.Г. Петровского. Пуцко Татьяна Викторовна, магистрант кафедры химии, Брянский государственный университет им. академика И.Г. Петровского. Ноздрачева Елена Владимировна, к.б.н., доцент кафедры биологии, Брянский государственный университет им. академика И.Г. Петровского.
Sergey V. Lukashov, Cand. Sci. (Chem.), Assoc. Prof. of the Department of Chemistry, I.G. Petrovsky Bryansk State University.
Tatyana V. Putsko, Undergraduate of the Department of Chemistry, I.G. Petrovsky Bryansk State University.
Elena V. Nozdracheva, Cand. Sci. (Biol.), Assoc. Prof. of the Department of Biology, I.G. Petrovsky Bryansk State University.
