автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.08, диссертация на тему:Интенсификация тепломассообменных процессов в технологии промысловой подготовки нефти на основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках

На правах рукописи

РГо ОД

~ 6 СЕН 7ПП0

ЛЕСУХИН Сергеи Петрович

ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ТЕПЛОМЛССООБМЕННЫХ ПРОЦЕССОВ В

ТЕХНОЛОГИИ ПРОМЫСЛОВОЙ ПОДГОТОВКИ НЕФТИ НА ОСНОВЕ ПРИНЦИПА ГАЗОЖИДКОСТНОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НА ВЕРТИКАЛЬНЫХ КОНТАКТНЫХ РЕШЕТКАХ

05.17.08 - Процессы и аппараты химической технологии

05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации па соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа 2000

Работа выполнена в Самарском государственном техническом

университете

Научный консультант - доктор технических наук, профессор Григорян Л.Г. Официальные оппоненты - доктор технических наук, профессор

диссертационного совета Д 063.09.03 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Автореферат разослан" апреля 2000г.

Чехов О.С.

- доктор технических наук, профессор Тронов В.П.

- доктор технических наук, доцент Умергалин Т.Г.

Ведущее предприятие - ОАО "Самаранефтегаз'

м

Защита состоится " 26 " мая 2000г. в 15-00 на заседании

Ученый секретарь

доктор технических наук, профессор

П.Л. Ольков

//Я ¿У /Х??- У /7

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы. Современные тенденции развития тепломассо-обменного оборудования свидетельствуют о перспективности принципа газожидкостного взаимодействия дроблением жидкости газовым потоком. Резкое увеличение эффективности переноса и снижение энергозатрат на распад жидкости достигаются при организации пленочного течения жидкости по вертикальным решеткам (сеткам), сквозь отверстия которых проходит газ. В этом случае преобразование жидкости в удобную для распада пленочную форму течения происходит за счет энергии поверхностного натяжения, которая при других способах дробления не используется. На основе этого принципа создан новый класс эффективной тепломассообменной техники, получившей название аппаратов с вертикальными контактными решетками (ЛВР).

Перспективность аппаратов АВР для технологии переработки нефти подтверждается успешным внедрением промышленных колонн на нефтеперерабатывающих заводах стран СНГ. Однако, в технологии промысловой подготовки нефти аппараты класса АВР не применялись.

Вместе с тем, использование нового класса аппаратов на установках подготовки и центральных пунктах сбора нефти в процессах сепарации, стабилизации нефти, конденсации газа и стабилизации газового конденсата позволило бы повысить качество продукции, снизить потери легкого углеводородного сырья и энергозатраты на проведете процессов, а также уменьшить удельную металлоемкость промысловой тепломассообменной аппаратуры.

Кроме того, вовлечение в разработку и эксплуатацию в последние двадцать лег большого количества нефтяных месторождений с высоким содержанием сероводорода потребовало создания новой техники и технологии промысловой очистки жидких флюидов от сероводорода, а также решения некоторых специфических задач, таких как классификация сероводородсодер-жащих нефтей, нормирование качества товарных нефтей по остаточному содержанию сероводорода, утилизация сероводородсодержащего нефтяного газа на удаленных объектах.

Прямой перенос известных конструкций аппаратов АВР из заводской в промысловую технологию невозможен в связи с ее специфическими особенностями: большой производительностью установок, высоким объемным соотношением жидкости и газа, наличием механических примесей в нефти, сильной неравномерностью расхода сырья, высокой пенистостью нефти в условиях низких температур, неразвитой инфраструктурой объектов. В связи с этим, актуальным является создание на основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках новых конкурентоспособных российских разработок для технологии промысловой подготовки нефти.

Работа выполнена в соответствии с координационными планами: научно-технической программы МинВУЗа РСФСР № 641 от 10.10.86г.; программы МинНефтеПрома «Качество» (код 53.0014.90); межвузовской научно-технической программы Госкомитета РФ и ВО «Комплексное решение проблем разработки, транспорта и глубокой переработки нефти и газа» (1996-

1997г.); проблемного Совета ЛТН РФ «Интенсификация массообменного оборудования в процессах нефтепереработки и нефтехимии» (1993-1998г.); хоздоговорных работ с предприятиями Минтопэнерго (1996-2000г.).

Цель работы - изучение основных закономерностей газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках в условиях процессов промысловой подготовки нефти, создание на этой основе новых конструкций тепломассообменных аппаратов и технологических установок, их привязка к конкретным технологическим процессам и решение вытекающих из этого научных, инженерных и практических задач.

Основные задачи исследования. 1. Теоретические и экспериментальные исследования гидродинамики аппаратов АВР в условиях сверхвысоких жидкостных нагрузок и создание на этой основе новых конструкций аппаратов. Обобщение расчетных уравнений для определения основных гидродинамических параметров.

2. Изучение кинетики массопереноса в жидкой фазе для аппарата АВР. Анализ фазовых сопротивлений массопереносу, создание математических моделей и программ расчета основных тепломассообменных процессов технологии промысловой подготовки нефти.

3. Интенсификация процесса сепарации нефти на концевых и горячих ступенях на основе противоточного многоступенчатого сепаратора АВР.

4. Разработка на основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках нового класса массообменной аппаратуры для стабилизации нефти и нефтепродуктов, исследование ее эффективности. Поиск новых технологических решений проблемы промысловой стабилизации нефти.

5. Создание аппаратуры и технологии для реализации промысловой очистки от сероводорода жидких и газообразных флюидов на объектах подготовки нефти с высоким содержанием сероводорода.

Научная новизна. 1. Впервые изучены гидродинамические особенности работа аппаратов АВР в диапазоне высоких нагрузок по жидкости (150400 м3/м2 • ч).

2. Разработаны универсальные параметры гидродинамической структуры потоков, на основе которых получены уравнения, обобщающие гидродинамические характеристики работы АВР.

3. Разработала модель массопереноса в жидкой фазе в аппаратах с регулярно неоднородной поверхностью межфазного контакта.

4. Для процессов стабилизации нефти и нефтепродуктов выявлены зоны ректификации, в которых использование представления о «теоретической тарелке» неприемлемо, а расчеты необходимо выполнять по кинетическим коэффициентам отдельных компонентов.

5. Разработана математическая модель многоступенчатого противоточ-ного абсорбционно-десорбционного взаимодействия нефти и газа, основанная на кинетических коэффициентах отдельных компонентов.

6. Разработана математическая модель тепломассопереноса в неадиабатическом АВР с учетом испарения при водо-воздушноиспарительном охлаждении.

7. Разработана математическая модель дифференциального разгазиро-вания нефта, более точно, по сравнению с равновесной, описывающая реальный процесс сепарации нефти в промысловых аппаратах.

8. Доказана возможность холодной стабилизации эмульсионной нефти десорбционным методом в аппарате АВР.

9. Впервые изучена эффективность метода десорбционпой очистки нефти от сероводорода в аппарате АВР и доказана его высокая эффективность.

Практическая ценность. Результаты исследований позволили создать новые конструкции аппаратов АВР и технологические установки с их использованием, интенсифицирующие процессы подготовки и переработки нефти, такие как: сепарация, стабилизация, очистка от сероводорода. Аппараты и установки защищены шестью авторскими свидетельствами СССР и РФ.

Результаты работы легли в основу внедрения 13 разработок: технологического процесса однократной отдувки нефти углеводородным газом на концевой (1988г.) и горячей (1989г.) ступенях сепарации УПН Жанажольского ГГО с целью очистки нефта от сероводорода; установки отдувки нефти в двух многоступенчатых противоточных сепараторах АВР К-1/1 и К-1/2, реализующей технологический процесс глубокой дегазации нефти на Покровском ЦПС НГДУ «Бузулукнефть» (1990г.); колонны стабилизации газового конденсата Покровской компрессорной станции К-1 АО «Грифон» (1995г.); колонны глубокой дегазации нефти и очистки от сероводорода К-701 УПН Жанажольского ГПЗ (1997г.); колонны стабилизации дизельного топлива К-3, установки Л-24-6/2 ОАО «ПкНПЗ» (1997г.); колонны стабилизации газового конденсата Бобровской компрессорной станции К-201 АО «Грифон» (1997г.); колонны стабилизации нефти К-1 установки АВТ-9 (1998г.); колонны стабилизации дизельного топлива К-За, установки JI-24-6/3 ОАО «НкНПЗ» (1998г.); колонны стабилизации бензина К-4, установки 35-6 ОАО «НкНПЗ» (1998г.); атмосферной колонны К-301 Бобровской промысловой нефтеперерабатывающей установки АО «Грифон» (1998г.); колонны десорбционной стабилизации нефти К-301 на Нефтегорской УСН НГДУ «Южоренбургнефть» (1999г.).

За счет внедрения указанных разработок получен экономический эффект в размере: 11 750 ООО руб. в год для Новокуйбытевского НПЗ НК «ЮКОС»; 284 100 руб. за 1990-1992гг. для НГДУ «Бузулукнефть» ОАО «Оренбургнефть». Кроме того, по НГДУ «Бузулукнефть» в 1990-1991гг. получен экологический эффект в размере 9 270 000 руб.

Кроме того, результаты диссертации легли в основу разработки проектов шести строящихся объектов: малогабаритной блочной установки сероочистки и осушки попутного нефтяного газа для Красноярской ТХУ ОАО «Сама-

ранефтегаз»; двух колонн стабилизации бензина Тарасовской промысловой установки переработки нефти ОАО «Пурнефтегаз»; двух колонн стабилизации бензина установки производства растворителей ЗАО «Волгасинтез»; про-тивоточного сепаратора АВР для глубокой дегазации нефти на Сосновской УПН НГДУ «Кинельнефть».

Апробация работы. Основные положения диссертации обсуждены на: на V-ом Всесоюзном совещании «Повышение эффективности и надежности машин и аппаратов в основной химии - Химтехпика-86», Сумы, 1986г.; отраслевом совещании «Пути сокращения потерь нефти на промыслах», Бу-гульма, 1986г.; VII Республиканской научно-технической конференции молодых ученых и специалистов, по проблеме сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов по трубопроводам, Уфа, 1986г.; на региональной научно-практической конференции «Проблемы комплексного освоения Астраханского газокондснсатного месторождения», Астрахань, 1987г.; на X Губ-кинских чтешшх «Научные основы создания Прикаспийского нефтегазового комплекса», М., 1987г.; Школе-семинаре «Особенности и основные направления проектировашы объектов сбора, транспорта и подготовки сероводородсо-держащих нефтей» Гурьев, 1988г.; на Всесоюзном совещании «Химтехника-89», Сумы, 1989г.; Совещании НТС ВИТО НГП, Самара, 1991г.; Ш Минском международном форуме «Тепломассообмен-ММФ-96», Минск, 1996г.; 1-ом международном симпозиуме «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», М., 1997г.; международной научной конференции «Методы кибернетики химико-техпологических процессов», Казань, 1999г.

Публикации. Основные положения диссертации опубликованы в 42 печатных работах, в том числе: тематический обзор 1, статей 17, тезисов докладов 18, авторских свидетельств 6.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, 6 глав, выводов, списка литературы и приложений. Общий объем работы включает 372 стр., в том числе рис.125 и 33 табл. Список литературы включает 272 наименования.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность выбранной темы, формируются цели и задачи исследования и дается краткая аннотация глав диссертации.

I. АППАРАТЫ, ИСПОЛЬЗУЮЩИЕ ПРИНЦИП ГАЗОЖИДКОСТНОГО

ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НА ВЕРТИКАЛЬНЫХ КОНТАКТНЫХ

РЕШЕТКАХ

Дробление жидкости при значительно меньших энергозатратах достигается за счет предварительного преобразования жидкостного потока в малоустойчивую форму течения с развитой поверхностью. Наиболее оптимальным решением в получении таких форм является организация пленочного течения

жидкости по вертикальным решеткам (сеткам) рис. 1.1, сквозь отверстия которых проходит газовый поток.

Многократность дробления жидкости газом достигается за счет расположения контактной решетки 1 в вертикальном зигзагообразном канале, образующемся между соседними перегородками 2. Причем, имеется возможность изменения кратности взаимодействия жидкости и газа за счет выбора необходимой высоты ступени зигзагообразной перегородки (Н) и изменения продолжительности фазы полета капель за счет выбора необходимой ширины контактной камеры (а). Размер капель в аппарате зависит как от гидродинамических параметров, так и от геометрических размеров контактной решетки 1.

Благодаря большому свободному сечению и сепарационным свойствам аппарата, достигаются высокие нагрузки по жидкости и газу.

5 1 2 4

Рис. 1.1. Схема газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках.

1 - вертикальная решетка; 2 - зигзагообразная перегородка; 3 - пленочный поток; 4 - капельный поток; 5 -клиновидный гидрозатвор.

Капельно-пленочный режим взаимодействия фаз обеспечивает аппарату хорошие пеногасящис свойства при работе с пенообразующими жидкостями (нефть). Равномерность распределения жидкости по длине канала происходит за счет ее растекания в клиновидном жидкостном гидрозатворе Ни, образующемся между перегородкой и решеткой. Прием, с увеличением газожидкостных нагрузок высота жидкостного клина возрастает, что дополнительно улучшает равномерность распределения жидкости.

В результате целенаправленного поиска разработаны различные конструкции аппаратов класса АВР, в большей степени удовлетворяющие требованиям конкретных технологических процессов*.

Нами разработаны новые конструкции АВР, учитывающие условия промысловых установок. Конструкция АВР, рис. 1.2.а, работает при сверхвысоких нагрузках по жидкости до 400 м3/м2 • ч. Улучшите гидродинамики аппарата достигается за счет скругления перегородок и оргашгзации контактной

* Григорян Л.Г. Дне... докт. техн. наук. Л: ЛТИ им. Ленсовета, 1986. 333 с.

мм

а) б)

Рис. 1.2. Новые конструкции аппаратов класса АВР. 1 - контактная решетка; 2 - зигзагообразная перегородка;3 - трубка.

решетки в виде струн. Появляется возможность обработки жидкостей, содержащих мехпримеси.

В аппарате, изображенном на рис. 1.2.6, зигзагообразные каналы оснащены трубками, внутри которых циркулирует теплоноситель или хладоагент. В таком аппарате неадиабатического типа происходит теплопередача между потоками, двигающимися в основных каналах и трубках.

Сопоставительный анализ гидродинамических и массообменных характеристик показал превосходство различных модификаций аппаратов АВР над другими современными конструкциями контактных устройств в условиях, отвечающих требованиям основных тепломассообмешшх процессов технологии промысловой подготовки нефти. Однако, широкое промышленное применение этих аппаратов требует- решения ряда научных и инженерных задач.

2. ГИДРОДИНАМИКА АППАРАТОВ АВР

Разработанные ранее теоретические представления о гидродинамике АВР подтверждаются значительным количеством экспериментальных данных в диапазоне жидкостных нагрузок, преимущественно от 5 до 150 м3/м2ч.

2.1. Гидродинамика при высоких нагрузках по жидкости.

Изучение особенностей гидродинамики аппарата АВР при высоких нагрузках по жидкости показало, что при плотностях орошения более 100+15 0м3/м2 • ч заметно изменяется характер взаимодействия жидкости и газа в контактной камере. Эти изменения наглядно прослеживаются на графических зависимостях гидравлического сопротивления ступени контакта от скорости газа (рис. 2.1).

АР, Па 300 200

100 80 60

40

30

20

Л- 1 р-

Ч5 3^

1 и Г l <

Z, А—

— — -¿=

7 _ II

I

Рис. 2.1. Зависимость гидравлического сопротивления ступени контакта (ДР) от скорости газа для аппарата АБР №

4 при различных Ls:

1 - 50 м3/м2ч; 2 -100; 3 - 150; 4 - 200;

5 - 250; б - 350. I, II, III, IV режимы взаимодействия.

0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 V/, м/с

При Ьз<Ю0м3/м2ч и низкой скорости газа, менее 0,6 м/с (кривая 1) возникает пленочный режим (зона 1). Характерным для этого режима является то, что вся жидкость стекает по решетке в виде пленки и практически не увлекается газовым потоком. Газ проходит через часть отверстий решетки, остающихся открытыми.

С увеличением скорости газа вся решетка перекрывается жидкостной пленкой, а давление перед решеткой повышается до величины, необходимой для ее прорыва. После прорыва давление вновь падает, а пленка в месте прорыва восстанавливается. Наступает режим, в котором сопротивление АВР не зависит от скорости газа, названный клапанным (зона II).

Клапанный режим существует до определенной скорости газа в аппарате, при которой все отверстия решетки освобождаются от жидкости. Дальнейшее увеличение скорости газа приводит к возникновению струйного, затем эжекционного режимов (зона III), в которых перепад давления на решетке снова становится зависимым от скорости газа в аппарате. Эжекционный режим переходит в режим захлебывания.

Таблица 2.1

№ Размеры ступени Характеристики контактной решетки

п/п контакта, м Наименова- dnp, «Р> (Эотв.,

Н а ние м м м м2/м2

1 ОД 0,06 Сетка 0,00032 0,00112 0,0008 0,516

2 0,1 0,06 Сетка 0,00032 0,00192 0,0016 0,694

3 0,1 0,06 Сетка 0,001 0,003 0,002 0,444

4 од 0,06 Сетка 0,0008 ОД)4 "" 0,0032 0,64

5 ОД 0,04 Сетка 0,0012 0,0052 0,004 0,593

6 од 0,06 Без сетки - - - 1,0

7 0,12 0,06 Без сетки - - - 1,0

8 0,12 0,06 Сетка 0,001 0,003 0,002 0,444

9 0,1 0,06 Струны 0,0014 0,0113 - 0,876

В отличие от описанного характера взаимодействия при Ls > 150 м3/м2ч, прежде всего, не прослеживается пленочный режим. Даже при скоростях газа менее 0,5 м/с аппарат работает в клапанном режиме.

При Ls > 150 м3/м2ч в клапанном режиме появляется существенная зависимость гидравлического сопротивления от скорости газа, вызванная ростом объемной доли жидкости в контактной камере и созданием условий стесненного движения газового потока. Кроме этого, сглаживаются явно выраженные переходы между режимами, появляются двухступенчатый механизм распада жидкости и устойчивая циркуляция жидкости в клиновидном гидрозатворе.

Кривые зависимости WIIp от плотности орошения приобретают характерный излом в диапазоне жидкостных нагрузок от 100 до 200 м3/м2ч, (рис. 2.2), что подтверждает наличие критической нагрузки, при которой происходит изменение режима взаимодействия жидкости и газа в контактной камере.

Рис. 2.2. Сопоставление опытных (точки) и расчетных (кривые) данных по предельной скорости газа для различных модификаций аппарата АВР:® -№ 1; О -№2;

© - № 6; О - № 9.

^ "' 40 60 100 200 300 400

Плотность орошения, м3/м2 • ч

Экспериментальные исследования поверхности межфазного контакта (ПФК) в аппарате АВР при высоких жидкостных нагрузках проводились стандартным методом хемосорбции ССЬ водным раствором ЫаОН. Вид экспериментальных зависимостей ^ представлен на рис. 2.3. В диссертации пред-

400

S5

^300 ©

с

Рис. 2.3. Экспериментальная зависимость ПФК от скорости газа для аппарата АВР при различных плотностях орошения: 1 - 100 м3/м2ч; 2 -150; 3-210.

0,5 1,0 1,5 2,0 W, м/с

ставлен вывод теоретического уравнения для расчета

2.2. Гидродинамические обобщения.

Необходимость вывода обобщенных уравнений для определения гидродинамических параметров насадки АВР диктуется существенными затруднениями инженерных расчетов при наличии нескольких многопараметрических уравнений, действующих в разных режимных диапазонах.

Обобщение стало возможным на основе универсальных гидродинамических параметров, характеризующих влияние конструктивных и режимных факторов на структуру потоков в АВР.

Достаточно точно гидродинамическое состояние внутри контактной камеры АВР описывается степенью приближения режима работы аппарата к характерному, при котором начинается накопление жидкости на ступени контакта. Скорость газа, соответствующая режиму начала накопления, по аналогии с терминологией, принятой для насадочных аппаратов, получила название скорости начала подписания (\¥под).

На кривых задержки жидкости в аппарате скорость начала подвисания соответствует точке перехода линейного участка кривой в степенной, рис.2.4.

В связи с этим скоростной параметр гидродинамического состояния можно представить в виде:

IV

П . (2.1)

> ¡V

0,3

Й &

с с я

я н о

0

¡с £

1

я и X а,

а>

«

сЗ ГО

0,2

0,1

Рис. 2.4. Зависимость задержки жидкости в аппарате АВР от скорости газа для системы «вода-воздух» при различных плотностях орошения:

1-33,1 (м3/м2ч); 2 — 5,1; 3 - 63,7; 4 - 71,3; 5 - 7,1; 6-107,3; 7-114,1; 8-124,6; 9-250.

1,5 2 2,5 \УШ>Д З'Мпр

Скорость газа в сечении аппарата, м/с

3,5

Второй параметр, отражающий влияние плотности орошения на гидродинамическое состояние в контактной камере, также получен па основе физи-

ческих представлении о задержке жидкости:

п.

8-Н

(2.2)

Физический смысл Цг состоит в соотношении факторов, способствующих накоплению и отгоку жидкости на ступени контакта.

Обобщающее уравнение для скорости захлебывания в аппарате АВР, на основе предложенных параметров, было получено в виде:

IV =1У

лр под

а--+ /)

(2.3)

где аь Ь) - эмпирические коэффициенты, зависящие от размеров контактной камеры, значения которых приведены в диссертации.

Во всем диапазоне жидкостных нагрузок 6-400 м3/м2 • ч, скорость начала подписания (\\гпод) удалось описать известным уравнением для расчета предельной скорости газа:

^ а

под а ^

8Р

с.

р

г-ж г

Н-1

сГ АР

Г2 —*-

8 У 8Р

(2.4)

при новых выражениях для коэффициентов гидравлического сопротивления:

£

= 28

а )

4 =44

На основе параметров П1 и П2 были получены новые уравнения для расчета задержки жидкости на ступени контакта (<р8), удельной межфазной поверхности (Г8) и гидравлического сопротивления (ДР) в аппарате АВР:

1

1-Я,6

(2.5)

/ =а

с Г 2

V V

т!

—---1---

Со$р г

р

+ Д С,25

аСси/? 2

\0.44

1-Я1-4

V 1 у

(2.6)

АР

АР +АР

=1 + Д0

(2.7)

Лежащая в основе модели гидравлического сопротивления функция получена в виде:

(2.8)

^(0=1Д6/-3Я,°'55-Яо0-9

р \ 2

Эти уравнения удовлетворительно аппроксимируют экспериментальные

данные в диапазоне: 0,2 < / ХУ™ < 0,9 и 6< ¡<450м3/м2ч.

г

с

3. МЛССОПЕРЕДАЧА В АППАРАТЕ АВР

3.1. Массопередача пни лимитирующем сопротивлении жидкой фазы.

В результате анализа фазовых сопротивлений массопереносу было установлено, что практически для всех легких компонентов нефти, от азота по пентан включительно, участвующих в межфазных процессах нефтепромысловой технологии, необходимо учитывать кинетику жидкой фазы.

В связи с исключительной сложностью гидродинамических и диффузионных процессов, их количественное описание стало возможным, благодаря развитию методов физического моделирования.

Важной особенностью работы аппарата АВР, определяющей выбор модели массопереноса, является наличие большого количества последовательных ступеней распыла жидкости с малым временем пребывания жидкости на ступенях. При этом имеет место псевдостационарный массоперенос на капельной и пленочной поверхности с регулярной неоднородностью. Для таких условий наиболее обоснованным является применение теории обновления поверхности. Разработанные на ее основе частные модели массопереноса: Хиг-би, Данквертса, Киипшевского не позволяют точно описать процесс массоот-дачи в аппаратах АВР.

В связи с этим, возникает необходимость развить модель обновлен™ для условий регулярной неоднородности межфазной поверхности.

Решение дифференциального уравнения молекулярной диффузии в рамках теории обновления и при условии, что каждому элементу поверхности соответствует определенный возраст, имеет вид:

где: - возраст поверхностного элемента жидкости, переменный по поверхности фазового контакта. Тогда, средняя скорость массопереноса для поверхностного элемента в течение всего времени его жизни составит:

Г

где: время жизни микроучастков жидкости, переменное по поверхности.

С учетом (3.2) выражение для полного потока массы через полную поверхность можно представить как сумму элементарных потоков:

где Б; и п - площадь поверхности элемента и число элементов.

Если распределение времени обновления отдельных групп участков поверхности можно выразить непрерывной функцией I (Р,), то выражение (3.3) примет вид:

(3.1)

(3.2)

(3.3)

... Ю 1 >'{*)), I п

\ —¡—г I (с-с)—=1—ф г а ^ =

£ I Т^) I > /

т Ъ I Г)

= 2 1 2 (С'-С)--,—фР ,

где: ^ - и гп - площадь поверхности групп элементов и число групп.

Из определения коэффициягга массоотдачи следует:

т 9 I Г)

Такой подход позволяет определить количество вещества, переносимого через межфазную поверхность, зная функцию 1*(Р]).

В аппарате АВР доминируют две группы элементов поверхности с сильно различающимися закономерностями обновления: пленочная и капельная, поэтому коэффициент массоотдачи можно представить в виде:

1 (Гт), I (Рк) - специфические функции распределения времени жизни микроэлементов жидкости па поверхности пленки и капель в аппарате АВР.

Установлено, что «виновником» обновления поверхности турбулентной пленки являются капли, возмущающие поверхностный слой.

Тогда время жизни элемента жидкости на поверхности пленки будет обратно пропорционально частоте ударов капель (Ык) и величине поверхности пленки, обновляемой одной каплей при ударе (Рк'):

(3.4)

(

(3.7)

N Г

Частота ударов пропорциональна плотности орошения и обратно пропорциональна размеру капли.

аНяс)]-,

Тогда, с учетом неравномерности плотности орошения пленочной поверхности, уравненея для ^(Рт) примет вид:

1*(Рш) - • 71 с1332 / 6](х)Р'к . (3.8)

В работе приведено обоснование того, что величина пленочной поверхности, обновляемой каплей при ударе, пропорциональна ее сечению, и выведено окончательное выражение для функции распределения в виде:

/ ч 2й 'V )=-Ь-К , (3.9)

где Км - коэффициент пропорциональности, показывающий во сколько раз площадь обновленного участка при ударе капли о пленку, больше площади поперечного сечения капли. Произведение • с1зг дает диаметр обновленной зоны. Назовем его условно следом капли.

Функция распределения плотности орошения по длине пленки 3 (х) для аппарата АВР имеет вид:

]

} (п + фп + 1)

1- -

(3.10)

где Ь - полная длина пленки; х - координата по длине пленки; п - параметр модели, который для работах режимов приблизительно равен двум.

На рис.3.1 изображена функция (3.10) при п=2, из которой следует, что более интенсивно орошается нижняя часть пленки.

1,0 х/Ь

0,8

0,6 0,4 0,2

Рис. 3.1. Вид функции распределения плотности орошения пленочной поверхности в аппарате АВР.

Хх)/)ср 3 2 1

При выводе функции распределения времени жизни элементов жидкости на капельной поверхности ^(Р,,) сопоставлены гидродинамические характеристики капель в АВР с данными, полученными другими исследователями: Раммом, Масюком, Плитом, Шервудом и Хоблером. В аппарате АВР при па-грузках по жидкости до 100 м3/м2ч капли имеют диаметр от 0,5 до 3 мм, а величины критериев, характеризующих гидродинамическое состояние капли, составляют: К^лу^/у^ОО, 11<.к=\\'к(1к/уж<300 для нефти и ^<1500 для воды. Кратковременность массопереноса на капельной поверхности оценивается диффузионным критерием Фурье Р0=В1/с1 к, который имеет порядок Ю-4 * 10"5. Из проведенного анализа сделан вывод о том, что имеется достаточно оснований предполагать отсутствие существенного конвективного массопереноса внутри капли. В этих условиях функция распределения для капельной поверхности может быть выражена через время пребывания жидкости на ступени контакта (т):

<р Н - а

g_

Г

(3.11)

Интегрирование уравнения (3.6) с учетом (3.9), (3.10) и (3.11) дает:

/ I---\

К asm у I 1

W -+ 1'13/ — •

р =

Dfy

На

(3.12)

При высоких нагрузках по жидкости, как отмечалось ранее, имеет место вторичный распад крупных капель, что приводит к дополнительному обновлению как пленочной, так и капельной поверхности. В предположении о полном обновлении капельной поверхности при вторичном распаде уточнены функции распределешш времени обновления поверхностей:

<(0=Г-71 ; ■-Ы-—

'32

1 + 1,86

W

чо.з

W

V "Р J

(3.13)

3/^Х*)1,86

W

W \ "Р у

Из основного уравнения модели (3.6) с учетом (3.13) получено окончательное уравнение для плотностей орошения более 100+150 м3/м2ч:

DP,,

На

1,23 /„

Адекватность разработанной модели доказана экспериментально при десорбции СО2 из воды воздухом (рис.3.2), Н28 углеводородным газом из нефти и НгБ газом из пластовой воды.

3.2. Массопередача при абсорбциоиио-десорбционном взаимодействии углеводородных смесей.

В общем случае абсорбционно-десорбциошше процессы в углеводородных смесях являются сложными многокомпонентными массообменными процессами, в которых участвуют, как чисто газовые компоненты Нг, N2, СО2, НгЗ, так и углеводороды широкого спектра с числом углеродных атомов от одного до 10 и более. Различные физические свойства компонентов обуславливают их различные скорости переноса. В подтверждение в табл.3.1 представлены данные расчетных исследований по фазовым сопротивлениям мас-сопереносу отдельных компонентов при десорбционной стабилизации нефти в аппарате АВР.

В связи с существенной разницей кинетических свойств компонентов, применяемые в инженерной практике методы расчета по теоретическим (рав-

новесным) ступеням контакта не могут быть использованы для процесса де-сорбционной стабилизации нефти, р* ■ Ю4, м/с

50 100 150 200 250

Плотность орошения, м3/м2 • ч

Рис. 3.2. Сопоставление опытных (точки) и расчетных (кривые) датпгых по рж при десорбции. I - расчет по уравнению (3.12); 2 - по уравнению (3.14).

Таблица 3.1

Результаты анализа фазовых сопротивлений массопереносу в аппарате

АВР при десорбционной стабилизации нефти (верх аппарата)

Компонен- Фазовое сопротив-

№ ты (фор- тху Рь Рж, Ког, ление

п/п мула) м/с м/с м/с 1/Рг тс/р-ж

1 N2 281 2,54-Ю"3 1,61-Ю"4 2,55-10° 395 38833

2 СН4 86,1 2,16-Ю'3 1,20-Ю-4 6,06-Ю"5 464 16033

3 С02 35,6 3,06-Ю"3 1,22-10"4 1,47-10"4 327 6469

4 СаИв 15,5 3,10-Ю"3 1,06-Ю"4 2,80-Ю"4 322 3254

5 НгБ 12,8 3,16-Ю"3 1,22-Ю"4 3,79-10"4 317 2324

6 С3Н8 4,76 3,70-103 9,75-10"5 7,36-10"4 270 1088

7 ¡с4н10 2,01 4,02-10"3 8,98-10"5 1,34-10"3 248 499

8 пС4Н10 1,50 4,02-103 8,98-Ю"5 1,63-10"3 248 367

9 ¡С5ы12 0,618 4,20-10"3 8,47-10"5 2,49-10"3 238 163

10 пС5Н12 0,481 4,20-10"3 8,47-10° 2,75-10"3 238 126

11 СбНм 0,163 4,40-10"3 8,07-Ю"5 3,68-10"3 227 45

12 С7Н16 0,066 4,76-10'3 7,72-10° 4,44-10"3 209 16

13 СзН^ 0,020 5,10-10"3 7,46-10° 4,98-Ю"3 196 5

14 С9Н20 0,0024 5,32-10'3 7,22-10° 5,29-Ю"3 188 1

Поэтому, для расчета промышленных аппаратов АВР, работающих в подобных условиях, была разработана новая модель расчета, основанная на методе - по кинетическим коэффициентам, учитывающая свойства индивидуальных компонентов па каждой ступени контакта, рис. 3.3.

k, п - порядковый номер и число ступеней контакта; yh к, х, , к - концентрация j - компонента на k-ой ступени в газе (кмоль/кмоль) и в жидкости (кмоль/кмоль).

Li G

XJk =—Xjj.-, Yj t = -—yjk - относительная концентрация] - компонента на

LN ' Gl

k-ой ступени в жидкости и в газе;

Выразим концентрации компонентов через относительные:

У»=7Г~Ъх.к = fkXJJtt (3.15)

(->к Lk Ввиду большого числа ступеней контакта, противоточное взаимодействие можно считать непрерывным. Запишем для каждого компонента уравне-1шя массоперсдачи и материального баланса для любого сечения к.

Gi SYj - Kj (yj - у, *) 3F , (3.16)

GK dYi = LK • dXj , (3.17)

где Kj - коэффициент массонередачи для j - компонента. К dF

Учитывая, что -= SN, и выражая yj и у,* через Yj и Х} но уравнениям

G\

(3.15) получаем:

aYj = -(gYj-mJfkXj)aNJ , (3.18)

5Yj = /-aXj , (3.19)

* ^

где т, = — константа фазового равновесия j - компонента, а I = ——,

G,

Nj - число единиц переноса j - компонента, выраженный через концентрации газовой фазы. Совместное решение (3.18) и (3.19) при gK и fK - const дает:

д2 X / чЭЛГ,

/--f+1-ffl,)-^=0 . (3.20)

8N) V jJBNj

Условие gK и fK - const можно принять для тяжелых нефтей с низким газовым фактором (до 10 mVt). Для легких нефтей gK и fK меняются по высоте колонны и зависят от Nj.

С учетом этого факта, в общем случае, решение (3.18) и (3.19) дает:

92-*"/ ЭХ _1Ч

, (3-22)

8 к dN j I

Оп+Ь Уп+1 -«—■—

газ

Ьп+ь хп+1

нефть

газ

п

ИТ

п-2

и ; X

нефть

Сп+1; Уп+1

0„.,; уп-

оп-2;Уп-2 | У4Д

Сз ; уз

Ст2; у2

01; У1

Х„+Ъ Ьп+1 - и

Хп-2; Ьп-2

Рис.3.3. Схема взаимодействия потоков в противоточ-пом многоступенчатом аппарате АВР.

п = . (3.23)

7 / дNJ I т,

Граничные условия: У| вх (0) = Хвх = Х|м. Значения У, 1 и Х^ - заданы исходными дашшми.

Система уравнений (3.214-3.23) решалась численно, преобразованием дифференциального уравнения в конечно-разностное. Причем в качестве шага принималось число единиц переноса одной реальной ступени _)-компонепта.

В качестве первого приближения принималось дк= ^ = 1.

В работе приведены алгоритм и программа расчета колонны дегазации нефти.

Проверка адекватности модели проводилась экспериментально путем сравнения расчетных и опытных значений степени извлечения индивидуальных компонентов нефти, рис.3.4. Расхождение данных не превышает 16%.

3.3. Эффективность АВР в условиях случайных колебаний нагрузок.

Промышленная эксплуатация массообменных колонн часто сопровождается случайными колебаниями расхода сырья, изменениями температурных

л к

ч> а

о

н О

0,5 0,4 0,3 0,8 0,6 0,4 0,2 0,5 0,3 0,1

0,6 0,4

Ч

0,4 0,2 0

-а а)

__ —50 6)

о"

в)

о 1

1 1 г)

---—"

1

ои

1 д)

о л "с —

-4

5 10 15 20 25 30 Удельный расход газа отдувки, нм3/м

Рнс.3.4. Экспериментальные (точки) и расчетные (кривые) зависимости степени извлечения от удельного расхода газа для компонентов, а - сероводород; б - этан; в - пропан; г - бутаны; д - пентаны. Ь<;= 175ч-185 м3/м2ч; ^=30-г40°С; Р = 0,105 МПа.

и концентрационных полей материальных потоков. Результатом непостоянства расходных и режимных параметров является снижение разделяющей способности колонн. Сохранение высокой разделяющей способности колонн может бытт. достигнуто использованием контактных устройств, характеризующихся высокой «динамической устойчивостью».

Под «динамической устойчивостью» в данной работе понимается способность контактных устройств сохранять свою эффективность в условиях случайных колебаний расходов материальных потоков.

На рис.3.5 приведены два фрагмента флуктуаций расхода сырья и выхода стабильного конденсата колонны К-201, оснащенной разными контактными устройствами. В обоих случаях качество стабильного конденсата по давлению насыщенных паров (ДНП) и температуре начала кипения поддерживалось одинаковым, на уровне требований ГОСТа. В этих условиях динамические свойства контактных устройств могут быть оценены корреляционными соотношениями между флуктуациями входа и выхода на основе статистического анализа.

Результаты такого анализа целесообразно представить в виде зависимого дУ

ста: <р = —— = /(У ) где Р = р —— массовый расход сырья.

дУ к 8т

.р

Процедура дифференцирования проводилась методом конечных разностей накопленных объемов сырья Ур и целевого продукта Ук с временным интервалом 2 часа. Результаты обработки представлены на рис.3.6.

Расход, т/час 7,00

Расход, т/час

а)

1 1 » А

м

1

........

2

б)

40 60 80 Время, ч.

0 20

40 60 Время, ч.

80 100

Рис. 3.5. Динамика изменения расхода сырья (1) и количества стабильного конденсата (2) для аппарата К-201, оснащенного: а) -двухслойной барботажной тарелкой; б) - насадкой АВР.

А V о,б

АУ

Фч>1

Фср2

0,5

0.4

0,3

0,2

ОД

о- —<|—•— —•

ч5- * *

2

Рис. 3.6. Динамическая характеристика контактных устройств: 1 - АВР; 2 -двухслойная бар-ботажная тарелка.

3 4

Расход сырья, т/ч (Б)

Точки на графике являются средними значениями частных выборок по всему диапазону изменения расхода сырья. Средние значения генеральной выборки фф] и фср2 - могут рассматриваться как параметры эффективности работы контактных устройств колонны в заданных условиях флуктуации расхода сырья (динамическая эффективность).

В случае, если ф не зависит от F

8F

_R

BV

- = Const

как это имеет место для

насадки АВР (линия I), можно говорить о полной динамической устойчивости колонны. Отклонение от этого условия может характеризовать степень динамической устойчивости аппарата. Сравнивая динамические характеристики АВР и двухслойной барботажной тарелки, можно сделать вывод о том, что аппарат АВР обладает существенно более высокими показателями динамической эффективности и устойчивости.

3.4. Тепломассообмен в условиях испарительного охлаждения.

Возможность организации в неадиабатическом АВР трех поточной схемы взаимодействия, позволяет создать аппарат воздушно-испарительного охлаждения или конденсации (АВИК).

В отличие от аналогов, АВИК обеспечивает дополнительное снижение температуры охлаждаемых продуктов в летнее время на 10ч-20°С и при этом, по сравнению с ABO, на порядок снижается полная теплопередающая поверхность. В аппарате воздушно-испарительного охлаждения протекает сложный процесс, при котором в отличие от «чистого» теплообмена большую роль играет поверхностное испарение жидкости, сопровождающееся массообмен-ном.

Учитывая то, что для АВР, при числе ступеней контакта более 10, модель движения потоков соответствует идеальному вытеснению, схема движения потоков в АВИК будет иметь вид (рис.3.7).

На бесконечно малом участке аппарата с поверхностью теплопередачи df в единицу времени передается количество тепла:

d0 = CrdT = Ctdt + CQd0 + rd/ .

(3.24)

h

>>

ч o

a ^

t+dt

t

tu

Tu

9*- ¡k

T+dT

9+d0

I+ál

TK

6H hi

f=F

i

ВЕРХ аппарата

df

T

низ

аппарата f==0

Рис. 3.7. Схема движения потоков в неадиабатическом АВР при испарительном охлаждении продукта.

I, Т - температура теплоносителя и орошающей жидкости; 9 - температура газа; / - количество испаряющейся (конденсирующейся) жидкости.

С другой стороны для теплопередачи и испарения жидкости справедливы соотношения:

г

Свс10 = кв?2г{Т-в)с1/ , Ь

г-сИ = г-кр ■ ~(р* -р)<3/ ,

(3.25)

(3.26)

(3.27)

где ^ - коэффициент теплопередачи от теплоносителя к орошению; ке - тоже, от орошения к воздуху; кр - коэффициент массопередачи между орошающей жидкостью и газом; р; р* - парциальное и равновесное давление паров воды, орошающей жидкости в газе.

После преобразования 3.25:3.27 получим:

С

м

с1/

4Г

— = с — 5 а/ ' с1/

„ ЛО <п ■Сй — + г —

9 # <у

Л

= Кв{Т~0) ,

= кр(р*-р) ,

(3.28)

К,=

К-Р,

к0 =

1с /1 •

2 .

С0-Р

ь. р

Решение системы дифференциальных уравнений (3.28) осуществлялось численно. Проверка модели проводилась на лабораторной установке и показала высокую точность расчетов (+0,5°С). Опытно-промышленный АВИК, спроектированный с использованием разработанной методики расчета, будет испытан в 2000г. на Новокуйбышевском НТО.

4. РАЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО СЕПАРАТОРА ЛВР ДЛЯ КОНЦЕВЫХ И ГОРЯЧИХ СТУПЕНЕЙ

4Л. Исследование эффективности работы концевых и горячих сепараторов на объектах подготовки нефти.

Имеются существенные различия в условиях эксплуатации промежуточных и концевых нефтегазовых сепараторов. Этим различиям не уделялось достаточного внимания, поэтому имеют место серьезные недостатки в их работе.

Рассматривая работу концевых сепараторов с позиций физико-химической гидродинамики и механики гетерогашых сред, можно выделить два типа процессов, происходящих в аппарате. Это массообменные и сепара-ционные процессы.

Результаты обследований эффективности работы 11 концевых и горячих

нефтегазовых сепараторов гравитационного типа Самарской _и Оренбургской областей__

№ п/п Параметры эфе активности Доля от нефти, % масс

Название Ед. измерения величина

1 Унос капельной нефти газом мг/м3 35+769 Менее 0,0005

2 Унос свободного газа нефтью м3/м3 0,ОНО,03 0,0015+ 0,0053

3 Унос растворенного газа нефтью м3/м3 1,04ч-1,94 0,17+0,33

Одновременное эффективное проведение в аппаратах гравитационного тала процессов массопереноса и сепарации требует взаимоисключающих условий. А именно, основной предпосылкой наиболее полной сепарации двухфазных смесей в поле сил гравитации является придание сплошным средам ламинарного или слаботурбулентного режима движения, устранение дробления, перемешивания и изменения направления скорости движения сплошной фазы. Эффективный массонеренос газа из нефти, наоборот, требует активного перемешивания взаимодействующих фаз, диспергирования и турбулизации сплошной фазы.

Обследование горизонтальных сепараторов гравитационного типа показало, что массообменная функция значительно уступает сепарационной. Так, количество недовыделившегося из нефти растворенного газа на два порядка превышает количество газа, уносимого нефтью в пузырьковом виде.

В результате анализа углеводородных составов нефти и газа на шести концевых сепараторах установлена степень неравновесное™ фаз, которая существенна для легких компонентов: N2; СН4; СОг; СгНб. Значения равновесной и реальной концентраций по этим компонентам различаются в 2-3 раза. Сделаны выводы об актуальности учета неравновесных явлений при инженерных расчетах нефтегазовых сепараторов гравитационного типа и о необходимости совершенствования конструкции нефтегазовых сепараторов концевых ступеней.

4.2. Разработка модели дифференциального разгазирования нефти.

В соответствии с равновесной моделью процесс сепарации нефти представляется псевдопериодическим. В реальных промышленных аппаратах непрерывного действия не выполняются главные условия равновесной сепарации: продолжительное время сепарации (теоретически - бесконечное); отсутствие отбора газа из аппарата в течение всего времени сепарации.

Непрерывный отвод паровой фазы делает этот процесс в большей степени приближенным к дифференциальной модели разгазирования, нежели к равновесной.

В основу модели дифференциальной сепарации нефти положены следующие условия: время сепарации конечно, конкретному времени соответст-

вуют конкретные концентрации углеводородов в жидкой и паровой фазе и мольная доля отгона, (е); отбор паровой фазы осуществляется непрерывно; разгазирование происходит при постоянной температуре и давлении, а следовательно, сохраняются постоянными относительные летучести компонентов. В этих условиях интегрирование дифференциального уравнения изменения концентрации компонентов в газовой фазе даст зависимость между концентрациями ¿-го и эталонного компонентов в виде:

= (4.1)

В качестве эталонного компонента выбирается наиболее представительный компонент газовой фазы, точность определения концентрации которого высока как для газовой, так и для жидкой фаз.

Из условий материального баланса следует:

д; -(1-е)* у -—1. (4 2)

' е

Одновременно должно выполняться условие:

„ х - (1 - е)х I v =1 ; I -'- = 1 . (4.3)

Выражения (4.1), (4.2) и (4.3) дают возможность рассчитать долю отгона е и составы пара и жидкости при известной конечной концентрации эталонного компонента. Эта концентрация может быть задана в соответствии с требованиями по разгазированию (стабилизации) нефти или как степень достижения равновесия (КПД) т) эталонного компонента:

X -X

„ _ Рэ Э У 4 л \

Т] =-7 , (4.4)

X -X

Рз э

Величина хэ* рассчитывается в соответствии с уравнением для равновесной модели.

Анализ результатов расчета показывает, что модель дифференциального разгазирования нефти более точно, чем равновесная соответствует реальному процессу сепарации и позволяет учитывать неравновесность процесса для конкретного сепаратора.

4.3. Интенсификация процесса сепарации нефти в условиях газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках.

В результате проведештого анализа путей совершенствования технологии и техники концевой сепарации нефти установлено, что наиболее перспективными направлениями являются: использование эффекта противоточного многоступенчатого взаимодействия нефти с газом при развитой поверхности межфазного контакта. Эти условия выполняются в сепараторе, конструктивно оформленном в виде колонного аппарата, оснащенного массообменной насадкой АВР, рис.4.1.

1- корпус колонны; 2 - опора насадки; 3 - пакет насадки; 4 - калиеотбойыик; 5 - штуцер ввода нефти; 6 - штуцер вывода нефти; 7 - штуцер ввода газа; 8 - штуцер вывода газа;

9 - фланцевое соединение корпуса колонны с дншцем;

10 - верхний люк-лаз для монтажа оросителя; 11 - узел ввода нефти; 12 - узел ввода газа; 13 - опора каплеотбойпика;

Сепаратор АВР был испытан в двух технологических схемах, с различным функциональным назначением аппарата. Полученные дшпгые показали, что использование противоточных сепараторов АВР позволяет обеспечить качество сепарации нефти по извлечению растворегаюго газа (Кг-ц) на порядок выше и уменьшить массу сепаратора в 9 раз по сравнению с гравитационным сепаратором.

В первом случае (рис.4.2.а), ПМС полностью заменяет традиционный гравитационный сепаратор С-2. Во втором - за счет изменения технологической обвязки, ПМД работает последовательно с сепаратором С-2 и обеспечивает более глубокое извлечение остаточного растворегаюго газа, как по сравнению с С-2, так и ПМС (табл. 4.1).

ТПГ С-1 пмс Р=0,ЗМПа Р=0,105МПа

товарная

пластовая вода

а)

Л1

С-1

X

I

газ

С-2

ПМД СР

Н-1

х;

Ё X

товарная

Р=0,ЗМПа Р-0,105М11а Р=0,105МПа 1=10ч-20°С Ы0+20°С 1=10-20°С

пластовая вода

ч=>

рть

б)

Рнс.4.2. Варианты испытанных технологических схем сепарации нефти в сепараторе АВР на Покровской УПН НГДУ «Бузулукнефть»: а - как сепаратор; б - как дегазатор. С-1; С-2 - сепаратор первой и второй ступеней разгазирования; СР - сырьевой резервуар; БОН - блок обезвоживания и обессоливания нефти; ГС-1 - горячий сепаратор.

Степень извлечения газового потенциала (легкие компоненты по С4 включительно) в ПМС увеличивается на 30ч-40% при подаче в него газа первой ступени сепарации в количестве до 7,5 мэ/т по сравнению с горизонтальным сепаратором. Данное преимущество достигается за счет извлечения компонентов: С2Нб; СзН8; СЛю.

Таблица 4.1

№ п/п Параметры сепараторов Значения параметров

С-2 ПМС ПМД

1 Объем аппарата, 100 10,7 10,7

2 Масса аппарата, т 41 4,5 4,5

Испытания на Сорочинском нефтяном потоке (р=847кг/м3) газовый фактор ступени - 15,7 м/т; Р-0,105; 1—10-ь20°С

3 Нагрузка по жидкости, т/час 183,3 183,3 183,3

4 Обводненность нефти, % »10 »10 »10

5 Унос нефти газом (Кж), мг/м3 97+216 7+16 9+51

6 Унос свободного газа нефтью (Кг), м3/м3 0,016 0,014 0,024

7 Унос растворенного газа нефтью (Кг н ), м3/м3 1,11 0,35 0,21

8 Удельная производительность, т/м3ч 1,83 17,1 17Д

Испытания на Покровском нефтяном потоке (р-855кг/м3) (расчетный газовый фактор ступени - 7,2 м3/т)

9 Нагрузка по жидкости, т/час 145,5 291,7 291,7

10 Обводненность нефти, % »75 »75 »75

11 Унос нефти газом (Кж), мг/м3 35+43 169 26

12 Унос свободного газа нефтью (Кг), м3/м3 0,011 0,026 0,008

13 Унос растворенного газа нефтью (Кг н.), м3/м3 1,32 0,23 0,11

14 Удельная производительность, т/м3ч 2,92 27,3 27,3

5. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРОЦЕССОВ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

Технологической задачей процессов физической стабилизации нефти и нефтепродуктов является извлечение из них легких углеводородов и балластных газов: Н28, С02, И2, Н2 с целью доведения состава и свойств товарных продуктов до требований стандартов. Стабилизации подвергаются: нефть, газовый конденсат, бензин, дизельное и реактивное топлива.

Промысловая стабилизация нефти является наиболее эффективным средством снижения потерь легких фракций. Требованиями к качеству стабилизации товарной нефти установлено максимально-допустимое значение ДНП - 500 мм рт.ст. (66,7кПа).

В технологии промысловой подготовки нефти известны три принципиально отличных метода стабилизации нефти: сепарация, ректификация и от-дувка - однократное или многократное десорбционное взаимодействие нефти с легким газом. Метод сепарации относительно малоэффективен, поэтому его использование ограничено.

Обладая явным превосходством в степени достижения целевых параметров, технология ректификации имеет существенные недостатки, это - высокая энергоемкость процесса, необходимость глубокого обезвоживания и

обессолнвапия нефти, дорогостоящее и сложное аппаратурное оформление, требующее наличия на промысле высококвалифицированного обслуживающего персонала.

Более простым и дешевым является способ стабилизации нефти продувкой углеводородным газом, основанный на десорбции из нефти легких углеводородных компонентов и кислых газов. В качестве десорбента используется метановый газ первых ступеней сепарации нефти или природный газ.

Внедрение десорбционной технологии сдерживалось проблемами аппаратурного оформления. Создание промышленных установок десорбционной стабилизации нефти стало возможным на основе новых конструкций контактных устройств АВР, эффективно работающих при сверхвысоких нагрузках по жидкости от 150 до 400 м3/м2час, обладающих высокими пеногасящими свойствами, устойчивых к изменениям нагрузок.

5.1. Исследования новой технологии десорбционной стабилизации нефти в аппарате АВР.

Оптимальное использование преимуществ десорбционного способа стабилизации нефти и его аппаратурного оформления, основанного на конструкции АВР, позволило разработать и внедрить три варианта новых технологий промысловой стабилизации нефти.

5.1.1. Десорбционная стабилизация нефти под давлением.

Главным преимуществом стабилизации нефти под давлением является возможность безкомпрессорного транспорта нефтяного газа до газоперерабатывающих заводов или установок. Это особенно актуально для сероводород-содержащих нефтей, так как при этом снимается проблема эксплуатации компрессорных агрегатов на высококоррозионном газе.

Технология впервые реализованна в 1991г. по проекту «Гипровосток-нефть» на Жанажольском ГШ ОАО «Актюбемунайгаз». Схема установки представлена на рис.5.1.

нефть;

вода.

Н-701 Н-702

Рис. 5.1. Принципиальная схема установки десорбционной стабилизации нефти под давлением в аппарате АВР (Жанажольский ГПЗ). П-701 - печь; 0-701 - отстойник; Э-701 - электродегидратор; К-701 -стабилизатор нефти АВР; УСГ - установка сероочистки газа.

Нефть подается в колоппу обессоленная при температуре 30+50°С, в количестве ~300 т/час. Регламентное давление процесса - 0,25-4-0,35 МПа. В нижнюю часть аппарата подастся легкий газ, очищенный от сероводорода.

Исследования показали, что при исходной величине упругости паров нефти, поступающей в колонну, 124,8 кПа, температуре 1=30 С и давлении Р-0,25 МПа стабилизация нефти до требования норм (66,7 кПа) достигается при расходе газа отдувки около 12 м3/т. Максимальное давление в десорбере 0,45 МПа допустимо при 1=70°С и расходе газа отдувки 17 нм3/т (рис. 5.2.в). Дальнейшее увеличение давления в десорбере потребует установки дополнительной нагревательной печи. Исходя из реальных условий эксплуатации установок, был выбран следующий режим: Р=0,35 МПа, 1-50°С, Уг0 = 15 нм3/т.

В случае, если к промысловой установке предъявляется требование наиболее полного извлечения из нефти легких углеводородов, целесообразно максимальное снижение давления процесса десорбции. Эта технология получила название глубокой дегазации нефти.

ДНП, кПа (мм.рт.ст.)

80,0 (600) 66,7 (500)

80,0 (600) 66,7 (500)

80,0 (600) 66,7 (500)

Рис. 5.2. Зависимость давления насыщенных паров товарной нефти от параметов дссорб-циошюй стабилизации:

а-Р=0,25МПа,

1?=400 С; б-Р=0,35МПа,

1=50° С; в-Р=0,45МПа; 17=70° С.

Расход газа отдувки, нм /т

5.1.2. Глубокая дегазация нефти.

При расположении десорбера К-1 в конце технологического процесса подготовки нефти, вместо сепаратора горячей ступени, (рис.5.3) становится возможным проведение десорбционной стабилизации нефти при минимальном давлении 0,105+0,110 МПа. В результате достигается глубокое извлечение газового потенциала из нефти рис.5.4.

Технология глубокой дегазации позволяет практически полностью (97%) извлекать из нефти ее газовый потенциал, при этом давление насыщенных паров стабильной нефти в наиболее интенсивном режиме: 1=70°С, Уго= 20 нм3/т снижается до 260 мм.рт.ст. Такой уровень ДНП и степень извлечения га-

зового потенциала технология ректификации способна обеспечить только при нагреве нефти до температуры свыше 150°С.

При стабилизации из нефти в газовую фазу переходят преимущественно компоненты от пропана до пентана, то есть основные компоненты товарного ШФЛУ.

Кроме того, процесс десорбционной обработки нефти в аппарате АВР открывает принципиально новые возможности технологии промысловой подготовки нефти, а имешю, - стабилизацию холодной эмульсионной нефти.

Рис.5.3. Принципиальная схема глубокой дегазации нефти. К-1 - десорбер АВР; БОН - блок обезвоживания и обессоливания нефти; ГК-1,2 - компрессоры; Р-1 - товарный резервуар.

ДНП, мм.рт.ст.

800 700 600 500 400 300 200

1

\ 2 ---

3

Рис. 5.4. Зависимость ДНП товарной нефти от удельного расхода газа отдувки для различных параметров процесса.

1. Р=0,105 МПа; 1=30°С;

2. Р=0,105МПа; 1=50°С;

3. Р=0,105 МПа;

10

15 Уг.с

, нм3/т

5.1.3. Холодная стабилизация эмульсионной нефти.

Снижение потерь из сырьевых резервуаров легкой части нефти, которые сегодня достигают 0,8+1,5% масс, может быть достигнуто путем стабилизации эмульсионной нефти перед се поступлением в резервуары. Для этих целей невозможно использовать известные методы стабилизации нефти, так как при этом потребовался бы нагрев и обработка большого объема коррозионно-активной пластовой воды, присутствующей в эмульгированной нефти.

Процесс стабилизации эмульсионной нефти испытан и внедрен на Покровской У1Ш ЛО «Оренбургнефть» в десорбере АВР (рис.5.5) установленном перед сырьевым резервуаром.

Рис.5.5. Принципиальная схема холодной стабилизации эмульсионной

нефти в десорбере АВР. К-1 - десорбер АВР; Р-1, Р-2 - технологический и товарный резервуары;

Десорбция легких углеводородов из нефти производится газом первой ступени сепарации. Нефть имела следующие свойства: обводненность = 40+70%, содержание парафинов = 9,7%, асфальтенов - 3,4%, смол сшшкагеле-вых - 6,8%, серы - 2,5%. Загрузка установки по жидкости 4000-г7000т/сут.

Как следует из представленных на рис.5.6 данных, на действующей Покровской УПН до внедрения десорбционной технологии, в сырьевые резервуары поступала нефть с ДНП^ 104 кПа (780 мм.рт.ст.), при этом потери из резервуаров в среднем составляли 10 кг/т нефти. Пройдя горячий сепаратор, ДНП нефти снижалось до 540 мм.рт.ст., при этом потери в товарных резервуарах составляли - 3 кг/т нефти.

При прохождении через АВР, даже без подачи газа отдувки из нефти выделялось до 3,6 кг/т газообразных углеводородов, почти на 100 мм.рт.ст. снизилось ДНП сырой нефти, при этом потери в сырьевых резервуарах снизились на 37+42%.

При подаче в аппарат газа первой ступени сепарации нефти в количестве до 5,0 нм3/м3, интенсивность газоотделения в аппарате возрастает в 2+3

£15,0 К 10,0

5,0

а)

Ф.

10

15

Уго им3/м3

I 500 И 450

б)

Уго нм3/м3

в)

Уго нм3/м3

7,5 * 5,0

с

я

~ 2,5

г)

Ф. 0 5 10 15 Уго нм3/м3

Рис. 5.6. Зависимость удельного количества легких углеводородов (тв),

извлекаемых из нефти при отдувке (а) ДШ1 товарной (в) и эмульгированной (б) нефти, потерь (г) в товарных (1) и сырьевых (2) резервуарах от расхода газа Уго. Ф - ось, на которой показаны значения анализируемых параметров для действующей установки без отдувки нефти.

раза и достигает 6,6-8,8 кг/т. Это приводит к значительному снижению ДНП сырой нефти до 72 кПа (540 мм.рт.ст.) и ДНП товарной нефти до 65-69 кПа (487-517 мм.рт.ст). Потери в этом случае снижаются: в сырьевых резервуарах примерно в 4,5 раза, в товарных на 13-16%, причем, потери в сырьевых резервуарах становятся меньше, чем в товарных, что объясняется более низкой температурой эмульсионной нефти и хорошей ее дегазацией.

Наиболее важным результатом испытаний является снижение упругости паров эмульсионной (сырой) нефти до уровня менее 500 мм.рт.ст. при расходе газа отдувки 8 нм3/м3. В результате появляется возможность исключить из традиционной схемы установок промысловой подготовки нефти сепаратор горячей ступени, предназначенный для стабилизации нефти.

5.2. Промышленные испытания аппаратов АВР в процессах стабилизации нефти и нефтепродуктов.

Экономические показатели промышленных процессов стабилизации углеводородных смесей во многом определяются наличием у проектанта достоверных данных по эффективности массообменных контактных устройств в различных условиях эксплуатации. Известно, что параметры эффективности многотоннажных промышленных аппаратов большого диаметра могуг значительно отличаться от полученных на лабораторных или пилотных моделях.

В этих условиях наиболее точные данные по эффективности аппарата АВР в различных стабилизационных процессах были получены путем обследования работы промышленных колош! в регламентном режиме эксплуатации.

Десорбционная стабилизация нефти испытывалась на Жанажольском ГПЗ. Десорбер диаметром 2 м и высотой 29,3 м оснащен насадкой АВР струнного типа высотой 14 800 мм с основными размерами: Н =100; а =57; <1сТ =3,2; I = 18мм. В процессе испытаний отбирались пробы нефти и газа на входе и выходе аппарата и проводился их хроматографический анализ.

Учитывая, что в расчетных уравнениях использованы ЧЕП, полученные для лабораторных и пилотных моделей, в расчетную программу введен коэффициент, учитывающий все особенности масштабного перехода от малой модели к большому аппарату.

Для промышленной колонны АВР с числом ступеней контакта 148 все масштабные явления: неравномерности потоков, проскоки оказалось возможным скорректировать путем снижения расчетного числа ступеней контакта. При этом коэффициент масштабного перехода составил к= Праб / п = 0,72.

Эффективность насадки АВР с размерами контактных камер 80x60 мм в условиях стабилизации дизтоплива оценивалась на установке Л-24-6/2 Новокуйбышевского НПЗ. Диаметр колонны составлял: 2176 мм в нижней части; 1600 мм - в верхней; высота слоя насадки: 6480 - верхняя часть; 6080 - нижняя часть, при нагрузках по сырью от 65 до 95 м3/ч, Р—0,15+0,16 МПа; 4шш=265+270; 1верха =147+152; расходе орошения 12+15 м3/ч.

Определение ВЭТТ проводилось путем сопоставления расчетных и опытных концентраций ключевых псевдокомпонентов в верхнем и нижнем продуктах колонны.

Разделительная способность аппарата К-3 в различных режимах составляла от 19,5 до 29 теоретических ступеней контакта. Проведя осреднение экспериментальных данных, высота, эквивалентная теоретической тарелке, в обследованном диапазоне режимных параметров составила ВЭТТ=480-520 мм.

Аналогичным образом, по концентрациям ключевых компонентов была определена эффективность аппарата АВР в процессе стабилизации бензина. Обследования проводились на колонне К-4 установки 35-6 НкНПЗ. Колонна диаметром 1600/1000мм была оснащена насадкой АВР 80x60 высотой слоя: вверху 7360 мм; внизу 8640 мм. Колонна работала в режиме Р=1,05МПа, 1°шш=180+190°С; 1°гат„ия=15(Ы60оС; {('Еерха=75ч-80оС; загрузка по сырью 45-65 м7ч. В испытанном диапазоне режимных параметров разделительная способность колонны соответствовала 20-25 теоретическим ступеням контакта, что эквивалентно ВЭТТАВР-640-800мм.

Более низкая разделительная способность АВР в процессе стабилизации бензина, по сравнению с процессом стабилизации дизтоплива, согласуется с результатами расчетного анализа фазовых сопротивлений. Следует отметить также, что снижение КПД колонн ректификации легких углеводородов с повышением давления отмечалось многими исследователями.

Обследование работы колонны стабилизации газового конденсата К-201 проводилось на Бобровской ГКС ОАО «Оренбургнефть». Первоначально К-201 была оснащена 18 двухслойными барботажными тарелками. После реконструкции обследовалась эта же колонна, оснащенная насадкой АВР, высотой насадочной части 7225 мм.

Сравнительный анализ эффективности работы колонны стабилизации по суммарному выходу стабильного конденсата представлен на рис.5.7. Значения ВЭТТ получены путем сопоставления расчетных и фактических концентраций ключевых компонентов ¡С^Ню, и пС^Ню в целевом продукте, и составили ВЭТТ=545-600мм.

К, % Период работы К-201 с . двухслойными тарелками

>к

Период работы К-201 с насадкой АВР_^

42%

27«!

2 г-

5 &

го —

52%

г-

оч

о о

еэ

г-

о\

СТ\

о н о

о <и

а.

ОО с\ С\

го

68%

58«

5 | 46%

Ьй 1

* I

ОО

и

и

аа

00 с*

.—I

о

15

Рис. 5.7. Сравнительная диаграмма суммарного месячного производства стабильного конденсата ( К, в % от сырья ) на Бобровской колонне К-201, оснащенной первоначально двухслойными тарелками, затем насадкой АВР.

12.96 03.97 06.97 12.97 03.98 06.98

6. ПРОМЫСЛОВАЯ ОЧИСТКА ЖИДКИХ И ГАЗООБРАЗНЫХ ФЛЮИДОВ В АППАРАТЕ АВР

С начала 80х годов в мировой практике нефтедобычи наметилась устойчивая тенденция роста количества вовлекаемых в разработку месторождений нефти, содержащей сероводород.

Разработка и эксплуатация таких месторождений требует решения комплекса специфичных научных и практических задач.

6.1. Нормирование качества товарных нефтей по остаточному содержанию сероводорода.

На установках подготовки сероводородсодержащей нефти остаточное содержание сероводорода в товарной нефти колеблется в широком диапазоне от 20 до 1200 мг/дм3. До середины 80х годов при обустройстве нефтяных месторождений СССР вопрос о нормировании остаточного содержания НгБ в нефти не поднимался.

Вместе с тем, по данным зарубежных фирм, требования к содержанию сероводорода в товарных нефтях, поступающих на экспорт, регламентируются нормативами от 70 до 105 мг/дм3, если нефть не предназначена для танкерной перевозки. Принципы такого нормирования индивидуальны.

Однако, очевидным для всех являются аспекты, исходя их которых величина допустимого остаточного содержания сероводорода может быть найдена.

Так, например, если за норматив безопасного содержания сероводорода в товарной нефти принимать такое остаточное содержание, при котором в случае испарения нефти концентрация сероводорода в атмосфере рабочей зоны не превысит ПДК - 3 мг/м3. Другим аспектом, влияющим на величину норматива концентрации НгБ в нефти, является коррозионная агрессивность среды.

Выявленный в результате такого анализа диапазон предельных концентраций сероводорода в товарной нефти составил: 70+120 мг/дм3, что достаточно близко совпадает с диапазоном нормативных концентраций сероводорода (70+105 мг/дм3), действующих в других странах.

6.2. Исследование эффективности методов промысловой очистки нефти от сероводорода.

Извлечение сероводорода из нефти возможно либо химическими, путем экстракции сероводорода растворами поглотителей, либо физическими способами, основанными па диффузионном извлечении сероводорода.

Наиболее предпочтительны физические способы, среди которых следует выделить основные, это: сепарация, ректификация и отдувка.

Технологичными приемами, интенсифицирующими массоперенос сероводорода в газовую фазу, при сепарации являются: снижение давления сепарации ниже атмосферного (вакуумирование); повышение температуры процесса, - которые подробно анализируются в работе.

Вакуумирование нефти при сепарации не получило широкого применения из-за высоких капитальных затрат и относительно низкой эффективности.

Более высокая эффективность очистки нефти от сероводорода (70-75%) достигается на атмосферной ступени сепарации при повышении температуры. Однако, нагрев нефти свыше 40°С является нежелательным, так как приводит к значительному отбору из нефти бутановой, пептановой и более тяжелых фракций и, следовательно, к снижению выхода товарной нефти.

Извлечение сероводорода из нефти без дополнительного нагрева или вакуумирования достигается при смешении ее с бессернистым газом. Этот процесс, получивший название «однократной отдувки», более эффективен на или после концевой ступени сепарации с последующим разделением двухфазной смеси.

При постоянных давлении и температуре степень извлечения сероводорода зависит от удельного расхода газа и активности гидродинамического режима взаимодействия фаз. На рис.6.1 показана расчетная графическая зависимость степени извлечения сероводорода (ср) от удельного расхода газа при его равновесном смешешш и разгазировании при Р=0,105МПа и 1=40°С. Как видно из рис.6.1, степень извлечения сероводорода резко возрастает (до75%) при увели-

Ф,%

Vr, нм/м

Рис. 6.1.

чении удельного расхода газа от 0 до 5 нм3/м3. При дальнейшем повышении расхода газа наблюдается менее интенсивный рост эффективности очистки нефти от сероводорода. При расходе газа 30 нм3/м степень извлечения сероводорода достигает 90%.

Метод однократной отдувки с подачей бессернистого газа был впервые впедрен на концевой ступепи сепарации центрального пункта сбора (ЦПС) месторождения Жанажол при 1=11°С, 0,105 МПа. Расположение экспериментальной кривой I относительно равновесной 2 (рис.6.2) свидетельствует о том, что при взаимодействии нефти с газом по реализованной схеме не дости-

Ф, %

80

60

40

20

2

/ г—^ 1 /

¥ И—а 'о о

10 20

30 40 50 Vr, нм3/м3

Рис. 6.2. Зависимость ф or Vr газа, подаваемого перед сепаратором Ш ступени сепарации.

1 - экспериментальная;

2 - теоретическая (равновесная).

гается равновесия между фазами. Для оценки эффективности десорбции сероводорода использован коэффициент полезного действия (КПД) по Мерфи в жидкой фазе, который составил 0,45+0,55.

Аналогичным образом был испытан метод однократной отдувки на горячей ступени сепарации. В этом случае КПД состав™ 0,88+0,92, при Р=0,11МГ1а и 1=35°С.

Целесообразность использования метода отдувки в работе доказана технико-экономическим анализом. Возможность достижения низких концентраций НгБ (менее 30 мг/дм3) доказана результатами практических испытаний пилотного и промышленного десорберов АВР на Жанажольском ГПЗ.

Результаты теоретических и экспериментальных исследований позволили провести моделирование технологии отдувки рис.6.3.

Хил, мг/дм3

Рис. 6.3. Зависимость остаточного содержания Н25 в нефти (Хц2$) от расхода газа отдувки Уг.о. Для различных параметров процесса:

1 - Р-0,45 МПа; 1=30°С

2 - Р-0,35 МПа; Г=30°С

3 - Р-0,45 МПа; г=50°С

4 - Р-0,25 МПа; 1-30°С

5 - Р-0,35 МПа; I 50°С

6 - Р-0,25 МПа; ^50°С

5 7,5 10 12,5 15 17,5 20

VI о., нм3/т

При всех давлениях и температурах наблюдается резкое снижение содержания РЬЗ в нефти при увеличении расхода газа отдувки. Предпочтительными следует считать условия Р-0,25 МПа, 1°=30°С и Р=0,35 МПа, 1°=50°С, при которых расход газа, необходимый для достижения нормированной очистки от Н28 (70 мг/дм3), составляет 12,5+13 нм3/т. Расход газа отдувки может быть дополнительно уменьшен до 8 нм3/т при Р=0,25 МПа, 10 = 50°С.

6.3. Обобщенный анализ технологических схем очистки нефти от сероводорода и классификация нефтей но содержанию Н?8.

Этапом, завершающим комплекс исследований техники и технологии промысловой очистки нефти от сероводорода, является определение границ применения разработанных технологических схем, рис.6.4.

Итоговые данные по диапазонам применения технологических схем представлены в таблице.

400

300

200

100

70

Л п 150

1 Ч 2

3 \

XV'4 5 N >

С '

I I

АГ I I ТЦ Г^-У "1 1 /1 1 1 ] I 1 4 ] 1-гГ6 м9 К

7 V йй! С

Рис. 6.4. Варианты технологических схем очистки нефти от сероводорода.

1,2, 3 - сепараторы, соответственно, высокого, низкого давления и горячей ступени; 4, 5 - вакуумный и дополнительный сепараторы; 6 - насос; 7 - подогреватель; 8 - теплообмешшк; 9 - эжектор; 10 -колонна отдувки; н - нефть со скважин; т - товарная нефть; г - газ нефтяной; го - газ отдувки.

Концентрационные области применения технологических схем

очистки нефти от сероводорода

Варианты технологических схем (см.рис.6.4) Концентрационный диапазон применения, % мот НгБ в пластовой нефти

I До 0,25

П 0,25+0,5

III 0,5+0,8

IV 0,8+1,25

V 1,25+2,0

VI Более 2,0

Проведенные исследования позволяют классифицировать нефтяные месторождения по содержанию сероводорода в пластовой нефти. В основу классификации положена связь исходной концентрации ЦБ в пластовой нефти и технологии ее очистки от сероводорода до норматива (70 мг/дм3). Предлагается классифицировать нефть на три группы: 1 группа - нефтяные месторождения с относительно небольшим содержанием НгБ (до 0,5% моль). Сбор и подготовка нефти таких месторождений должны осуществляться в соответствии с РД 39-0148311-605-86, обеспечивать

при сепарации нефти необходимое качество по остаточному содержанию Ь^Б (до 70 мг/дм3) без дополнительной технологии ее очистки.

2 группа - нефтяные месторождения со средним содержанием НгБ (от 0,50 до 2,0 % моль). Обустройство и эксплуатация месторождений данной группы должны предусматривать очистку нефти от НгБ, основанную на способе сепарации с использованием интенсифицирующих приемов, наиболее целесообразным из которых является однократная отдувка.

3 группа - нефтяные месторождения с высоким содержанием Н28 (более 2,0% моль). Схема подготовки нефти этой группы должна включать установку очистки от сероводорода методом огдувки либо ректификации.

Анализ показал, что из 400 месторождений сероводородсодержащих нефтей стран бывшего СССР к месторождениям 1 группы относится ~56%, к месторождениям 2 группы ~37,5% и к 3 группе месторождений ~6,7%.

6.4. Разработка малогабаритной установки осушки и очистки от попутного нефтяного газа.

Значительное количество углеводородного газа, образующегося при добыче и подготовки нефти, не вовлекается в централизованную систему сбора и, в связи с этим, сжигается на факелах. В данную группу, как правило, входят удаленные от ЦПС объекты малой производительности по газу.

Вместе с тем, имеются возможности экономически эффективного использования газа в паро-, элсктрогенераторных и силовых установках или использование его в качестве десорбирующего агента на объектах подготовки нефти. Перечисленные направления утилизации нефтяного газа на промыслах требуют его очистки от сероводорода и осушки на эффективных блочных установках малой производительности (МБСУ).

Выбор номинальной производительности малогабаритной установки сероочистки производился на основе результатов обследования действующих факельных систем промысловых установок подготовки нефти Оренбургской и Самарской областей. Установлено, что МБСУ с диапазоном эффективной работы 12 +25000 нм3/сут, позволит утилизировать 70% газа факельных систем.

В основу технологии МБСУ положено хемосорбционное поглощение ЦБ и СО2 раствором МЭА-ДЭГ-воды. В работе приведен оптимизационный анализ подбора рецептуры раствора, позволяющий стоить тепловые затраты на регенерацию в 2 - 2,4 раза по сравненшо с традиционными - МЭА-вода или ДЭГ-вода.

Принципиально новыми аппаратурными решениями является: использование насадки АВР в абсорбере, что позволило увеличить производительность в 2+2,5 раза, эффективность в 1,5+2 раза и селективность извлечения по сравнению с традиционными тарельчатыми конструкциями; использование в регенераторе неадиабатических секций АВР для нагрева и охлаждения. Это позволило организовать энергетически выгодный дифференциальный подвод тепла к раствору, снизить поверхность нагрева и охлаждения, замедлить деструктивные процессы разложения МЭА и ДЭГ.

Новые технологические и аппаратурные решения прошли апробацию на пилотной установке, смонтированной в НГДУ «Саратовнефтегаз» на Ли-манском месторождении. Спроектирована и изготовлена промышленная установка для Красноярской ТХУ ОАО «Самаранефтегаз». Установка имеет габариты в основании 7 400 х 3 200 мм, изготавливалась в виде двух моноблоков, готовых для транспортировки в район эксплуатации. На установке применена система АСУТП Шотландской фирмы «ELECTRO-FLOW CONTROLS LTD» с электрической системой питания и регулирования, позволяющая управлять режимом работы установки одному оператору. Пуск установки в эксплуатацию намечается в 2000г.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках разработаны новые конструкции тепломассообмен-ных аппаратов класса АВР и схемы технологических установок, позволившие интенсифицировать основные процессы подготовки и переработки нефти, такие как: сепарация нефти, стабилизация нефти и нефтепродуктов, очистка нефти, газа и воды от сероводорода.

2. Теоретически и экспериментально изучена гидродинамика аппаратов АВР в диапазоне высоких, более 150 м3/м2-ч,и сверхвысоких, до 400 м3/м2-ч, нагрузок по жидкости. Предложены уравнения для расчета предельных нагрузок гидравлического сопротивления и поверхности межфазного контакта для высоких и сверхвысоких жидкостных нагрузок.

3. Найдены два универсальных параметра гидродинамической структуры потоков, на основании которых получены уравнения для расчета скорости подвисания и захлебывания, задержки жидкости, поверхности межфазного контакта, обобщающие весь массив экспериментальных данных в широком диапазоне газожидкостных нагрузок.

4. Изучена кинетика массоиереноса в жидкой фазе в аппарате АВР. На основе теории Хигби-Данкверста разработана модель массоперепоса в жидкой фазе, параметром которой является непрерывная функция распределения времени обновления участков поверхности. Найден вид этой функции для условий работы аппарата АВР.

5. Проведен расчетный анализ фазовых сопротивлений массопереносу отдельных компонентов в условиях стабилизации нефти, дизельного топлива, бензина и газового конденсата в аппарате АВР. Показана невозможность применения расчетной модели по «равновесным ступеням контакта» для расчета колонн десорбциошюй стабилизации нефти в силу существенного различия кинетики массопереноса компонентов, участвующих в процессе. Разработана математическая модель и алгоритм расчета процесса противо-точного взаимодействия нефти и газа в десорберс АВР, основанная на эффективности массопереноса индивидуальных углеводородов.

6. Впервые выявлена способность АВР сохранять эффективность в условиях случайных колебаний расхода сырья. Введены понятия динамической устойчивости и эффективности колонны и разработана методика их определения. Установлено, что аппарат АВР обладает существенно более высокими параметрами динамической эффективности и устойчивости по сравнению с барботажной тарелкой.

7. Разработаны методика, алгоритм и программа теплового расчета неадиабатического аппарата АВР с учетом массопереноса между контактирующими фазами, на основании которого спроектирован новый аппарат, реализующий принцип воздушно-испарительного охлаждения.

8. Разработаны математическая модель, алгоритм и программа расчета дифференциального разгазирования нефти более точно, по сравнению с равновесной, описывающие реальный процесс сепарации нефти в промысловых сепараторах гравитационного типа.

9. Создан и внедрен новый противоточный многоступенчатый сепаратор АВР, многократно превосходящий по эффективности и производительности традиционные горизонтальные нефтегазовые сепараторы. Предложены и испытаны две технологические схемы с различным функциональным назначением сепаратора АВР.

10.Показаны достоинства и области предпочтительного применения технологии десорбционной стабилизации нефти. Разработана специальная конст-

рукция дссорбера АВР, открывающая возможность практической реализации датгой технологии. Проведены исследования и внедрение трех вариантов десорбционной технологии стабилизации нефти: стабилизация под давлением, глубокая дегазация нефти и холодная стабилизация эмульсионной нефти.

11. Установлена эффективность АВР в процессах десорбциотюй стабилизации нефти, стабилизации газового конденсата, дизтоплива и бензина. Установлены общие и отличительные признаки условий эксплуатации, влияющие на выбор типа массообменного аппарата.

12.Предложен метод обоснования норматива остаточного содержания сероводорода в товарной нефти.

13.Установлены диапазоны применимости различных технологических схем очистки нефти от сероводорода в зависимости от его концентрации в нефти.

14.На Жанажольском ГПЗ проведены промышленные испытания и внедрение технологии однократной отдувки и технологии десорбционной очистки нефти от сероводорода в аппарате АВР. Достигнута глубокая очистка от Н28 с 1000+1200 до 30+40 мг/дм3. Разработана технология глубокой очистки пластовой сточной воды от сероводорода, позволяющая использовать эту воду в полимерном заводнении пластов.

15.Разработана и изготовлена малогабаритная установка осушки и очистки газа от сероводорода комбинированным раствором МЭА+ДЭГ с абсорбером АВР и неадиабатическим десорбером АВР, позволяющая утилизировать попутный нефтяной газ факельных установок объектов подготовки серово-дородсодержащей нефти.

ОСНОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

в - расход газа, кмоль/с; Ь - расход нефти, кмоль/с; х - концентрация в жидкой фазе, моль/моль; у - концентрация в газовой фазе, моль/моль; X - относительная концентрация в жидкой фазе; У - относительная концентрация в газо-

вой фазе; а, Ь, Н — ширина, длина и высота контактной камеры аппарата, м; 8 -толщина пленки жидкости, м; (1 - диаметр, м; 1Р - шаг решетки, м; fp - доля свободного ссчешы решетки; / - длина наклонной перегородки, м; Гу - линейная плотность орошения, м3/м с; Ьб - поверхностная 1шотность орошения, соответственно, м3/м2с и м3/м2ч; j - плотность орошения пленочной поверхности капельным потоком, м3/м2с; V/ - скорость газа в полном сечении аппарата, м/с; \¥р- скорость газа в полном сечении решетки, м/с; АУ0 - скорость газа в отверстиях решетки, м/с; Шгф - предельная скорость газа в аппарате, м/с; Рэ -фактор скорости, м/с (кг/м3)0'5; Р - давление, Па; ДР - перепад давления, Па; ^ - удельная поверхность фазового контакта, м2/м3; Р - поверхность, м2; V -объем, м3; Уь, Уо - расход жидкости и газа, м3/с; р - плотность, кг/м3; С - коэффициент гидравлического сопротивления; I - время, с; т - время пребывания жидкости на ступени контакта, с; п - число ступеней контакта; ц, v - динамический (Па с) и кинетический (м2/с) коэффициенты вязкости; а - коэффициент поверхностного натяжения, н/м; Б - коэффициент диффузии, м2/с; С - концентрация, кмоль/м3; N - число единиц переноса; Кж, Кг - коэффициент мас-сопередачи, отнесенный, соответственно, к концентрации жидкой и газовой фаз, м/с; рж, (Зг - коэффициент массоотдачи, соответственно в жидкой и газовой фазах; т - константа фазового равновесия; Т - температура; Кжу - объемный коэффициент массопередачи, 1/ч;

Для ректификационной колонны: Г - расход сырья колонны, кмоль/с; -расход кубового продукта колонны, кмоль/с; Б - суммарный расход дистиллята, кмоль/с; Фл - флегмовое число, кмоль/кмоль; II - расход рефлюкса кот 01

лонны ректификации, кмоль/с; И с =--число Рейнольдса; 5/г = — -

V О

число Шервуда; Р = ^у - диффузионный критерий Фурье. Индексы: г - газ;

" /Г*

ж - жидкость; к - капля; пл - пленка; ср - средний; н - нефть; тн - товарная нефть.

ОСНОВНЫЕ ПУБЛИКАЦИИ НО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Позднышев Г.Н., Соколов А.Г., Лесухин С.П. и др. Эксплуатация залежей и подготовка нефти с повышенным содержанием сероводорода. / / Обзорная информация серия: «Нефтепромысловое дело». — вып. 16/88— М. 1984.

2. Соколов А.Г., Лесухин С.П. Исследование очистки сточной воды от сероводорода методом отдувки в аппарате с вертикальными контактными решетками. — В кн.: Добыча, сбор, подготовка нефти, газа и воды на поздней стадии разработки нефтяных месторождений: Тр. ин-та «Гипровосток-нефть». — Куйбышев, 1984. — С. 110-115.

3. Лесухин С.П., Андреев Е.И. Исследование технологии и аппаратурного оформления процесса извлечения сероводорода и стабилизации нефти месторождения Жанажол. / / В кн.: Проблемы обустройства и эксплуатации

высокообводпенных нефтяных месторождений: Тр. ин-та «Гипровосток-нефть»,— Куйбышев, 1985. — С. 47-59.

4. Лесухин С.П., Соколов А.Г., Е.И. Андреев, К.В. Кузин. Сокращение потерь углеводородных компонентов в резервуарах методом отдувки. Разработка и внедрение эффективной техники и технологии добычи нефти. Тр. ин-та «Гипровостокнефть».— Куйбышев, 1986. — С. 18-27.

5. Л.Г. Григорян, С.П. Лесухин. Интенсификация десорбционных процессов в аппарате АВР. / / Тезисы доклада Всесоюз. совещания «Повышение эффективности и надежности машин и аппаратов в основной химии». — Сумы, 1986, —С. 83-84.

6. Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. К вопросу выбора технологии и принципиальных технологических схем очистки нефти от сероводорода. / / Обустройство нефтяных месторождений, содержащих сероводород: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». —Куйбышев, 1987. — С. 42-55.

7. Лесухин С.П., Кузин К.В., Андреев Е.И. и др. Об эффективности очистки нефти от сероводорода методом однократного испарения с подачей углеводородного газа. / / Обустройство нефтяных месторождений, содержащих сероводород: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». — Куйбышев, 1987. — С. 5662.

8. А.с. 1327897 СССР. МКИ В 01 О 3/28. Тепломассообменный аппарат / Л.Г. Григорян, Р.К. Каспарьянц, К.В. Кузин, С .П. Лесухин (СССР). - № 4041717/22-26; Заяв. 24.03.86; Опубл. 07.08.87, Бюл. № 29.

9. Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Стабилизация нефти методом многоступенчатой сепарации с применением отдувки. / / Нефтяное хозяйство. — М.: Недра. 1988. — № 8. — С.43-46.

Ю.Лесухин С.П., Григорян Л.Г., Дьяченко С.Г. Определение поверхности межфазного контакта в аппарате с вертикальными контактными решетками. / / Ресурсосберегающие техника и технология при обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений.: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». — Куйбышев, 1989. — С. 90-97.

11.А.с. 1526740 СССР. МКИ В 01 Б 19/00. Установка подготовки нефти / Г.Н.Позднышев, Е.И. Андреев, С.П.Лесухин (СССР). - № 4325680/ 23-26; Заяв. 04.11.87; Опубл. 07.12.89, Бюл. №45.

12.А.С. 1526739 СССР. МКИ В 01 О 19/00. Установка подготовки нефти / К.В. Кузин, С.П.Лесухин (СССР). ~ № 4324092/ 23-26; Заяв. 04.11.87; Опубл. 07.12.89, Бюл. № 45.

13.А.С. 1493280 СССР. Способ подготовки нефти / Позднышев Г.Н., Соколов А.Г., С .П. Лесухин, К.В. Кузин, Р.К. Каспарьянц (СССР). - № 4313303; Заяв. 27.07.87; Опубл. 15.03.89.

14.Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Основные направления развития технологии очистки нефти от сероводорода. / / Нефтяное хозяйство. — М.: Недра. 1989. — № 8. — С.50-54.

15.Григорян Л.Г., Лесухин С.П. Эффективность массообмена и поверхность межфазного контакта в аппарате АВР при высоких нагрузках по жидкости.

/ / Всесоюзное совещание «Повышение эффективности и надежности машин и аппаратов в основной химии». / Химтехника-89. — Сумы, 1989. — С. 25-26.

16.Лесухин С.П. Разработка высокоэффективного аппарата АВР для десорб-ционной очистки нефти от сероводорода. / / Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений.: Тр. ин-та «Гипрово-стокнефть». — Куйбышев, 1990. — С. 165-176.

17.Лесухин С.П., Григорян Л.Г'. Десорбционная очистка нефти от сероводорода в аппарате с вертикальными контакшыми решетками. Деп.рук. № 1860-НГ-90 от 18.05.90г. во ВНИИОЭНГ. — Куйбышев, 1990. — С. 1-43.

18.Лесухин СЛ., Григорян Л.Г. Исследование кинетики массопереноса лимитируемого сопротивлением жидкой фазы в аппарате АВР. / / Научно-технические проблемы разработки и обустройства нефтяных месторождений.: Тр. ин-та «Гипровостокнефть». — Куйбышев, 1990. — С. 177-187.

19.Лесухин С.Г1. Григорян Л.Г. Аппаратурное оформление процесса стабилизации нефти в условиях промысловой подготовки./ / Тез.докл. Всесоюзной конференоции но ректификации. — Северодонецк, 1991. — С.267-270.

20.Персиянцев М.Н., Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Промышленные испытания технологии холодной стабилизации нефти методом от-дувки // Нефтяное хозяйство. — 1992. № 9. — С.41-44.

21 .Патент РФ 6 В 01 D 19/00. Установка подготовки нефти / М.Н. Персиянцев, С.П.Лесухин (СССР). - № 2054298; Заяв.№ 92001113/26 от 19.10.92; Опубл. 20.02.96, Бюл. № 5.

22.Григорян Л.Г., Лесухин С.П., Тимонин A.B. Тепло- и массообмен при конденсации пара в присутствии неконденсирующегося газа в неадиабатических аппаратах с вертикальными контактными решетками (АВР). / / Теп-ломассообмен-ММФ-96. III Минский международный форум (20-24 мая 1996г.). — Минск, 1996. —Т. XI. —С. 42-45.

23.Лесухин С.П., Григорян Л.Г., Михайлов С.С. и др. Исследования противо-точной многоступенчатой дегазации нефти в колонных аппаратах с регулярной насадкой / / В кн.: Нефтегазовое дело: Межвузовский сб. научных трудов. — Самара, 1997. — С. 112-127.

24.Михайлов С.С., Лесухин С.П., Григорян Л.Г. и др. Обобщенные зависимости для расчета гидродинамических параметров аппарата АВР в широком диапазоне нагрузок. / / Нефтегазовое дело / Межвузовский сборник научных трудов,— Самара, 1997,— С. 191-204.

25.Лесухин С.П., Скоробогатов Д.Ю., Григорян Л.Г. Извлечение сероводорода в условиях промысловой подготовки высокосернистых нефтей. / / Материалы 1го Международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». — М. 1997. — 27 с.

26.Лесухин С.П., Скоробогатов Д.Ю., Игнатенков Ю.И. Стабилизация нефти методом десорбциопного извлечения легких углеводородов. / / Материалы 1го международного симпозиума «Наука и технология углеводородных дисперсных систем». — М. 1997. — 27 с.

27.Лесухин С.П., Михайлов С.С., Григорян Л.Г. и др. Математическое моделирование абсорбционно-десорбционного процесса глубокой дегазации нефти. / / Материалы V-ой Международной научной конференции: «Методы кибернетики химико-технологических процессов». — Казань, 1999, — С. 28-30.

28.Лесухин С.П., Григорян Л.Г., Тимонин и др. Тепловой расчет неадиабатического аппарата с вертикальными решетками. / / Материалы V-ой Международной научной конференции: «Методы кибернетики химико-технологических процессов». — Казань, 1999, — С. 224-226.

29.Свидетельство на полезную модель № 11096 РФ. 6 В 01 D 53/18. Тепломас-сообменный аппарат / Л.Г. Григорян, С.С. Михайлов, Е.Л. Шафранский, Ю.И. Игнатснков, С.П.Лесухин. - № 99107485/20; Заяв. 12.04.99; Опубл. 16.09.99, Бюл.№ 9.

30.Григорян Л.Г., Лесухин С.П., Тимонин A.B. и др. Тепломассообмен в аппарате воздушного охлаждения и ковденсации углеводородов./ / Материалы IV Минского международного форума по тепло- и массообмену. ММФ-2000. Минск, 2000.

Подписано в печать 18.04.2000. Формат бумаги 60x84 1/16. Бумага писчая. Печать трафаретная. Уч.-изд.л.1,87. Усл.печ. л.2. Тираж 100 экз. Заказ 05 Отпечатано на дубликаторе 1ЧА 4050. 450075, Уфа, пр. Октября, 133

Основные обозначения

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА I. ПРЕИМУЩЕСТВА ТЕПЛОМАССООБМЕННЫХ АППАРАТОВ, ИСПОЛЬЗУЮЩИХ ПРИНЦИП ГАЗОЖИДКОСТНОГО ВЗАИМОДЕЙСТВИЯ НА ВЕРТИКАЛЬНЫХ КОНТАКТНЫХ РЕШЕТКАХ

1.1. Принцип дробления жидкости

1.2. Основные конструкции аппаратов АВР

1.3. Сравнительный анализ современных конструкций массо-обменных контактных устройств

ГЛАВА II. ГИДРОДИНАМИКА АППАРАТА АВР В ШИРОКОМ ДИАПАЗОНЕ НАГРУЗОК ПО ГАЗУ И ЖИДКОСТИ

2.1. Гидродинамика при высоких нагрузках по жидкости

2.1.1. Предельные режимы работы „

2.1.2. Поверхность фазового контакта

2.2. Гидродинамические обобщения

2.2.1. Скорость начала подвисания жидкости

2.2.2. Универсальные гидродинамические параметры

2.2.3. Обобщенные гидродинамические уравнения

2.2.3.1. Предельная скорость газа

2.2.3.2. Задержка жидкости.

2.2.3.3. Межфазная поверхность

2.2.3.4. Гидравлическое сопротивление 60 Основные результаты

ГЛАВА III. МАССОПЕРЕДАЧА В АППАРАТЕ АВР

3.1. Массопередача при лимитирующем сопротивлении жидкой фазы

3.1.1. Теория проникновения в аппаратах со сложной поверхностью фазового контакта

3.1.2. Модель обновления поверхности в аппарате АВР

3.1.3. Особенности массопереноса в аппарате АВР при высоких нагрузках по жидкости

3.2. Экспериментальные исследования

3.2.1. Кинетика десорбции СОг из воды воздухом

3.2.2. Десорбция сероводорода из нефти легким газом

3.2.3. Массоперенос при извлечении сероводорода из воды продувкой инертным носителем

3.3. Массопередача при абсорбционно-десорбционном взаимодействии углеводородных смесей

3.3.1. Анализ фазовых сопротивлений массопереносу

3.3.2. Математическая модель многоступенчатого абсорбционно-десорбционного взаимодействия многокомпонентной смеси

3.3.3. Экспериментальная проверка модели

3.4. Эффективность АВР в условиях случайных колебаний сырьевых нагрузок

3.5. Тепломассообмен в условиях испарительного охлаждения

3.5.1. Модель теплового расчета АВР с учетом массопереноса

3.5.2. Экспериментальная поверка модели 141 Основные результаты

ГЛАВА IV. РАЗРАБОТКА ВЫСОКОЭФФЕКТИВНОГО СЕПАРАТОРА С НАСАДКОЙ АВР ДЛЯ КОНЦЕВЫХ И ГОРЯЧИХ СТУПЕНЕЙ РАЗГАЗИРОВАНИЯ НЕФТИ

4.1. Анализ работы промышленных сепараторов на объектах промысловой подготовки нефти

4.1.1. Отличительные особенности эксплуатации приемных и концевых нефтегазовых сепараторов

4.1.2. Исследование эффективности сепарации фаз

4.1.3. Исследование изменения потенциала легких углеводородов

4.1.4. Разработка модели дифференциального разгазирования нефти

4.2. Пути совершенствования техники и технологии концевой сепарации нефти

4.3. Интенсификация процесса сепарации нефти в условиях газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках

4.3.1. Конструкция сепаратора АВР и схема установки

4.3.2. Результаты испытаний

Основные результаты

ГЛАВА V. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ПРОЦЕССОВ СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ

5.1. Современное состояние техники и технологии процесса стабилизации нефти

5.1.1. Краткий обзор методов промысловой стабилизации нефти

5.2. Исследования новой технологии десорбционной стабилизации нефти в аппарате АВР

5.2.1. Десорбционная стабилизация нефти под давлением

5.2.2. Глубокая дегазация нефти - '

5.2.3. Холодная стабилизация эмульсионной нефти

5.3. Особенности работы стабилизационных колонн и пути их совершенствования

5.4. Промышленные испытания аппаратов АВР в процессах стабилизации нефти и нефтепродуктов

5.4.1. Десорбционная стабилизация нефти

5.4.2. Стабилизация газового конденсата

5.4.3. Стабилизация бензина

5.4.4. Стабилизация дизельного топлива

Основные результаты

ГЛАВА VI. ПРОМЫСЛОВАЯ ОЧИСТКА ЖИДКИХ И ГАЗООБРАЗНЫХ ФЛЮИДОВ ОТ СЕРОВОДОРОДА В АППАРАТЕ

6.1. Очистка нефти от сероводорода

6.1.1. Нормирование качества товарных нефтей по остаточному содержанию сероводорода

6.1.2. Исследование эффективности методов промысловой очистки нефти от сероводорода

6.1.2.1. Сепарация

6.1.2.2. Однократная отдувка с подачей десорбирующего газа

6.1.2.3. Многоступенчатая противоточная десорбция в аппарате

6.1.3. Обобщенный анализ технологических схем очистки нефти от сероводорода и классификация нефтей по содержанию

6.2. Десорбционная очистка от сероводорода пластовой сточной воды

6.3. Разработка малогабаритной установки осушки и очистки от Н^ попутного нефтяного газа

6.3.1. Исследование топливно-сырьевой базы факельных систем промысловых установок

6.3.2. Выбор принципиальных технологических и технических решений

Основные результаты

Современные тенденции развития тепломассообменного оборудования свидетельствуют о перспективности принципа газожидкостного взаимодействия дроблением жидкости газовым потоком. Резкое увеличение эффективности переноса и снижение энергозатрат на распад жидкости достигаются при организации пленочного течения жидкости по вертикальным решеткам (сеткам), сквозь отверстия которых проходит газ. В этом случае преобразование жидкости в удобную для распада пленочную форму течения происходит за счет энергии поверхностного натяжения, которая при других способах дробления не используется.

Принцип газожидкостного взаимодействия и конструкция контактного устройства, его реализующего, впервые предложены в Ленинградском технологическом институте проф. Н.И. Тагановым (1964г). Развитие этого направления связано с работами, проводимыми под руководством проф. Л.Г. Григоряна. В результате, создан новый класс эффективной тепломассообменной техники, получившей название аппаратов с вертикальными контактными решетками (АВР).

Перспективность этого направления для технологии переработки нефти подтверждается успешным внедрением промышленных аппаратов на нефтеперерабатывающих заводах стран СНГ. В технологии промысловой подготовки нефти аппараты класса АВР не применялись.

Вместе с тем, на установках подготовки и центральных пунктах сбора нефти тепломассообменные процессы, такие как: сепарация, стабилизация нефти и нефтепродуктов, конденсация газов, очистка флюидов от сероводорода проводятся в малоэффективных аппаратах устаревших конструкций. В результате имеют место: низкое качество подготовки нефти, высокие энергозатраты процессов и удельная металлоемкость промысловой тепломассообменной аппаратуры.

Прямой перенос известных конструкций аппаратов АВР из заводской в промысловую технологию невозможен в связи с ее специфическими особенностями: большая производительность установок, наличие механических примесей в нефти, сильная неравномерность расхода сырья, высокая пенистость нефти в условиях низких температур, неразвитая инфраструктура объектов. В связи с этим, целью настоящей работы является исследование закономерностей газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках в условиях процессов промысловой подготовки нефти, создание новых конструкций аппаратов и технологических схем с их использованием, более тесная привязка аппаратов к конкретным технологическим процессам и решение вытекающих из этого научных, инженерных и практических задач, позволяющих повысить конкурентоспособность Российских разработок.

В первой главе диссертации показаны преимущества тепломассообмен-ных аппаратов, использующих принцип газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках. Представлены основные конструкции аппаратов класса АВР и принцип их действия. В сравнении с другими, наиболее популярными отечественными и зарубежными аналогами, показано превосходство АВР по основным гидродинамическим, массообменным и эксплуатационным параметрам.

Во второй главе диссертации проведены исследования гидродинамики аппаратов класса АВР, дополняющие и развивающие прежние теоретические и экспериментальные наработки. Изучен диапазон высоких и сверхвысоких

3 2 жидкостных нагрузок 150-г400 м /м -ч, специфичный для условий работы аппаратов основных процессов промысловой подготовки нефти.

На основе двух универсальных параметров гидродинамической структуры потоков получены уравнения для расчета скорости подвисания и захлебывания, задержки жидкости, поверхности межфазного контакта, обобщающие весь массив экспериментальных данных в широком диапазоне газожидкостных нагрузок. Разработана новая конструкция аппарата АВР, в большей степени отвечающая промысловым условиям эксплуатации тепломассообмен-ной аппаратуры.

В третьей главе разработана модель массопереноса, лимитируемого сопротивлением жидкой фазы в условиях капельно-пленочного взаимодействия и кратковременного контакта фаз. Принимая за основу известную теорию обновления поверхности и распространения ее на случай переноса массы со сложной поверхностью фазового контакта, выведена новая модель, отличающаяся от модели Данквертса видом функции распределения возрастов участков поверхности, на которых протекает элементарный акт массопереноса. Как частный случай модели получены уравнения расчета коэффициента массоот-дачи в жидкой фазе в аппарате АВР.

Адекватность модели проверена экспериментально на трех системах в процессе десорбции СОг из воды воздухом, Н28 из нефти углеводородным газом, Н28 из пластовой воды углеводородным газом.

Кроме того, анализируется кинетика массопереноса легких компонентов в условиях ректификации и абсорбции. Показано, что для таких компонентов как водород, азот, метан и этан основное диффузионное сопротивление сосредоточено в жидкой фазе, а для углеводородов Сб и выше - в газовой. Промежуточные компоненты имеют смешанную кинетику, это обстоятельство потребовало в некоторых случаях проводить покомпонентную оценку эффективности разделения. Для этого разработана математическая модель расчета многоступенчатого противоточного взаимодействия нефти и газа, основанная на кинетических коэффициентах массопереноса индивидуальных компонентов.

Впервые проведены исследования эффективности работы массообмен-ного аппарата в условиях случайных колебаний режимного параметра.

На основе неадиабатической конструкции АВР предложен новый аппарат, использующий эффект воздушно-испарительного охлаждения, что дает ему значительные преимущества по сравнению с воздушными и водяными холодильниками по удельной тепловой производительности и по конечной температуре охлаждения нефтепродукта в летнее время. Для теплового расчета такого аппарата разработана методика, алгоритм и программа расчета, основанные на решении системы дифференциальных уравнений методом конечных элементов.

Четвертая глава посвящена разработке нового высокоэффективного концевого сепаратора, использующего принципы противоточного и многократного взаимодействия нефти и газа.

С этой целью проведено обследование одиннадцати действующих промышленных сепараторов нефти и газа гравитационного типа. Установлены их основные недостатки. Рассмотрены известные, методы и приемы повышения эффективности газовыделения из нефти в действующих сепараторах.

Два новых сепаратора, оснащенных струнной насадкой АВР, внедрены на Покровской УПН ОАО «Оренбургнефть». Проведены обследования эффективности их работы по двум вариантам технологической обвязки в схеме УПН в широком диапазоне технологических параметров.

В пятой главе изучена возможность интенсификации процессов стабилизации нефти и нефтепродуктов в аппаратах АВР.

Разработаны три варианта технологии десорбционной стабилизации нефти в аппарате АВР. В результате исследований определена эффективность каждого варианта. На основе анализа известных методов промысловой стабилизации нефти установлены области предпочтительного применения десорбционной технологии.

Два варианта десорбционной технологии реализованы в промышленности на Жанажольском ГПЗ ОАО «Актюбемунайгаз» и на Покровской УПН ОАО «Оренбургнефть».

Большое внимание уделено экспериментальному обследованию работы колонн стабилизации нефти и нефтепродуктов с насадкой АВР с целью получения достоверных данных по эффективности. Исследована эффективность четырех промышленных аппаратов АВР. Доказана адекватность модели и методики расчета процесса десорбционной обработки многокомпонентной смеси в многоступенчатом аппарате АВР. Обосновано применение модели «теоретической тарелки» к расчету колонн стабилизации бензина и дизельного топлива.

В шестой главе представлены результаты разработки и внедрения технологии и технических средств очистки нефти, газа и воды от сероводорода.

Изложена обоснованная точка зрения о выборе норматива качества товарных нефтей по остаточному содержанию сероводорода. Исследована эффективность различных методов очистки нефти. Большое внимание уделено десорб-ционной технологии. Приведены результаты испытаний метода однократной отдувки с подачей десорбирующего агента - бессернистого углеводородного газа. Установлен КПД массопереноса НгБ при однократном взаимодействии газа и нефти в промысловых сепараторах. Установлены диапазоны применимости различных технологических схем очистки нефти от сероводорода в зависимости от исходной концентрации Н28 в пластовых условиях. Предложена классификация нефтей по рассматриваемому параметру.

На Жанажольском ГПЗ внедрена и испытана колонна АВР, обеспечивающая глубокую очистку нефти от сероводорода.

На примере 13 промысловых объектов исследована топливно-сырьевая база факельных систем. Установлено, что в большинстве случаев утилизация газа становится возможной при его очистке от Н28 и осушке на специальной установке, производительностью от 12 до 25 тыс.нм3/сут. Такая установка разработана на основе метода хемосорбции комбинированным поглотителем МЭА + ДЭГ с абсорбером АВР и неадиабатическим десорбером АВР.

Работа выполнена в соответствии с координационными планами: научно-технической программы МинВУЗа РСФСР № 641 от 10.10.86г.; программы МинНефтеПрома «Качество» (код 53.0014.90); межвузовской научно-технической программы Госкомитета РФ и ВО «Комплексное решение проблем разработки, транспорта и глубокой переработки нефти и газа» (19961997г.); проблемного Совета АТН РФ «Интенсификация массообменного оборудования в процессах нефтепереработки и нефтехимии» (1993-1998г.); хоздоговорных работ с предприятиями Минтопэнерго (1996-2000г.).

Научная новизна. 1. Впервые изучены гидродинамические особенности работы аппаратов АВР в диапазоне высоких нагрузок по жидкости (150400 м3/м2 • ч).

2. Разработаны универсальные параметры гидродинамической структуры потоков, на основе которых получены уравнения, обобщающие гидродинамические характеристики работы АВР.

3. Разработана модель массопереноса в жидкой фазе в аппаратах с регулярно неоднородной поверхностью межфазного контакта.

4. Для процессов стабилизации нефти и нефтепродуктов выявлены зоны ректификации, в которых использование представления о «теоретической тарелке» неприемлемо, а расчеты необходимо выполнять по кинетическим коэффициентам отдельных компонентов.

5. Разработана математическая модель многоступенчатого, противоточ-ного, абсорбционно-десорбционного взаимодействия нефти и газа, основанная на кинетических коэффициентах отдельных компонентов.

6. Разработана математическая модель тепломассопереноса в неадиабатическом АВР с учетом испарения при водо-воздушноиспарительном охлаждении.

7. Разработана математическая модель дифференциального разгазиро-вания нефти, более точно, по сравнению с равновесной, описывающая реальный процесс сепарации нефти в промысловых аппаратах.

8. Доказана возможность холодной стабилизации эмульсионной нефти десорбционным методом в аппарате АВР.

9. Впервые изучена эффективность метода десорбционной очистки нефти от сероводорода в аппарате АВР и доказана его высокая эффективность.

Считаю своим долгом выразить благодарность моим коллегам по совместной работе: кандидатам технических наук Михайлову С.С., Персиянцеву М.Н., Игнатенкову Ю.И.; инженерам Скоробогатову Д.Ю., Тимонину A.B., Иванякову C.B., которые помогли провести и обобщить большой объем экспериментальных исследований для доказательства выдвинутых в диссертации положений.

Основные результаты

1. Впервые предложена концепция обоснования норматива остаточного содержания сероводорода в товарной нефти. С этой целью обследована работа 14 объектов промысловой подготовки и перекачки сероводородсо-держащей нефти.

2. В промышленных условиях исследована эффективность извлечения сероводорода из нефти при ее сепарации.

3. Проведено внедрение и промышленные испытания технологии десорбци-онной очистки нефти от сероводорода (отдувки) в аппарате АВР на Жа-нажольском ГПЗ.

4. Установлены диапазоны применимости различных технологических схем очистки нефти от сероводорода в зависимости от его первоначального содержания. Предложена классификация нефтей по концентрации сероводорода.

5. Проведено обследование 13 факельных установок объектов подготовки нефти Самарской и Оренбургской областей, установлена их производительность, состав и свойства поступающего газа.

6. Разработана и изготовлена малогабаритная установка осушки и очистки газа от сероводорода с аппаратами АВР, приспособленная для промысловых условий эксплуатации.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Принцип, положенный в основу работы аппарата АВР, позволяет интенсифицировать тепломассообменные процессы технологии промысловой подготовки нефти. Основными выводами работы являются:

1. На основе принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках разработаны новые конструкции тепломассообмен-ных аппаратов класса АВР и схемы технологических установок, позволившие интенсифицировать основные процессы подготовки и переработки нефти, такие как: сепарация нефти, стабилизация нефти и нефтепродуктов, очистка нефти, газа и воды от сероводорода. На основе сопоставительного анализа выявлены гидродинамические и кинетические преимущества аппаратов АВР по сравнению с другими современными аналогами.

2. Теоретически и экспериментально изучена гидродинамика аппаратов АВР

3 2 в диапазоне высоких, более 150 м /м -ч и впервые в диапазоне сверхвысоких, до 400 м3/м2-ч, нагрузках по жидкости. Предложены уравнения для расчета предельных нагрузок гидравлического сопротивления и поверхности межфазного контакта для высоких и сверхвысоких жидкостных нагрузок.

3. Найдены два универсальных параметра гидродинамической структуры потоков, на основании которых получены уравнения для расчета скорости «подвисания и захлебывания», задержки жидкости, поверхности межфазного контакта, обобщающие весь массив экспериментальных данных в широком диапазоне газожидкостных нагрузок.

4. Изучена кинетика массопереноса в жидкой фазе в аппарате АВР. На основе теории проникновения Хигби-Данкверста разработана модель массопереноса в жидкой фазе, параметром которой является непрерывная функция распределения времени обновления участков поверхности. Найден вид этой функции для условий работы аппарата АВР. Адекватность модели подтверждена экспериментально на процессах: десорбции СО2 из воды воздухом, Нг8 из нефти углеводородным газом, Н^ из пластовой воды углеводородным газом в диапазоне жидкостных нагрузок от 10 до 300 м3/м2-ч.

5. Проведен расчетный анализ фазовых сопротивлений массопереносу отдельных компонентов в условиях стабилизации нефти, дизельного топлива, бензина и газового конденсата в аппарате АВР. Показана невозможность применения расчетной модели по «равновесным ступеням контакта» для расчета колонн десорбционной стабилизации нефти в силу существенного различия кинетики массопереноса компонентов, участвующих в процессе. Разработана математическая модель процесса и алгоритм расчета многоступенчатого противоточного взаимодействия нефти и газа в десорбере АВР, основанная на эффективности массопереноса индивидуальных углеводородов, в качестве которых использовано число единиц переноса реальной ступени контакта аппарата. Адекватность модели доказана экспериментально.

6. Впервые изучена способность АВР сохранять свою эффективность в условиях случайных колебаний расхода сырья. Введены понятия динамической устойчивости и эффективности колонны и разработана методика их определения. Установлено, что аппарат АВР обладает существенно более высокими параметрами динамической эффективности и устойчивости по сравнению с барботажной тарелкой.

7. Разработана методика, алгоритм и программа теплового расчета неадиабатического аппарата АВР с учетом массопереноса между контактирующими фазами. Экспериментально подтверждена адекватность разработанной модели, с использованием которой спроектирован новый аппарат, реализующий принцип воздушно-испарительного охлаждения, позволяющий интенсифицировать теплоперенос и снизить температуру продуктов в летнее время.

8. На основе обследования 11 промышленных концевых и горячих сепараторов гравитационного типа системы подготовки нефти установлен основной недостаток их работы, - существенная неравномерность массообмен-ного процесса между нефтью и газом. Разработаны математическая модель, программа и алгоритм расчета дифференциального разгазирования нефти более точно, по сравнению с равновесной, описывающие реальный процесс сепарации нефти в промысловых сепараторах гравитационного типа.

9. Доказано, что наиболее перспективным направлением совершенствования работы концевых и горячих сепараторов является создание противоточно-го многоступенчатого контакта сепарируемых фаз с подачей десорби-рующего газа. Результаты исследований легли в основу создания и внедрения нового противоточного многоступенчатого сепаратора АБР, многократно превосходящего по эффективности и производительности традиционные горизонтальные нефтегазовые сепараторы. Предложены и испытаны две технологические схемы с различным функциональным назначением сепаратора АВР.

10.Проведен анализ методов стабилизации нефти на промыслах. Показаны достоинства и области предпочтительного применения технологии де-сорбционной стабилизации нефти. Разработана специальная конструкция десорбера АВР, открывающая возможность практической реализации данной технологии. Проведены внедрение, расчетные и промышленные исследования трех вариантов десорбционной технологии стабилизации нефти, имеющие возможность самостоятельного применения в промысловой практике: стабилизация под давлением; глубокая дегазация нефти; холодная стабилизация эмульсионной нефти.

11. В результате внедрения и обследования работы промышленных стабилизационных колонн установлена эффективность АВР в процессах десорбционной стабилизации нефти, стабилизации газового конденсата, дизтоплива и бензина. Проведен анализ работы промышленных аппаратов физической стабилизации углеводородных жидкостей. Установлены общие и отличительные признаки условий эксплуатации, влияющие на выбор типа массообменного аппарата.

12.Проведено обоснование норматива остаточного содержания сероводорода в товарной нефти. Предложена классификация нефтей по концентрации сероводорода.

13. Исследована эффективность извлечения сероводорода из нефти при сепарации с различными интенсифицирующими приемами: .нагрев, вакууми-, рование, однократная отдувка. Установлены диапазоны применимости различных технологических схем очистки нефти от сероводорода. Проведено внедрение и промышленные испытания технологии десорбционной очистки нефти от сероводорода (отдувки) в аппарате АВР на Жанажоль-ском ГПЗ, обеспечивающие глубокую очистку от НгЭ с 1000ч-1200 до 30ч-40 мг/дм3. Разработана технология глубокой очистки пластовой сточной воды от сероводорода, позволяющая использовать эту воду в полимерном заводнении пластов с целью повышения нефтеотдачи.

14.Обследовано 13 факельных установок объектов подготовки сероводород-содержащей нефти Самарской и Оренбургской областей. Установлены требования по сероочистке и осушке факельного газа, позволяющие осуществить его утилизацию. С учетом последних, разработана и изготовлена малогабаритная установка осушки и очистки газа от сероводорода комбинированным раствором МЭА+ДЭГ с абсорбером АВР и неадиабатическим десорбером АВР, позволяющая минимизировать энергозатраты на регенерацию поглотителя.

Развитие данного направления в науке и технике целесообразно проводить по пути совершенствования аппаратурных решений и технологических схем в уже освоенных процессах и по пути применения принципа газожидкостного взаимодействия на вертикальных контактных решетках, для интенси

298 фикации других процессов промысловой подготовки нефти. Например, процесса деэмульсации нефти. Интересно отметить, что при обработке водонеф-тяной эмульсии в противоточном сепараторе АВР значительно ускоряется кинетика деэмульсации нефти. Данный эффект, зафиксированный и на пилотной модели, и в промышленном сепараторе АВР, заслуживает самостоятельных исследований.

Другой целесообразной областью использования АВР в нефтепромысловой технологии являются процессы охлаждения и конденсации углеводородного газа при его компремировании. Аппарат воздушцо-испарительного охлаждения, предложенный в Зй главе диссертации при его применении в схеме подготовки газа, значительно сократил бы потери бензинового потенциала нефти и снизил бы затраты на перекачку нефтяного газа.

Многообещающим представляется применение неадиабатических конструкций АВР в процессе стабилизации газового конденсата, образующегося при компремировании газа. Расчеты показывают, что в этом случае может быть получена существенная энергетическая выгода.

Результаты проведенной работы свидетельствуют о перспективности выбранного направления исследований.

1. Таганов Н.И., Макаров Л.В., Таганов И.Н. Многокамерный аппарат. - Авторское свидетельство (СССР) № 379280. - Опубл. Б.И. 1973, № 20.

2. Григорян Л.Г. Гидродинамика, массо- и теплообмен при взаимодействии жидкости и газа на вертикальных контактных решетках колонных аппаратов: Дис. . . докт. техн. наук. — Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1986. — 333 с.

3. Григорян Л.Г. Разработка и исследования струйного массообменного аппарата с вертикальными контактными решетками: Дис. . . . канд. техн. наук.

4. Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1969. — 145 с.

5. Филиппов И.П Исследование и расчет аппаратов с вертикальными решетками (сетками) : Дис. . . . канд. техн. наук. — Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1975.126 с.

6. Филин Г.П. Теплообмен в газожидкостном аппарате с вертикальными контактными решетками: Дис. . . . канд. техн. наук. — Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1985, — 130 с.

7. Таганов Н.И., Григорян Л.Г., Кукуев Л.К. Аппарат струйного типа для осуществления процесса массообмена в системе газ жидкость. - Авторское свидетельство (СССР) № 243572 - Опубл. Б.И., 1980, № 48.

8. Щупляк A.A., Веригин А.Н., Григорян Л.Г., Третьяков Н.П., Михалев М.Ф. Массообменный аппарат. Авторское свидетельство (СССР) № 555898 -Опубл. Б.И., 1977, № 16.

9. Болгов Н.П., Григорян Л.Г., Тарат Э.Я., Михалев М.Ф. Многокамерный аппарат для процессов обмена в системах газ (пар) жидкость. - Авторское свидетельство (СССР) № 217363 - Опубл. Б.И., 1968, № 2.

10. Григорян Л.Г., Филин Г.П., Каспарьянц Р.К., Кац Н.Г. Тепломассообмен-ный аппарат. Авторское свидетельство (СССР) № 800569 - Опубл. Б.И., 1981, №4.

11. Ю.Григорян Л.Г., Филин Г.П., Каспарьянц Р.К., Кузин В.И., Соколов В.Н. Аппарат для фракционной конденсации. Авторское свидетельство (СССР) № 1058570 - Опубл. Б.И., 1983, № 45.

12. Григорян Л.Г., Филин Г.П., Каспарьянц Р.К., Кузин В.И., Соколов В.Н. Теплообменник. Авторское свидетельство (СССР) № 1084584 - Опубл. Б.И., 1984, № 13.

13. A.c. 1327897 СССР, МКИ В 01 D 3/28. Тегшомассообменный аппарат / Л.Г.Григорян, Р.К.Каспарьянц, К.В.Кузин, С.П.Лесухин (СССР). № 4041717 / 22-26; Заяв. 24.03.86; Опубл. 07.08.87, Бюл.№ 29. • - 4с.: ил.

14. Веригин А.Н., Щупляк A.A., Григорян Л.Г., Михалев М.Ф. Аппарат для массообменных процессов. Авторское свидетельство (СССР) № 404487 -Опубл. Б.И., 1974, №44.

15. Григорян Л.Г., Киселев В.М. Многокамерный массообменный аппарат. -Авторское свидетельство (СССР) № 218118 Опубл. Б.И., 1968, № 17.

16. Григорян Л.Г., Шевелев Ю.В., Игнатенков Ю.И. и др. Массообменный аппарат. Авторское свидетельство (СССР) № 1156711 - Опубл. Б.И., 1985, № 19.

17. Рамм В.М. Абсорбция газов. —М.: Химия, 1976. — 655 с.

18. Теляшев Г.Г., Минулин М.Н., Богатых К.Ф. и др. Испытание регулярной насадки на стендах и в промышленных условиях // Нефтепереработка и нефтехимия. — 1985. № 6. — С. 3-4.

19. Иорин П. Экономия энергии путем переоснащения имеющихся колонн упорядоченными насадками: Доклад фирмы Зульцер // Химическое и нефтяное машиностроение. — 1987. № 2. — 23-26.

20. Саяпин В.М., Игнатенко И.И., Николаенко В.П. и др. Эффективность новых массообменных аппаратов для процесса десорбции брома // Химическая промышленность. — 1982. № 10. — С. 616-618.

21. Рощин Б.Е., Шендеров Л.3„ Дильман В.В. Гидродинамика насадочного контактного устройства, с перекрестным током газа и жидкости // Химическая промышленность. — 1982. № 7. — С. 418-421.

22. Крылов М.В., Сандалов С.Н., Насадка для тепломассообменных аппаратов. Авторское свидетельство (СССР) № 1149479 - Опубл. Б.И., 1982, С. 14.

23. Нечаев Ю.Г., Кошевой Е.П., Михальчук Е.М., Хутов P.M. Исследование работы сетчатой регулярной насадки // Тезисы докладов Всесоюзного сов. "Тепломассообменное оборудование-88". —М., 1988. — С. 69-70.

24. Халпанов Л.П., Дорошенко A.B. Насадочный тепломассообменный аппарат. Авторское свидетельство (СССР) № 1263327 - Опубл. Б.И., 1986, № 38.

25. Браво Х.Л., Рахо Х.А., Фэйр Дж.Р. Сетчатые насадочные элементы для ректификационных колонн // Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. — 1985. № 1.— С. 76-80.

26. Харисов М.А., Стиченко A.B., Марков С.С. и др. Регулярная насадка для тепломассообменных аппаратов. Авторское свидетельство (СССР) № 554880. - Опубл. Б.И. № 19.

27. Халпанов Л.П., Гайдай В.Г., Квурт Ю.П. Контактные устройства высокоэффективных тепломассообменных аппаратов. / / Тезисы докладов Всесоюзного сов. "Тепло-массообменное оборудование-88". — М., 1988. — С. 129-130.

28. Колев Н., Винклер К., Даракчеев Р., Брош 3. Создание эффективных насадок для колонных аппаратов на основе теории массообменных процессов // Химическая промышленность. — 1986. № 8. — С. 489-493.

29. Гайдай В.Г., Дорошенко A.B., Квурт Ю.П., Халпанов Л.П., Насадка контактного тепломассообменного аппарата. Авторское свидетельство (СССР) № 1343233 - Опубл. Б.И., 1987, № 37.

30. Колев H.H., Даракчеев Р.Д. Исследование массообмена в горизонтальной листовой насадке. / / ТОХТ, 1976. — Т. X, № 4. — С.611-614.

31. Крылов М.В., Рогозин В.И., Свинухов А.Г., Панченков Г.М. Поверхность контакта фаз в противоточном массообменном аппарате с сетчатой насадкой. / / Нефть и газ, известия ВУЗов. — 1975. —№ 10. — С 49-52.

32. Свинухов А.Г., Крылов М.В. Гидродинамическое сопротивление и динамическая задержка жидкости в слоях сетчатой насадки. / / Химия ~и технология топлив и масел. — 1978. —№ 12. — С. 37-40.

33. Хоппе К. и др. Доклад на П-м Международном симпозиуме по термическому разделению смесей. — Дрезден, октябрь 1974.

34. Eckert J.S. How tower packing behave / /Chem. End., 1975, N.14, c. 70-76.

35. W. Yohannisbauer, Y. Marzenhe, Kolonneneinbauten fuv Vakuum Rektifirier-kolonnen untev besonderer Berücksichtigung der Feltsauerfraktionioerung / / Feite Seiten Anstrichmittel, 1980, v. 82, N. 8, S. 297-300.

36. Kolar V., Endrst M., Cervenka J. Coli Czech. Chem. Commun, 1973, v. 38, p. 3236.

37. Артамонов Ю.Ф., Николаев A.M. исследование гидродинамики и массопе-редачи в аппарате с прямоточными контактными устройствами. / / Химия и химическая технология. Известия ВУЗов. — 1967, № 4. — С. 470-474.

38. Elliss R.M., Barker P.E., Hodgson W.S. Trans Inst. Chem. End., 1960, v. 38, p. 268.

39. Schneider В., Ponter В., Javet P. Absorption in niedrigem Konzentrationsgebiet auf einem Fullkorper aus gewelltem Blech. "Verfahrenstechnik", 1976, 10, N. 3, 125-129, 96.

40. Hoppe К. Vykonne vestavby do kolon pro stykplynu nebo par s karalinami., Chem. pram., 1975, 25, № Ю, 518-522.

41. Meves D., Ludwig Dahm F., Kurandt U., Konstruktive Losungen.zur Maßstabsvergroßerung von mehzphasig durchströmten Apparaten. Chemie-Jngenieur Technik, 1979, 51, № 9, 852-857.

42. Хоблер Т. Массопередача и абсорбция. — JI.: Химия, 1964. — 470 с.

43. Коган A.M., Пальмов A.A., Крапивцев И.Е. и др. Исследование некоторых гидравлических параметров насадки в форме колец Мебиуса // Химическая промышленность. — 1982. № 6. — С. 369-371. I

44. Каспарьянц К.С. Промысловая подготовка нефти. — М.: Недра, 1973. — 375 с.

45. Лесухин С.П. Десорбционная очистка нефти от сероводорода в аппарате с вертикальными контактными решетками: Дис. . . . канд. техн. наук: 05.17.08. — Защищена 18.12.90. — Куйбышев, 1990. — 140с. — Библиогр.: с. 103 120.

46. Михайленко Г.Г., Большаков А.Г., Эннан A.A. Гидродинамические режимы работы провальных тарелок при повышенных нагрузках Химия и химическая технология // Известия высших учебных заведений. — 1973. — Т. 14, № 4. — С. 657-659. ~

47. Шейнман В.А., Выборное В.Г. Скоростные аппараты с вихревыми тарелками // В кн.: Контактные устройства массообменных колонн крупнотоннажных установок переработки нефти: Тр. ВНИИнефтемаш. — М., 1982. — С. 78-99.

48. Шервуд Т., Пигфорд Р., Уилки Ч. Массопередача. — М.: Химия, 1982. — 696 с.

49. Берковский М.А., Шейнман В.А., Лебедев Ю.И. и др. Гидродинамические массообменные характеристики ректификационной тарелки с трапециевидными клапанами // Химия и технология топлив и масел. — 1982. № 5. — С. 16-18.

50. Берковский М.А., Шейнман В.А., Лебедев Ю.Н. и др. Исследование контактных устройств для больших удельных нагрузок по жидкости // Химия и технология топлив и масел. —1981.№12. —С.21-24.

51. Колев Н., Коларж В. Рабочие характеристики насадки из просечно-вытяжной жести для массообменных колонн // Химическая промышленность. — 1978. № 10.—С. 771-775.

52. Свинухов А.Г., Крылов М.В. Массообмен в жидкой фазе в слоях рулонной сетчатой насадки // Химическая промышленность. — 1978. № 5. — С. 373375.

53. Бараев О.У. Хемосорбция сероводорода и двуокиси углерода раствором моноэтаноламина в аппарате с вертикальными контактными решетками: Дис. . . . канд. техн. наук. — Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1982. — 153 с.

54. Игнатенков Ю.И. Исследования и разработка метода расчета оптимальных параметров массообменных аппаратов с вертикальными решетками: Дис. . . . канд. техн. наук. —Л.: ЛТИ им. Ленсовета, 1979. — 157 с.

55. Колмогоров А.Н. Рассеяние энергии при локально изотропной турбулентности. — Д АН СССР. — Т. 32, № 1. — 1941.

56. Прандтль Л. Гидроаэромеханика. — М.: Изд. Иностр.лит., 1951. — 365 с.

57. Ламб Г. Гидродинамика. — М., Л.: ОГИЗ, 1947. — 928 с.

58. Родионов А.И., Винтер A.A. Исследование химическим методом поверхности контакта фаз на сетчатых тарелках. / / Изв. Вузов. Сер. Химия и химическая технология. — 1966. — Т. 9, № 6. — 970 с.

59. Родионов А.И., Винтер A.A. Исследование процесса абсорбции, сопровождаемой химической реакцией в тарельчатых колоннах. / / Теоретические основы химической технологии. — 1967. — Т. 1, № 4. — 481 с.

60. Жаворонков Н.М. Гидродинамические основы скрубберного процесса и теплопередача в скрубберах. — М.: Советская наука, 1944. — 224 с.

61. Мановян А.К., Гайванский Е.А. Гидродинамические, тепло- и массообменные показатели тарелки с вихревыми элементами. / / Химия и технология топлив и масел. — 1974, № 3.— С. 42-43.

62. Коваль Ж.А., Беспалов A.B., Кулешов О.Г. и др. Массоотдача в жидкой фазе на тарелках провального типа с большим свободным сечением. / / Химическая промышленность. — 1976, № 9. —С. 691-693.

63. Danckwerts P.V. Insights into Chemical Engineering Oxford New York: Per-gamon Press, 1981. 307 p.

64. Кулов H.H., Максимов В.В., Малюсов В.А., Жаворонков Н.М. Массоотдача в стекающих пленках жидкости. / / Теоретические основы химической технологии. — 1983. — Т. 17, № 3. — С 291-306.

65. Маймеков З.К., Малофеев H.A., Малюсов и др. Исследование массообмена между каплями воды и газом в процессе абсорбции кислорода из воздуха. / / Теоретические основы химической технологии. — 1983. — Т. 17, № 2. — С. 165-171.

66. Данквертс П.В. Газо-жидкостные реакции. — М: Химия, 1973. — 296 с.71 .Кишиневский М.Х. Модель обновления, как модель стационарного концентрационного поля. / / Журнал прикладной химии. — 1966. — Т. 39. — 1085с.

67. Пажи Д.Г., Галустов B.C. Основы техники распыливания жидкости. — М.: Химия, 1984. —254 с.

68. Кафаров В.В. Основы массопередачи. — М.: Высшая школа. — 1962. — 655с.

69. Кишиневский М.Х., Корниенко Т.С. Диффузионный поток от движущейся капли. / / Журнал прикладной химии. — 1963. — Т. 36, № 8. — С. 18691871.

70. Кишиневский М.Х., Корниенко Т.С. Кинетика экстракции из капли. / / Журнал прикладной химии. — 1963. — Т. 36, № 12. — С. 2681-2687.

71. Броунштейн В.И., Гитман И.Р. О роли нестационарной диффузии в процессах жидкостной экстракции. / / В кн. Процессы жидкостной экстракции: Тр. Научно-технического совещания. — JL, 1963. — С. 17-38.

72. Браунштейн Б.И., Фишбейн Г.А. Гидродинамикап, массо.- и теплообмен в ; дисперсных средах. — Л.: Химия. — 1977. — 279 с.

73. Сергеев А.Д. Николаев H.A. Влияние молекулярной диффузии на массоот-дачу в пленке жидкости при прямоточном восходящем движении фаз. / / Химия и Химическая технология. / Известия высших учебных заведений.1977, —Т. 15, №3,— С. 477-479.

74. Макина И.В., Гельперин Н.И., Соколов В.Н. и др. Определение истинных коэффициентов массоотдачи в насадочных абсорбционных аппаратах. // Химическая промышленность. — 1986. № 11. — С. 679-681.

75. Ямщиков И.Н., Чехов О.С. О взаимодействии фаз на сетчатых сепараторах струйной тарелки. / / Теоретические основы химической технологии. — 1980,—№ 1, —Т. 14, —С.131-134.

76. Ушаков В.В. Об одной особенности измерения дисперсного состава капель в двухфазном потоке. / / Инженерно-физический журнал. —1977. — Т. 32.6,—С. 995-999.

77. Асторита Д. Массопередача с химической реакцией. — Л.: Химия, 1971. — 223 с.

78. Розен A.M., Крылов B.C. Проблемы теории массопередачи. // Химическая промышленность. — 1970. № 1. — С. 51-57.

79. Капица П.Л., Капица С.П. Журнал экспериментальной и теоретической физики, —1949, —Т. 19, №2, —105 с.

80. Фазуллин Н.Т. О структуре турбулентного потока при бурном состоянии. / / Журнал прикладной механики и технической физики. — 1970. № 5. — С. 154-155.

81. Гончев Б.Г. Козлов В.М. Экспериментальное исследование гидродинамической структуры пленки жидкости при свободном стекании по вертикальной поверхности. / / Теоретические основы химической технологии. — 1973. № 5.—С. 727-733.

82. Кулов H.H., Муравьев М.Ю., Малюсов В.А., Жаворонков Н.М. Профили скоростей в стекающих пленках жидкости. / / Теоретические основы химич ческой технологии. — 1982. № 4. — С. 499-599.

83. Ландау Л.Д., Лифшиц Е.М. Механика сплошных сред. — М.: Гостехиздат, 1953. — 783 с.

84. Левич В.Г. Физико-химическая гидродинамика. — М.: Физматгиз, -1959. — 699 с.

85. Крылов B.C. Диффузионный пограничный слой на поверхности движущейся капли при наличии объемной химической реакции. / / Изв. АН СССР / Механика жидкости и газа. — 1967. —№ 1. — С 146-149.

86. Cal-Or D., Yaron I. Transient mass or heat transfer in ensembles of drops or bubbles translating at low Reynolds numbers. / / AIChE Journal. 1973, 19. N.l. S. 200-202.

87. Левич В.Г., Крылов B.C., Воротилин В.П. К теории нестационарной диффузии из движущейся капли. / / Доклад Академии наук СССР. —1965. — Т.161.—№3, — С. 648-651.

88. Loutaty R., Vignes A. Hydrodynamigue et transfert de chaleur d'une goutte en mouvement dans une phase continue Stationnaire. / / Chemical Engineering Science. 1970, v. 25, N.l, p.201-217.

89. Железняк A.C., Иоффе И.И. Методы расчета многофазных жидкостных экстрактов. —Л.: Химия, 1974. — 320 с.

90. Накоряков В.Е., Григорьев Н.И. О совместном тепломассопереносе при абсорбции на каплях и пленках. / / Инженерно-физический журнал. — 1977. — Т. 32, № 3. — С. 399-405.

91. Аэров М.Э., Быстров Т.А. Расчет коэффициента массоотдачи из движущейся капли. / / Теоретические основы химической технологии. —1969. — Т. 3,№ 5,—С. 786-791.

92. Крылов B.C., Сафонов А.И., Гомонов К.В. Особенности диффузионного пограничного слоя внутри сферической капли. / / Теоретические основы химической технологии. — 1977. — Т. 11, № 6. — 916 с.

93. Крылов B.C., Сафонов А.И., Гомонов К.В. Теоретические основы массо-передачи в сферической капле при больших числах Пекля. / / Теоретические основы химической технологии. — 1979. — Т. 13, № 4. — 518 с.

94. Воротилин В.П., Крылов B.C., Левич В.Г. К теории экстракции из падающей капли. / / Прикладная математика и механика. — 1965, № 2. — 343 с.

95. Алекперов Г.З., Лернер Г.Я., Толчиева М.П. и др. Определение коэффициента массопередачи пропана в капле абсорбента. / / Методы совершенствования подготовки и переработки газа и газового конденсата: Тр. ВНИПИ-газ. — Баку, 1981.

96. Броунштейн Б.И., Ривкинд В.Я. К вопросу об обосновании применимости модели Кронига-Бринка для внутренней задачи массообмена в движущейся капле. / / Теоретические основы химической технологии. — 1981. — Т. 15, №6,— 912 с.

97. Броунштейн Б.И., Симаков И.В. Массопередача при образовании капель. / / Теоретические основы химической технологии. — 1977. — Т. 11, № 1 — С. 17-21.

98. Успенский В.А., Вивушко О.Х., Зайцев В.Н. Тепло- и массообмен в двухфазном потоке. / / Теоретические основы химической технологии. — 1976, —Т. 10, №4,—С. 501-507.

99. Плит И.Г. К теории массопередачи в нестационарных потоках крупных капель. / / Журнал прикладной химии. — 1967. — № 7. — С. 1496-1503.

100. Плит И.Г. О коэффициенте массоотдачи в процессе абсорбции газа каплями большого диаметра. / / Изв. вузов, хим. и. хим. технолог. — 1965. — Т. 8, № 3. — С. 491-498.

101. Плит И.Г. Массоотдача к крупным каплям абсорбента. / / Республиканский межведомственный сборник. / Химическая технология. — Харьков, 1969. — Вып. 15. — С. 146-151.

102. Плит И.Г. Массопередача в противоточных потоках газа и крупных каплях. / / Химическая технология. — Харьков: Издат. харьковский университет, 1966,— С. 113-122.

103. Плит И.Г. К теории массопередачи в концентрированных потоках капель большого диаметра. — ЖПХ, 1964. № 6. — С. 1301-1309.

104. Пикков Л.М., Рейтер Э.К., Сийрде Э.К. Моделирование тепло- и массо-обмена в двухфазной системе газраспыления жидкости. / / Теоретические основы химической технологии. — 1976. — Т. 10, № 5. — С. 691-696.

105. Sci-Chune Yao, Schröck V. Е. В кн. Теплопередача. / / Тр. Американского общества инженеров-механиков — 1976. —№ 1. — С. 131-138.

106. Lamb Н. Hydrodunamies Sixth ed. Cambridge University Press, 1932, pp. 455-475,639-641.

107. Маймеков З.К. Массообмен между каплями жидкости и газом в процессах абсорбции и испарения: Дис. . . . канд. техн. наук. — М.: ИОНХ им. Курнакова, 1985. — 210 с.

108. Масюк В.А. Дис. . . . канд. техн. наук. — М.: МИХМ, 1972.

109. Buzzard J.L., Nedderman R.M. Chem. Eng. Progr. Symp. Ser., 1955, v. 51, № 16, p. 101-120.

110. Плит И.Г. / / В кн. Химическая технология. — Харьков, 1967. — Вып. 1. — С. 109-116.

111. Hugher R.R. Gílliland E.R., Chem. Eng. Progr. Symp. Ser., 1955, v. 51, № 16, p. 101-120.

112. Лесухин С.П., Григорян Л.Г. Десорбционная очистка нефти от сероводорода в аппарате с вертикальными контактными решетками. / / Деп.рук. — М.: ВНИИОЭНГ —№ 1860-НГ-90 от 18.05.1999г„ — 43 с.

113. Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Стабилизация нефти методом многоступенчатой сепарации с применением отдувки. / / Нефтяное хозяйство. — 1988. — № 8. — С. 43-46.

114. Позднышев Г.Н., Миронов Т.П., Позднышев Г.Н., Лесухин С.П. и др. Эксплуатация залежей и подготовка нефтей с повышенным содержанием сероводорода. — М.: ВНИИОЭНГ, 1984. — Обзорная информация сер. Нефтепромысловое дело. — Вып. 16.

115. Олевский В.М., Ручинский В.Р. Ректификация термически нестойких продуктов. — М.: Химия, 1982.

116. Кастальский А.А. Проектирование устройств для удаления из воды растворенных газов в процессе водоподготовки. — М. : Госстройиздат, 1957. — 147 с.

117. Соркин Я.Г. Особенности переработки сернистых нефтей и охрана окружающей среды. —М.: Химия, 1975. — 295 с.

118. Orye R.V. Rudichion and corrilation of phase equilibria and thermal properties wilh the BWR equation of starts. J.-E. C. Pro. Desion and divelop., 1969, v. 8, N4, p. 579-583.

119. Starling K.E., Han M. S. Thermo data refined for LPG. Hydrocarbon processing, 1972, N6, p. 107-115.

120. Peng D.V., Rofinson D.B. A new two-constant equation of state, Ind Eng. Chem. Fundam., 1976, v. 15, N 1, p. 59-64.

121. Калашников О.В. Описание фазового распределения сероорганических соединений в средах углеводородов. / / Химическая технология. — 1986. — №3. — С. 61-67.

122. Калашников О.В. Создание машинного банка данных о фазовом равновесии жидкость пар в тройных и многокомпонентных системах. / / Отчет ин-та газа АН УССР — Киев, 1983. — № 1713.

123. Инструкция по использованию комплекса программ для расчета фазовых равновесий, свойств и процессов разделения природных и нефтяных газов ИНГ A3-1. / / Ин-т газа АН УССР — Киев, 1983.

124. Рид Р., Праусниц Д., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. — Д.: Химия, 1982.— 592 с.

125. Петров А.А. Распределение сероводорода между фазами при сепарации сероводородсодержащих обводненных нефтей. / / Нефтепромысловое дело. — 1980. № 10.— С. 33-35.

126. Петров A.A., Борисов С.И. О допустимых пределах смешения сероводород и железосодержащих водонефтяных эмульсий при промысловой подготовке нефти. / / Нефтяное хозяйство — 1979. №11. — С. 37-40.

127. Лесухин С.П., Григорян Л.Г., Михайлов С.С. и др. Исследования проти-воточной многоступенчатой дегазации нефти в колонных аппаратах с регулярной насадкой II В кн.: Нефтегазовое дело: Межвузовский сб. научных трудов. — Самара, 1997.—С. 112-127.

128. Александров И.А. Массопередача при ректификации и абсорбции многокомпонентных смесей. — Л.: Химия, 1975. — 319 с.

129. Михайлов С.С., Лесухин С.П., Григорян Л.Г. и др. Обобщенные зависимости для расчета гидродинамических параметров аппарата АВР в широком диапазоне нагрузок. / / Нефтегазовое дело / Межвузовский сборник научных трудов.— Самара, 1999,— С. 191-204.

130. Лесухин С.П., Григорян Л.Г. Десорбционная очистка нефти от сероводорода в аппарате с вертикальными контактными решетками. Деп.рук. № 1860-НГ-90 от 18.05.90г. во ВНИИОЭНГ. — Куйбышев, 1990. — С. 1-43.

131. Персиянцев М.Н. Разработка техники и технологии многоступенчатой противоточной дегазации нефти в аппарате с регулярной насадкой для условий промысловой подготовки: Дис. . . . канд. техн. наук: 05.04.07. — Самара, 1997. — 133 с.

132. Киселева Е.И. Метод расчета каскадных распыливающих устройств. Ав-тореф.дис. .канд. техн. наук. —М., МТЕХМ, 1989. — 16 с.

133. Батунер Л.М., Позин М.Е. Математические методы в химической технике. —Л.: Химия, 1968. —С. 274-305.

134. Кутателадзе С.С. Основы теории теплообмена. — Новосибирск: Наука, 1973,— 848 с.

135. Кутателадзе С.С., Боришанский В.М. Справочник по теплопередаче. — М.-Л.: Госэнергоиздат, 1959. —414 с.

136. Исаченко В.П., Осипова В.А., Сукомел A.C. Теплопередача. — М.: Энергоиздат, 1981. —417 с.

137. Синайский Э.Г. Промысловая сепарация газожидкостных смесей на месторождениях нефти и газа // Итоги науки и техники. Сер. Разработка нефтяных и газовых месторождений. — М., 1991. — Т.23, — С.3-72.

138. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. — М.: Недра, 1073, —280 с.

139. Бараз В.И. Добыча, подготовка и транспорт нефтяного газа. — М.: Недра, 1975, — 153 с.

140. Кириллов Г.А. Гидроциклонный сепаратор для отделения нефти от попутного газа. "Новости нефтяной и газовой техники", 1962., 17.

141. Гужов А.И. Результаты опытно-промышленных испытаний гидроциклонных сепараторов на промыслах объединения Грознефть // Газовое дело. — 1968. — № 7. — С. 36-39.

142. Кириллов Г.А., Кудрявцев В.М. К вопросу изучения влияния производительности сепараторов по нефти на качество сепарации нефти и газа // Нефтепромысловое дело: Тр. Гипровостокнефть. — Куйбышев, 1974. — Вып. 22. — С.113-131. • !

143. Кириллов Г.А., Кудрявцев В.М. Экспериментальные исследования способа гидроциклонной сепарации нефти / / Нефтепромысловое дело: Тр. Гипровостокнефть. —Куйбышев, 1974. —Вып.22. —С.131-141.

144. Лобков A.M. Сбор и обработка нефти и газа на промыслах.--М.: Недра, 1968. — 284 с.

145. Каспарьянц К.С., Кузин В.И., Григорян Л.Г. Процессы и аппараты для промысловой подготовки нефти и газа. —М.: Недра, 1977. — 254 с.

146. Каштанов A.A., Жуков С.С. Оператор обезвоживающей и обессоливающей установки. — М. :Недра, 1985. — 292 с.

147. Байков Н.М., Колесников Б.В., Челпанов П.И. Сбор, транспорт и подготовка нефти. — М.: Недра, 1975. — 317 с.

148. Техника добычи нефти / Под ред. Дж.Чилингера, К.М.Бисова. — М.: Недра, 1973, —248 с.

149. Френкель Я.И. Кинетическая теория жидкостей. — Л.: Наука, 1975. — 592 с.

150. Скрипков В.П. Метастабильная жидкость. — М.: Наука, 1972. — 312 с.

151. Намиот А.Ю. Фазовые равновесия в добыче нефти. —М.: Недра, 1976. — 181 с.

152. Сбор, сепарация и деэмульсация нефти на месторождениях Западной Сибири // Тем.науч.техн.обзор. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1976. — 101с.

153. Маринин Н.С., Савватеев Ю.Н. Разгазирование и предварительное обезвоживание нефти в системах сбора.—М.: Недра, 1982.— 171 с.

154. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири // Обз. инф., сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1983. — Вып. 8 (57). — 47 с.

155. Бабалян Г.А. Физико-химические процессы в добыче нефти. — М.: Недра, 1974. — 199 с.

156. Быков В.А. Технологические методы предотвращения потерь углеводородов на промьюлах. — М.: Недра, 1988. — 81 с.

157. Быков В.А. Увеличение глубины сепарации методом газового барботажа с целью снижения потерь нефтяных углеводородов // Сб.науч.тр.: Проблемы снижения и поверхностных потерь нефти в Пермском Приуралье. — М., 1982.— 135с.

158. Героян В.И. Изучение процессов разгазирования нефти. — М.: Издат. нефтяной и горно-топливной литературы, 1963. — 107 с.

159. Пестрецов Н.В. Разработка способов интенсификации процесса разгазирования нефти в промысловых системах нефтесбора / / Автореферат Дисс. канд. техн. наук. —Тюмень.: Тюменский индустриальный инст-т, 1984. — 20 с.

160. Савватеев Ю.Н. Исследование и совершенствование процесса промыслового разгазирования нефти с целью сокращения потерь в системах неф-тегазосбора // Автореферат дисс.канд.техн.наук. М.: МИНГ им. Губкина, 1976. —21с.

161. Крюков В.А., Баринов Б.А., Грошев Б.М. Основные направления совершенствования технологии сепарации нефти и газа и методы контроля ее эффективности // Нефтепромысловое дело. —1980. № 5. — С. 4041.

162. Титов В.Т., Гужов А.И., Беленко В.И., Франгулов Г.С. Разработка новой конструкции высокопроизводительного газонефтяного сепаратора // Нефтепромысловое дело. — 1980. № 5. — С. 42-43.

163. Тронов В.П. Современные тенденции в совершенствовании техники и технологии сепарации газа // Нефтепромысловое дело. — 1980. № 5. — С. 46-48.

164. Тронов В.П., Усков П.Н., Кривоножкин A.B. Исследование процессов сепарации газонефтяной смеси в концевых участках трубопроводов в объединении Татнефть // Нефтепромысловое дело. — 1980. № 5. — С. 48-50.

165. Плесовских А.Н„ Годунин П.А., Кириллов Н.В. Взаимосвязь выделения газа в резервуарах и технологических параметров на концевой ступени сепарации // Нефтепромысловое дело. — 1986. № 6. — С. 21-22.

166. Репин H.H., Крюков В.А. Принцип работы и методика расчета депульса-торов // Нефтяное хозяйство. — 1977. № 7. — С. 34-36.

167. Мжачих К.И., Тужилов Р.Ф, Исследование процессов сепарации нефти Кулешовского месторождения // Тр. КуйбышевНИИНП. — Куйбышев, 1987, —Вып. 6, —С. 198-208.

168. Тронов В.П., Кривоножкин A.B., Усков П.Н. Исследование вертикальных сепараторов для сокращения потерь нефти // Нефтепромысловое дело. — 1980. №6.—С. 58-60.

169. Фишер В.А., Антипьев В.Н., Миронов В.В. Влияние температуры на количество и плотность свободного газа при двухступенчатой сепарации нефти // Нефтепромысловое дело. — 1980. № 6. — С. 40-42.

170. Метельков В.П., Тронов В.П., Нургалиев Ф.Н., Моргаев В.П. Технологические процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах // Нефтяное хозяйство. 1984. № 5. — С. 12-17.

171. Маринин Н.С., Пестрецов Н.В., Савватеев Ю.Н. и др. Исследование технологии сепарации нефти на Мамонтовском ЦПС // Нефтепромысловое дело. — 1982. №8, —С. 33-34.

172. Репин H.H., Абрамов A.A., Крюков В.А. Интенсификация сепарации газа из эмульсионных нефтей разбавлением безводной нефтью // Нефтяное хозяйство. — 1980. № 6. — С. 43-45.

173. Гайнутдинов P.C., Николаев H.A., Диаров Р.К., Фаттахов М.Ш. Разработка и внедрение блочных автоматизированных сепарационных установок // Химическое и нефтяное машиностроение. — 1987. № 4. — С. 21-22.

174. Амерханов И.М., Метельков В.П., Фаттахов Р.Б. и др. Исследование процесса отбора легких углеводородов из нефтей различного состава // Эксп.информ. серия: Нефтепромысловое дело. —М.: ВНИИОЭНГ, 1987. № 5,—С. 24-27.

175. A.C. 599822. СССР, Устройство для сепарации газонефтяной смеси / Н.М.Байков, П.И.Ястребов, В.В.Бетев и др. (СССР). — № 2122835 / 23-26; Заяв. 11.04.75; Опубл. 30.03.78, Бюл. № 12. — 2с.: ил.

176. A.c. 526368 СССР, МКИ ВОЮ 19/00. Устройство для удаления газа из нефти / Н.С.Маринин, Ю.Н.Савватеев, Я.М.Каган, Ф.Г.Аржанов (СССР). — № 1999065 / 26; Заяв.22.02.74; Опубл.30.08.76, Бюл. № 32. — 2с.: ил.

177. A.C. 969282 СССР, МКИ ВОЮ 19/00. Сепарационная установка / Н.Н.Репин, В.А.Крюков, Ю.И.Толкачев и др. (СССР). — № 3268462/23-26; Заяв.09.01.81; Опубл. 30.10.82, Бюл. №40. — 2с.: ил.

178. A.c. 1308352 СССР, МКИ ВОЮ 19/00. Сепарационная установка / С.М.Богачев (СССР). — № 4032784 /23-26; Заяв. 30.01.86; Опубл. 07.05.87, Бюл. № 17. — Зс.: ил.

179. A.c. 435836 СССР, МКИ ВОЮ 19/00. Устройство для разделения нефтегазовой смеси / В.Г. Титов, В.И. Беленко, А.И. Гужов, В.А. Васильев (СССР). — № 1771914 / 23-26; Заяв. 12.04.72; Опубл. 15.04.74, Бюл. № 26. — 2с.

180. A.c. 1005820 СССР, МКИ В01 D 19/00. Сепарационная установка / Н.Н.Репин, А.А.Абрамов, В.Г.Карамышев (СССР). — № 3331975/ 23 26; Заяв.31.08.81; 0публ.23.03.83, Бюл. № И. — 2с.

181. A.c. 1248630 СССР, МКИ ВОЮ 19/00. Сепарационная установка / Н.Н.Репин, В.А.Крюков, О.М.Юсупов, В.П.Маслов (СССР). — № 3666210/22-26; Заяв.28.11.83; Опубл. 07.08.86, Бюл. № 29. — 3 е.: ил.

182. A.c. 362043 СССР, МКИ С 10 G 33/00. Способ первичной подготовки сырой нефти на промыслах / Р.С.Андриасов, Н.С.Маринин, А.И.Бурма и др. (СССР). — № 1307375 / 23-4; Заяв. 27.11.69; Опубл. 13.12.72, Бюл. № 2. — 2с.

183. A.c. 1233899 СССР, МКИ B01D 17/00, С01 G 33/00. Система сбора и подготовка нефти / Н.С.Маринин, М.Ю.Тарасов, Я.М.Каган и др. (СССР). — № 3829764 / 23-26; Заяв. 26.12.84; Опубл. 30.05.86, Бюл. № 20. — 2с.

184. A.c. 860804 СССР, МКИ3 B01D 17/00. Установка для подготовки нефти / Н.С.Маринин, Н.В.Пестрецов, Ю.Н.Савватеев, Ю.Д. Малясов (СССР). —№ 2685368 / 23-26; Заяв. 10.11.78; Опубл. 07.09.81, Бюл. № 33. — 2с.

185. A.c. 1104146 СССР, МКИ С 10 G 7/02, F 25 J 3/ 06. Способ низкотемпературной стабилизации нефти / А.Х.Мухамедзянов, Р.А.Хасанов (СССР). — № 3469331 / 23-04; Заяв. 12.07.82; Опубл. 23.07.84, Бюл. № 27. — 4с.: ил.

186. Мухамедзянов А.Х. Интенсификация процесса стабилизации нефти // Химия и технология топлив и масел. — 1987. № 3. — С. 5-7.

187. Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Стабилизация нефти методом многоступенчатой сепарации с применением отдувки // Нефтяное хозяйство. — 1988. № 8. — С. 43-46.

188. A.c. 1493280 СССР. МКИ В 01 D 19/00. Способ подготовки нефти / Г.Н.Позднышев, А.Г.Соколов, С.П.Лесухин и др. (СССР). -- № 4313303 / 23-26; Заяв. 27.06.87; Опубл. 15.06.89, Бюл. № 26. Зс.: ил.

189. Пат. 2054298 РФ. МКИ В 01 D 19/00. Установка подготовки нефти / М.Н.Персиянцев, С.П.Лесухин (РФ). — № 92001113 / 26; Заяв. 19.10.92; Опубл. 20.02.96, Бюл. № 5. —4с.: ил.

190. A.c. 2035197 СССР. МКИ В 01 D 19/00. Газоотделитель / B.C. Диденко (СССР). -№5003948/26; Заяв.02.08.91;0публ.20.05.95, Бил.№14.-2с.

191. A.c. 448873 (СССР). Сепарационная установка для разделения газожидкостной смеси/ Кабардин Г.А., Титов В.Г., Губайдулин М.М. и др.11 Бюл.изобр. 1974. № 41.

192. A.c. 547218 (СССР). Устройство для сепарации газонефтяной смеси/ Ястребов П.И., Гайнутдинов P.C., Зинкичев Е.А. и др./ / Бюл.изобр. 1977. № 7.

193. A.c. 573170 (СССР). Устройство для сепарации газонефтяной смеси/ Ястребов П.И., Гайнутдинов P.C., Зинкичев Е.А. и др./ / Бюл.изобр. 1977. № 35.

194. A.c. 587963 (СССР). Устройство для сепарации газонефтяной смеси/ Зинкичев Е.А., Гайнутдинов P.C., Даиров Р.К. и др./ / Бюл.изобр. 1978. № 2.

195. A.c. 1263289 (СССР). Сепарационная установка/ Репин H.H., Крюков В. А., Фаздутдинов К.С. и др. / / Бюл.изобр. 1986. № 38.

196. A.c. 1209249 СССР, МКИ B01D 19/00. Способ дегазации жидкости / В.В.Райко (СССР). — № 3661210 / 23-26; Опубл. 07.02.86, Бюл. № 5. — 2с.: ил.

197. A.c. 1247040 СССР, МКИ B01D 19/00. Устройство для сепарации нефтегазовой смеси / Ф.И.Мутин (СССР). — № 3855015 / 23-26; Заяв. 07.02.85; Опубл. 30.07.86, Бюл. № 28. — 2с.: ил.

198. A.c. 1095932 СССР, МКИ B01D 19/00. Сепарационная установка / Н.Н.Репин, В.А.Крюков, А.А.Абрамов (СССР). — № 3553411 / 23-26; Заяв. 16.12.82; Опубл. 07.06.84, Бюл. № 21. — Зс.

199. A.c. 597393 СССР, МКИ2 В01 D 19/00. Газонефтяной сепаратор / Е.Ф.Шабашев (СССР). — № 2164331 / 23-26; Заяв. 25.07.75; Опубл. 15.03.78, Бюл. № 10, —2с.

200. A.c. 780849 СССР, МКИ3 ВОЮ 19/00. Устройство для сепарации газонефтяной смеси / Ф.И.Мутин, Е.И.Бухаленко (СССР). — № 2672139 / 23-26; Заяв. 09.10.78; Опубл. 23.11.80, Бюл. № 43. — 2с.

201. A.c. 816494 СССР, МКИ3 B01D 19/00. Сепаратор для разделения нефтегазовой смеси / М.Я.Морошкин, В.Н.Смолин (СССР). — № 2510838 / 23-26; Заяв. 22.07.77; Опубл. 30.03.81, Бюл. № 12. — Зс.: ил.

202. A.c. 457784 СССР, Е 21 В 39 / 00. Сепаратор для разделения нефтегазовой смеси / Н.А.Ремизов (СССР). — № 1958483 / 22-3; Опубл. 25.01.75, Бюл. № 3. — 2с.: ил.

203. A.c. 1214142 СССР, МКИ B01D 19/00. Сепарационная установка / Я.М.Каган, В.Х.Латыпов, М.С.Неупокоев (СССР). — № 3771862 / 23-26; Заяв. 26.07.84; 0публ.28.02.86, Бюл. № 8. — 2с.: ил.

204. A.c. 587962 СССР, МКИ2 В01 D 19/00. Сепарационная установка / Н.С.Маринин, Ю.Н.Савватеев, Н.В.Пестрецов, Н.В.Кириллов (СССР), — № 2174483 / 23-26; Заяв. 19.09.75; Опубл. 15.01.78, Бюл. № 2, — 2с.

205. A.c. 1121020 СССР, МКИ В01 D 19/00. Сепарационная установка / Н.А.Ремизов, Б.М.Шмукин, В.П.Степанов и др. (СССР). — № 3562561 / 2326; Заяв. 15.03.83; Опубл. 30.10.84, Бюл. № 40. — 5с.: ил.

206. Установка для удаления газа и жидкости // Информационный листок. Серия Р.52.47.33. ВНИИОЭНГ. — 1987 г.

207. A.c. 1327897 СССР. Теплообменный аппарат/ Григорян Л.Г., Каспарьяц К.С. и др. / / Бюл.изобр. 1987, №29.

208. Донец Е.Г., Рошак И.И., Городивский A.B. Определение основных параметров насосно-эжекторной установки для компримирования нефтяного газа// Нефтяное хозяйство. —1979. № 11. —С.41-43.

209. Ремизов H.A., Максутов P.A., Усков П.Н. Сепараторы для нефтегазовой смеси // Нефтепромысловое дело. — 1974. № 1. — С.36-38.

210. Ремизов H.A. Исследование процессов разделения газожидкостной смеси в промысловых условиях // Автореф. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук. / Уфимский нефтяной институт. — 1973.

211. Тронов В.П. Промысловая подготовка нефти за рубежом.— М.: Недра, 1983, —224 с.

212. Применение систем улавливания легких фракций для борьбы с потерями углеводородов из резервуаров // Обз.инф.: сер.Транспорт и хранение нефти. — М.: ВНИИОЭНГО, 1989. — 40 с.

213. РД 39-0147103-352-89. Методическое руководство по исследованию се-парационных установок. — Уфа.: ВНИИСПТнефть, 1989 г. — 28 с.

214. Репин H.H., Абрамов A.A., Крюков В.А. Интенсификация сепарации газа из эмульсионных нефтей разбавления безводной нефтью // Нефтяное хозяйство. — 1980. № 6. — С. 43-45.

215. Маринин Н.С., Пестрецов Н.В., Савватеев Ю.Н. Исследование технологии сепарации нефти на Мамонтовском ЦПС // Нефтепромысловое дело. — 1982. № 8. — С.33-34.

216. Тронов В.П. , Метельков В.П., Моргаев В.П. Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах // Нефтяное хозяйство. — 1985. №3. —С. 49-50.

217. Бронштейн И.С., Грошев Б.М., Гурьянов А.Ф. Технологические потери нефти в системах промыслового обустройства и пути их сокращения. / / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1985. №8. — 21с.

218. Бунчук В.А., Полумисков П.С., Асуев Х.М., Ращепкин М.И. Пленочно-ячеистый экран для защиты зеркала испарения в нефтяных резервуарах. / / Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. — 1978. №5. — 19 с.

219. Бронштейн И.С., Муслимов Х.М. Эффективность применения понтонов в резервуарах. / / Нефтяное хозяйство. — 1977. №3. — 47 с.

220. Метельков В.П., Троов В.П., Нургалиев Ф.Н., Моргаев В.П. Технологические процессы, направленные на сокращение потерь нефти и газа на промыслах. / / Нефтяное хозяйство. — 1985. №6. — С. 12-16.

221. РД 39-3540-81. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности. — Уфа: ВНИИСПТнефть. — 1981. 24 с.

222. Персиянцев М.Н., Лесухин С.П., Соколов А.Г., Позднышев Г.Н. Промышленные испытания технологии холодной стабилизации нефти методом отдувки // Нефтяное хозяйство. — 1992. № 9. — С.41-44.

223. Georges Mains. Optimisation des unites de stabilisation de petrole brut. G. Petrole et techigues. 1980, N 11, p. 16.

224. Шахназаров M.X. К вопросу о стабилизации нефти на промыслах. / / Аз. нефтяное хозяйство. — 1938. №11. — С 35-38. ;

225. Вольфсон И.С., Константинов E.H., Гараев Ф. М. И др. Анализ схем стабилизации нефти на промыслах. / / Нефтяное хозяйство. — 1968. №7. — О 45-48.

226. Теляков Э.Ш., Ибрагимов М.Г., Матюшков Б.Н. Исследование процесса стабилизации нефти на установках объединения «Куйбышевнефть». / / Нефтепромысловое дело. — 1979. №6. — С. 48-50.

227. Paradowski Ryszard. Ekonomiezne itchiezne aspehtg stabilizacji ropy naftowej. «Wiadnaft». 1972. №1. V. 13-16.

228. Марушкин Б.К., Пручай B.C. Потенциал стабильной нефти. / / Нефтяное хозяйство. — 1983. №9. — С 69-71.

229. Марушкин Б.К. Стабилизация нефти в присутствии воды методом ректификации. / / Нефтяное хозяйство. — 1985. № 1. — С. 47-51.

230. Марушкин Б.К., Пручай B.C. Оценка качества стабилизации нефти. / / Нефтяное хозяйство. — 1984. №1. — С.34-36.

231. Morris J.К., Smith R.S. Crude stabilizar con sove money offshove. «Oil and Sas Y», 1984, 82 № 19, v. 112-116.

232. Быков В.А. Стабилизация нефти в условиях высоких температур. / / Нефтепромысловое дело и транспорт нефти. — 1984. №8. — 26 с.

233. Саттаров У.Г., Каштанов A.A. Опыт эксплуатации блоков стабилизации установок комплексной подготовки нефти. / / Нефтепромысловое дело. — 1976. № 10. — С 26-28.

234. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. —М. Химия. —1977. — 301 с.

235. Шпарбер И.С, Шрейдер A.B. Низкотемпературное сероводородное разрушение сталей при переработке нефти и пути защиты. / / ТОО Сер. Эксплуатация, модернизация и ремонт оборудования. —• М. ВНИИОЭНГ. — 1974.

236. Reynolds D. How to соре with sulfide corrosion. / / Dril-ling. 1976, vol. 57, N. 9, p. 31-37. . . •

237. Гендель Г.Л., Дыддин B.A., Малышкин B.A., Грунвальд В.Р. Предотвращение пирофорных явлений при ремонте оборудования. / / Газовая промышленность. — 1983. № 10. — 16 с.

238. Еремина Л.Н., Донец К.Г., Бондарчук В.А. Вакуумирование концевого горячего сепаратора с помощью насосно-эжекторной установки. / / Нефтяное хозяйство. — 1982. № 11. — С 25-26.

239. Накаряков В.Е., Покусаев Б.Г., Петухов A.B. Абсорбция при снарядном течении в вертикальной трубе. / / Инж.физ.журнал. — 1987. — Т.52. №4. — С. 563-568.

240. Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров A.A. Очистка нефти от сероводорода. / / Нефтепромысловое дело. — 1972. № 7. — С.31-35.

241. Богатых К.Ф. Углубление первичной переработки нефти на основе новых перекрестно-точных насадочных ректификационных колонн: Дисс.доктор техн.наук. — Уфа: УНИ. —1989. —

242. A.c. 927285 СССР, МКИ В 01 Д 53/20. Регулярная насадка для тепломас-сообменных процессов. / Б.К. Марушкин, К.Ф. Богатых, Р.Н. Резяпов и др. — № 2980664; заявлено 14.07.80; опубл. в Б.И. — 1982. № 18.

243. A.c. 997762 СССР, МКИ В 01 Д 53/20. Насадка для теплообменных аппаратов. / К.Ф. Богатых, Б.К. Марушкин, И.А. Мнушкин и др. — № 3341823; заявлено 28.09.81; опубл. в Б.И. — 1983. № 7.

244. A.c. 1069848 СССР, МКИ В 01 Д 53/20. Регулярная насадка для тепло-массообменных и реакционных процессов. / Б.К. Марушкин, H.A. Самойлов, К.Ф. Богатых и др. — № 3453930; заявлено 18.06.82; опубл. в Б.И. — 1984. №4.

245. A.c. 1072880 СССР, МКИ В 01 Д 53/20. Пакет регулярной насадки для тепломассообменных аппаратов. / К.Ф. Богатых, Б.К. Марушкин, И.А. Мнушкин и др. —№ 3451882; заявлено 11.06.82; опубл. в Б.И. — 1984. №6.

246. Бомпо П., Брай К. Опыт использования регулярных насадок в процессах абсорбции под высоким давлением. / / Sulzer Chemtedu ltd. Mass Transfer. PO. Bax 65. CH-8404 Winterthur Switzerland. (Издание фирмы) 6 с.

247. Научно-техническое обоснование топливно-сырьевой базы факельного хозяйства промысловых объектов: Отчет о НИР / Гипровостокнефть / Руководитель Лесухин С.П. — Самара, 1994. — 86 с.

248. Пономарев Г.В. Расчеты процессов абсорбции и десорбции на газобензиновых заводах. / / Химия и технология топлив и масел. — 1958. № 2. — 14с.

249. Городнов В.П., Каспарьянц К.С., Петров A.A. Очистка нефти от сероводорода. / / Нефтяное хозяйство. — 1972. № 7. — 31 с.

250. Башков Н.М. Подготовка нефти на нефтяных месторождениях Саудовской Аравии. / / В кн.: Вопросы подготовки нефти за рубежом. Сер. «Добыча». — М.: ВНИИОЭНГ. — 1971.

251. Григорян Л.Г., Михайлов С.С., Лесухин С.П. и др. Тепломассообменный аппарат. / / Свидетельство на полезную модель (РФ). — № 110096. — опубл. Б.И., 1999, №9.326