автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей

На правах рукописи

ПИКАЛОВ Сергей Геннадьевич

ИССЛЕДОВАНИЕ И РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ И СХЕМ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СМЕСЕЙ

Специальность 05.17.07 — Химия и технология топлив и специальных продуктов

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Астрахань — 2006 г.

Работа выполнена в Северо-Кавказском государственном техническом университете (СевКавГТУ, г. Ставрополь)

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

кандидат химических наук, доцент Овчаров С.Н.

доктор технических наук, профессор Тараканов Г.В.

доктор технических наук, доцент, Пивоварова Н.А.

Ведущая организация: Российский государственный университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится « 24 » ноября 2006 г. в 14°° часов на заседании -диссертационного совета КМ 307.001.04 в Астраханском государственном техническом университете по адресу:

414025, г. Астрахань, ул. Татищева, 16, главный корпус, ауд. 309

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Астраханского государственного технического университета

Автореферат разослан « 23 » октября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат химических наук, доцент

Е.В. Шинкарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т газового конденсата. Технология разделения на ректификационных установках практически не учитывает специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата и построена на принципах фракционирования нефтей, что не позволяет полностью использовать потенциал этого сырья. Прирост добычи газового конденсата в перспективе будет опережать прирост добычи нефти, но может быть получен в основном за счет разработки ачимовских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целыо определения рациональных способов его использования и переработки.

Современная тенденция расширения совместной переработки нефтей и газовых конденсатов определяет важность изучения вопроса о влиянии состава сырья и параметров технологического режима на результаты процесса фракционирования. Известно, что выход светлых фракций при изменении соотношения компонентов сырья меняется неаддитивпо, а перегонка оптимально компаундированного сырья позволяет заметно увеличить выход и регулировать качественные показатели целевых нефтепродуктов. Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов сырья трудоемко и требует времени, поэтому в условиях производства нефть и газовый конденсат чаще всего смешивают произвольно. Назрела необходимость разработать простые методы, позволяющие связать оптимальный состав нефтегазоконденсатного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов, а также оперативно регулировать режимы в ректификационных колоннах.

Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования нефтегазоконденсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологических схем этого процесса является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.

Цель работы. Разработка и исследование методов оптимизации состава нефтегазоконденсатного сырья, параметров технологического режима и схем его фракционирования, позволяющих повысить выход, качество целевых фракций и, в конечном итоге, рационально использовать потенциал сырья.

Основные задачи исследования: 1. Изучить физико-химические свойства газового конденсата ачимовских залежей месторождений Западной Сибири, определить рациональные способы

его использования и переработки применительно к методу разработки ГКМ.

2. Исследовать и обобщить влияние основных факторов на интенсификацию процесса переработки нефтегазоконденсатных смесей.

3. Разработать пригодный для реализации в условиях проектирования и производства метод рационального формирования потоков газокондепсатпых и нефтегазоконденсатных смесей.

4. Разработать пригодный для реализации в условиях действующего производства метод нахождения оптимальных параметров ректификации.

5. Исследовать закономерности переработки нефтегазоконденсатных смесей на установках атмосферной перегонки и на их основе разработать и реализовать новые более совершенные технологические приемы, позволяющие увеличить выход целевых фракций от потенциала в сырье и их качество.

Научная новизна работы:

1. Исследованы физико-химические характеристики газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных моторных топлив, отвечающих требованиям стандартов, и технологическая схема установки атмосферной перегонки конденсата па месте добычи, соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке месторождения.

Разработана простая расчетная методика, связывающая оптимальный состав нефтегазоконденсагного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов и нормируемыми эксплуатационными свойствами товарных нефтепродуктов.

>. Разработан новый метод нахождения оптимальных параметров ректификации, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции и за счет перераспределения орошений обеспечить высокую глубину отбора целевых фракций от их потенциала и четкость погоноразделения.

. Разработаны оптимальные технологические приемы и схемы переработки газовых конденсатов различного группового состава совместно с нефтями.

Защищаемые положения.

. Результаты исследований и выявленные закономерности фракционирования ачимовского газового конденсата и нефтегазоконденсатных смесей.

. Методы оптимизации состава нсфтегазокондепсатного сырья и параметров технологического режима его разделения.

. Оптимальные технологические приемы и схемы переработки газового

конденсата совместно с нефтями.

Практическая ценность и реализация работы.

1. Обоснована и принята для проектирования технологическая схема установки атмосферной перегонки ачимовского конденсата, соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке Уренгойского ГКМ. Наряду с существенным увеличением отбора газового конденсата от потенциала решается проблема транспортировки и использования парафинистого сырья с высокой температурой застывания.

2. Разработаны и предложены для практического применения простые расчетные методики оптимизации состава нефтегазоконденсатного сырья и параметров технологического режима его фракционирования.

3. Разработаны оптимальные технологические приемы и схемы переработки газовых конденсатов различного группового состава совместно с нефтями, па основе которых предложена реконструкция типовой установки Ш1У-100, позволяющая при двукратном увеличении производительности повысить выход целевых продуктов от потенциала.

4. Основные положения и результаты диссертационной работы используются в Северо-Кавказском государственном техническом университете при чтении лекций по дисциплинам «Химическая технология топлива и углеродных материалов», «Технология переработки природных газов», в курсовом и дипломном проектировании студентов специальности 240403 «Химическая технология природных энергоносителей и углеродных материалов».

Апробация работы. Материалы диссертационной работы докладывались на ХХХШ научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СсвКавГТУ в 2003 году, г. Ставрополь; на международной научно-практической конференции "Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ" в 2004 году, г. Кисловодск; на VIII региональной научно-технической конференции "Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону" в 2004 году, г. Ставрополь; на международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия-2005" в 2005 году, г. Уфа.

Публикации. По результатам диссертации опубликовано 18 научных работ, в том числе 6 статей, 7 тезисов докладов на конференциях, получено 5 патентов на изобретения.

Объем н структура работы. Диссертация изложена на 150 страницах машинописного текста, включает 58 таблиц, 14 иллюстраций и состоит из

введения, 5 глав, выводов и списка использованных источников из 138 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Но_введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации,

определены цели и задачи исследования.

В первой главе рассмотрено современное состояние сырьевой базы газового конденсата и технологии разделения нефтегазоконденсатных смесей. На основе опубликованных в основном за последние 25-30 лет работ показано, что при разработке ГКМ существует общая закономерность влияния ретроградных изменений на структуру потоков и технологию переработки конденсата во времени, так как изменяется не только его количество, но и качественный состав. В этой связи при переработке газового конденсата совместно с нефтями необходимо формировать потоки сырья. Выполнен анализ теории и практики ректификации сложных углеводородных смесей. Показано, что оптимизация процесса фракционирования на действующей установке в основном сводится к выбору режима, который одновременно обеспечивает максимальные глубину отбора целевых фракций и производительность.

Анализа литературных данных позволил определить перспективные направления исследования, сформулировать цель и задачи работы.

Во второй главе описаны методы исследования, использованные при проведении лабораторных и промышленных экспериментов.

I {оставленные в диссертации задачи решались путем выполнения исследований но следующим направлениям:

— определение физико-химических характеристик газового конденсата, нефти, нефтегазоконденсатных смесей и получаемых при перегонке фракций -стандартными методами согласно ГОСТ;

— обследование и обобщение показателей работы промышленных атмосферных блоков разделения нефтегазоконденсатных смесей, в частности, входящих в их состав отбензинипающей и основной атмосферной ректификационных колонн;

— расчетные исследования математическими методами схем и режимов работы ректификационных колонн с целью обоснования оптимальных решений;.

-- разработка новых технологических приемов и схем первичной перегонки газовых конденсатов и нефтегазоконденсатных смесей.

Для оценки возможности получения моторных топлив были подробно исследованы физико-химические характеристики газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его узких фракций (таблица 1).

Таблица 1 - Физико-химические характеристики конденсата ачимовской залежи

Показатель Значение ГОСТ или методика

Содержание, % масс.: - газа до С4 включительно 0,5 13379-82

- воды до обезвоживания отс. 2477-65

- хлористых солей, мг/л отс. 21543-76

Температура вспышки, °С:

- в открытом тигле — в закрытом тигле минус 1 минус 25 4333-48 6356-75

Давление насыщенных паров при 38°С, мм рт. ст. 117 1756-2000

Фракционный состав, % об.: -до 100°С -до 200°С 8 50 2177-99

- до 300°С 73

Плотность при 20°С, кг/м 801,8 3900-85

Средняя молекулярная масса 126 методика ВПИИНП

Кинематическая вязкость при 50°С, мм^/с 1,46 33-2000 •

Температура застывания, °С (с обработкой) минус 2 20287-91

Кислотное число, мг КОН/г 0,02 5985-79

Коксуемость, % масс. 0,02 19332-74

Содержание, % масс.: — асфальтенов отс. 11858-66

- смол силикагелевых отс. 11858-66

- парафина/с температурой плавления, °С - серы общей 3,4/53 0,03 11851-85 1437-75

- азота общего 0,03 методика ВПИИНП

- углерода 86,30 методика ВПИИНП

— водорода 13,57 методика ВНИИНП

- кислорода 0,076 методика ВПИИНП

— серы меркаптановой во фракциях: и.к.-120°С отс. 17323-71

120-230°С отс.

Атмосферно- вакуумная разгонка конденсата проведена на аппарате АРИ-2 по ГОСТ 11011-85. Образец разгоняли до температуры 380°С.

Поскольку конденсат ачимовской залежи Уренгойского ГК\: весьма близок по составу к легким нефтям, для выбора направления переработки была дана его технологическая индексация по ОСТ 38.01197-80: малосерпистый, парафинистый, содержит 79,46% масс, фракций до 350°С, имеет технологический индекс 1.1.3.3.2. Из него могут быть получены следующие товарные нефтепродукты: - реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230°С, выход 27,2% масс.);

- осветительный керосин К0-20 (фракции 140-250 или 150-280°С, максимальный выход 31,8% масс.);

- малосернистое зимнее дизельное топливо марки 3-0,2 минус 45 (фракция 130-300°С, выход 44,0% масс.);

- малосернистое зимнее дизельное топливо марки 3-0,2 минус 35 (фракция 130-350 или 180-290°С, выходы соответственно 51,9 и 26,2% масс.);

- малосернистое летнее дизельное топливо марки Л-0,2-40 (фракция 130-380°С, выход 57,2% масс.);

- малосернистое дизельное топливо марки Л-0,2-61 (фракция 180-380 или 230-320°С, максимальный выход 42,4% масс.);

- малосерниетое котельное топливо марки 40 или 100 (остаточная фракция).

По результатам исследований была предложена технологическая схема установки атмосферной перегонки ачимовского конденсата на месте добычи (рисунок 1), соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке месторождения. На данный способ оформлена заявка и получен Евразийский патент № 006087.

Прямогонная бензиновая фракция н.к.-180°С (выход 41,9% масс.) имеет ОЧММ 58 пунктов. Для повышения октанового числа и получения товарных автомобильных бензинов необходимо применение процесса каталитического риформинга. Фракция п.к.-130°С может быть использована для производства автобензина А-76 с применением высокооктановых присадок.

Выбор для компаундирования бензиновой фракции, выкипающей в пределах п.к — 130°С, обусловлен следующим:

- хвостовые бензиновые фракции, выкипающие в пределах 130-180°С, вовлекаются в керосиновую фракцию или фракцию зимнего или арктического дизельного топлива с целыо обеспечения низкотемпературных свойств товарной продукции согласно требованиям ГОСТ;

- детонационная стойкость бензиновой фракции п.к.-130°С (ОЧММ 64—65 пунктов) позволяет получить бензин марки Л-76 путем компаундирования с одним антидетонатором или их бинарной смесыо.

Соискателем с соавторами разработан метод выбора прямогонных бензиновых фракций для компаундирования, на который подана заявка и получен патент РФ № 2273657. Предложена формула для определения ОЧММ узких бензиновых фракций конденсата:

nr/Mvu« д и

Рисунок .1 - Принципиальная технологическая схема установки атмосферной перегонки ачимовского конденсата

1 - теплообменники; 2 - электродегидраторы; 3 - трубчатая печь; 4 - атмосферная колонна; 5 — колонна перег онки широкой фракции светлых нефтепродуктов; 6 - отпарная ёмкость тяжелой дизельной фракции; 7 - рефлкженая ёмкость; S - ёмкость защелачивания бензина; 9 - конденсаторы-холодильники; 10 - холодильники; 11 - смеситель I - обессоленное и обезвоженное сырье; II -широкая фракция светлых нефтепродуктов: Ш - мазут; IV - тяжёлая дизельная фракция; V - паровой отгон; VI - орошение атмосферной колонны; VII - углеводородные газы

ОЧ = 100-К| %

+ 5- а'тх:,\

где, р1" — относительная плотность фракции; гтп - анилиновая точка, °С;

8 - коэффициент испаряемости бензиновой фракции, равный

100

а|ост-наклон кривой разгонки бензина, равный

80 '

К = 0,5-0,55 — эмпирический коэффициент, зависящий от температуры выкипания прямогонной бензиновой фракции конденсата.

Уравнение справедливо при условии: 1^.а|<хл> 2,5.

Погрешность расчетов ОЧММ по сравнению с экспериментальным определением незначительна и составляет 1 2,7% отн.

В__третьей главе представлены разработанные методы формирования

потоков иефтегазокопденсатпого сырья и оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей.

Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов в пефтегазокопденсатной смеси трудоемко и требует времени. В условиях производства нефть и конденсат чаще всего смешивают произвольно, ориентируясь на максимально-допустимые нагрузки в атмосферной колонне и показатели поточных анализаторов качества целевых фракций.

Основным критерием оптимальности этого сырья является потенциальное содержание целевых фракций и соответствие их физико-химических характеристик требованиям ГОСТ на нефтепродукты. Для повышения выхода и качества целевых фракций необходимо рациональное смешение компонентов сырья на основе соответствия их физико-химических свойств нормируемым эксплуатационным свойством нефтепродуктов. Недостаточный запас эксплуатационных свойств целевых фракций в составе сырья приведёт к выработке некондиционной продукции, а их избыточный запас — к потерям потенциала сырья и увеличению затрат на его воспроизводство.

Обычно нефтегазокондепсатные смеси перерабатывают потрём вариантам: • максимальный отбор керосиновых фракций с целыо увеличения выработки реактивных топлив. Увеличение выхода керосиновых фракций досчитается вовлечением в их состав хвостовых бензиновых фракций. При этом режиме

отбираются фракции дизельного топлива летней марки, а остаток используется как сырье для получения масляных фракций или как котельное топливо;

• максимальный отбор дизельных фракций с целыо увеличения выработки низкозастывающих топлив зимней и арктической марок. При этом режиме материальные и тепловые потоки в атмосферной колонне перераспределяю гея с целыо максимального вовлечения в дизельное топливо хвостовых керосиновых фракций. Остаток используется как экспортный мазут, керосиновые фракции не вырабатываются;

• максимальный отбор дизельных фракций с целыо увеличения выработки топлива летней марки. Остаток используется как сырьё для получения масляных фракций, битумов или как котельное топливо.

При переходе с одного варианта на другой изменяется ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов и технологические параметры процесса фракционирования. Поэтому для каждого варианта требуется дополнительная оперативная оценка физико-химических свойств сырья. Необходимо определить, сколько добавить в нефть газового конденсата, чтобы получить нсфтегазоконденсатную смесь с физико-химическими свойствами, соответствующими вырабатываемому ассортименту нефтепродуктов. В связи с этим разработана расчетная методика, позволяющая связать состав нефтегазоконденсатного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов.

Известно, что такие основные физико-химические характеристики нефти и газового конденсата, как молекулярная масса, плотность, вязкость, температуры застывания и вспышки симбатно зависят от их фракционного и группового химического состава. С расширением пределов выкипания от начала кипения увеличивается выход фракции, её молекулярная масса, плотность, вязкость, температуры застывания и вспышки и, наоборот, с уменьшением пределов выкипания названные показатели уменьшаются. Для рационального смешения нефти и газового конденсата наиболее важно привести в соответствие физико-химические характеристики целевых фракций с нормируемыми свойствами товарных нефтепродуктов. Эту задачу можно решить расчетным методом по таким характеристикам целевых фракций как плотность, вязкость и температура застывания, наиболее полно определяющим аддитивные, реологические и низкотемпературные свойства товарных продуктов.

Используя симбатные показатели физико-химических свойств сырья и его компонентов, правомерно выразить оптимальный состав материальных потоков

процесса фракционирования через качественный показатель Кп:

Кп=(1-Л)/(В-1),

где Л - отношение симбатных показателей нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродукта к физико-химическим свойствам целевой фракции основного компонента нсфтегазоконденсатной смеси

Д = РцУцТ-щ )

РоУ0^30 .

В - отношение симбатных показателей физико-химических свойств целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси

РоуоТзо

и =

Рдудтзд

где рц, ро, рд - нормируемая плотность нефтепродукта и плотность целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси соответственно, кг/м3;

Уп, \'о, \'д - нормируемая вязкость нефтепродукта и вязкость целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси соответственно, м2/с-10"6;

Тзп, 'Г™, 'Гзд - нормируемая температура застывания нефтепродукта и температура застывания целевой фракции основного и дополнительного компонентов смеси соответственно.

Это соотношение позволяет определить долю обогащенного компонента смеси, необходимую для нормализации эксплуатационных свойств обеднённого компонента смеси. Количество дополнительного компонента, интенсифицирующего процесс фракционирования, зависит от соотношения потенциальных долей Х;,о й Х(л целевой фракции соответственно в основном и дополнительном компонентах смеси: х;о/х| д.

Совместное решение приведенных уравнений позволяет определить рациональное количество дополнительного компонента в смсси с основным, необходимое для повышения выхода и качества целевых фракций.

п -п Х|°

°д --

X: „

Р,Л„Т311

II V I___^

1-

Ро

Роуо ' 30 _ |

1РдуДтзд

где Он - количество нсфтегазоконденсатной смеси, кг/ч;

С„- количество дополнительного компонента нсфтегазоконденсатной смсси, кг/ч. Дополнительный компонент смеси, интенсифицирующий процесс

фракционирования, должен иметь определенный запас нормируемых эксплуатационных свойств по отношению к основному компоненту, обеднённому этими свойствами. При оптимальном смешении компонентов излишек потенциала эксплуатационных свойств дополнительного компонента нормализуется до минимальных требований ГОСТ за счёт обогащения до такого же уровня эксплуатационных свойств основного компонента смеси. Чем ближе компоненты смеси по фракционному и углеводородному составам, тем больше степень соответствия свойств сырья требованиям ГОСТ на неф тепродук ты.

При значительном различии фракционного и группового химического состава компонентов потоки сырья необходимо формировать исходя из условия компенсации этих различий рациональной технологией переработки. Интенсификация фракционирования достигается использованием технологических приёмов и способов, разработанных с учётом совокупности физико-химических и гидродинамических свойств компонента, способствующег о интенсификации. Таким компонентом может быть как газовый конденсат, так и нефть. Всё зависит от физико-химической свойств компонентов смеси и требований ГОСТ к вырабатываемым нефтепродуктам.

Соотношение компонентов нефгегазокопденсатпой смеси, рассчитанное по разработанному уравнению на основе сим бати ых физико-химических характеристик целевых фракций и нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродуктов, обеспечивает сё рациональный состав и перегонку по двухколонной схеме. В результате создаются условия, при которых потенциал эксплуатационных свойств соответствует потенциальному содержанию целевых фракций в смеси, что позволяет выбрать оптимальный режим фракционирования.

На метод формирования потоков нсфтегазокондснсагных смесей была подана заявка и получен патент РФ № 2273656. Результаты проведённых экспериментов показали, что при перегонке оптимального компаундированного сырья содержание в мазуте фракций дизельного топлива, выкипающих до 360°С, снижается с 8-10 до 5-6% масс., что увеличивает глубину отбора дизельного топлива и, соответственно, рентабельность производства.

Предложенная зависимость может также использоваться для рационального формирования поступающих на переработку потоков газокопденсагных смесей с различными физико-химическими характеристиками. Актуально это, например, для газовых конденсатов валанжинских и ачимовеких залежей Западной Сибири, которые имеют существенные отличия в температуре застывания (от минус 2°С до минус 30°С).

Разработан также метод оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатпых смесей, позволяющий решать на практике задачу нахождения основных параметров процесса: минимальных и оптимальных флегмовых чисел Rm и RonT и чисел теоретических тарелок Nn„ NT и NonT с использованием температурной границы деления смеси tE.

Для определения оптимальных параметров фракционирования нефтегазокопденсатной смеси в рабочем режиме эта задача решается путем перераспределения i-тых, k-тых и j-тых ключевых компонентов на границе разделения парового питания секции колонны на ректификат и флегму.

Для расчета числа теоретических тарелок необходимо иметь кривые ИТК ректификата, флегмы и парового питания секции в мольных долях. За исходную информацию для расчета принимают также основные показатели технологического режима секции колонны: температуры tcp, tF, Тср, TF, давления Рср, Pf5 флегмовые числа RC|, и RF. Па рисунке 2 приведены кривые ИТК

Рисунок 2 - Кривые ИТК а - ректификата, б — флегмы, в — парового питания бензиновой секции Последовательность расчета основных параметров процесса ректификации представлена в таблице 2.

Таблица 2 - Расчётные уравнения для определения основных параметров ректификации

11ослс'|0на'1с.1ьи1кгк ныиолнеиия работы ( Уравнение Параметры уравнения и условие расчета

Доля отгона в дистиллят. ¡; 1 С-- К. - флегмовое число х\я низа секани

Мольный состав парового питания секции. У, ^ ",«< и - мольный состав ректификата и флегмы секции

Ошисшелыш летучеегь компонента. (Хи = 1.151аК Т ! (1) Г 1 ~ 17'>кР) Л! рзчиость температур кипения смеси н компонента, "С Т • температура кипения смеси. К Р • нарптиьное .щн.кл'ис нефтяных паров. кМа

Мяшшады«« чи'с.ю та»роткч<?смис ъарезок, N. ■ ЧУ;;'^;,;! N а-- О , к— а,, 1/ г> — рассчитываются прл средней температуре кипения е.меси !,.,,, и парциальном лавленнн нефтяных наро» Рч, н секции

Корень ураииепия Андерйула, 0 а,г-() ■ раеечнтываючея мри темперапре 1.г. и парциальном ¿ьшлгнии иеф1яных шрои Р.. л.(я шка секции

Минимальное флегмовое число. К, С(,г-()

Оптимальноефлегчоиое число. И,.., К- ^ +0,35

Коэффициент распределения к-тих: компонентой »ректификат и флегче. Ч. "к и и Ч * мольный еоелая к-чых компонентов в рек[ифик;ие и флС1\>е

Коэффициент распроеления компонентой при рабочем ирпшошш. п п - к, -

(.>1 носктслмюя летучеегь начала райскими пароиою питания секции на ректификат и чнлчекне .) рассчитываете* но уравнению (1) при срслнсй температуре и давлении в еекнпи а1 ралнооьчемнерщур кипения смеси п начали р.плелеии* парояого питания У„, на ректификат \к1> и флегму хчя

Чисю игоретическич трележ. \ 1 • п ■ v у , „. > ' и . 1 если п-'К ю N г---г 1 п !

Ошимальнос число чаре.кн. \„, -1.7Гч. -»0.7

Коэффициент пплечнпго действия тарелки. 1) - фактическое число '■«¡клок в секции

В таблице 3 приведено сопоставление предложенного метода расчета числа теоретических тарелок секций сложной ректификационной колоны с точным методом "от тарелки к тарелке".

Таблица 3 - Результаты расчета N1- различными методами

Метод расчета Секция колонны

бензиновая лигроиновая керосиновая соляровая

"от тарелки к тарелке" 2,25 4,15 1,95

предлагаемый метод 2,39 4,63 1,80 1,49

Расчет числа теоретических тарелок N1- методом "от тарелки к тарелке" для соляровой секции не выполнялся в связи с трудностью определения состава парового питания секции. Для предложенного метода эта трудность исключается, так паровое питание Ук1. распределяется в нижней секции на ректификат Хкп и флегму для всего интервала температур кипения фракций и в связи с этим коэффициент распределения к-тых компонентов в нижней секции можно считать равным 1 (ч/к=1). Процедура расчета числа теоретических тарелок Ыт для нижней секции сложной колонны предельно упрощается.

Расчет 1МТ и для секций колонны позволяет судить о диапазоне эффективности работы ректификационных тарелок по всей высоте колонны и четкости фракционирования. Предлагаемый метод позволяет для действующей ректификационной колонны за счет перераспределения орошений обеспечить оптимальные показатели работы в зависимости от состава сырья и высокую глубину отбора целевых фракций от их потенциала.

Для определения оптимальных количеств острого или промежуточного циркулирующего орошения в секции используются формулы:

С— ^опт * 0„ ' <7, «к, ----~>

Яп-Ч^с _

где в™ - количество острого орошения, кг/час; q¡ - скрытая теплота испарения паров, кДж/кц

Оп, qп - количество и энтальпия паров ректификата, кг/час и кДж/кг; цж — энтальпия холодного орошения, кДж/кг

К0|ТГ — расчетное оптимальное флегмовое число; .

|щ(>

где впцо- количество циркулирующего орошения, кг/час; вп - количество паров ректификата, кг/час;

q— скрытая теплота испарения паров ректификата бензиновой секции, кДж/кг;

q2 и qt - энтальпия верхнего циркулирующего орошения, кДж/кг;

RonT - расчетное оптимальное флегмовое число. .

В четвертой главе изложены рекомендации по использованию закономерностей, выявленных в результате исследования процесса фракционирования нефтегазокопдеисатпых смесей. Приведен пример промышленного эксперимента по фракционированию нефти с нарафинистым конденсатом па установке ЭЛОУ-АТ-8. Эксперимент осуществлён для двух технологических режимов. В режиме 1 установка работала с максимальным отбором керосиновых фракций, а в режиме 2 с максимальным отбором, дизельного топлива. Расход парафинистого конденсата для обоих режимов, составил соответственно 22 и 10% масс, на сырьё (таблица 4). Таблица 4 - Показатели ректификации нефтегазоконденсатной смеси

Показатель

Производительность установки, % к проекту

Выход отбензиненной смеси, % масс.

Отбор продуктов на исходную смесь, % масс.:

- бензин -керосин

- дизельное топливо Всего светлых нефтепродуктов

_- мазут __________

Потенциальное содержание светлых нефтепродуктов в нефти, % масс.

Содержание фракции до 360°С в мазуте, % масс.

Глубина отбора светлых нефтепродуктов от их потенциала ¡в алрье, % масс._____

Режим работы колотил

I

"то"

18,9 17,0 19,8 55,7 44,3

58,6

~ 6,5

95,0

JL 100

90

23,5

28,8 52,3 47,7

55,0

15,6

95,0

Отдельный поток газового конденсата нагревался в трубчатой печи до температуры конца кипения и поступал в отгонную часть атмосферной колонны. Дополнительное введение газового конденсата в отгонную часть атмосферной колонны увеличивает паровое число, уменьшает парциальное давление светлых нефтепродуктов на границе разделения газойлевых фракций и мазута, улучшает соответствие фракционного состава газойлевых фракций нормируемым свойствам фракции дизельного топлива, и уменьшает содержание газойлевых фракций в мазуте. Всё это в конечном итоге приводит к увеличению выхода и повышению качества целевых фракций светлых нефтепродуктов.

Разнообразие группового состава конденсатов не позволяет использовать этот способ для любого газокондепсатного сырья. В связи с этим был разработан и защищен патентом РФ № 1123292 способ фракционирования газового конденсата нафтено-ароматического основания совместно с парафинистой нефтью. Технологическая схема переработки газового конденсата нафтено-ароматического основания совместно с нефтью приведена на рисунке 3.

Нефть подают в отбензинивающую колонну, где происходит ее частичное отбензинивание, и направляют в эвапорационную часть атмосферной колонны. Легкую бензиновую фракцию смешивают с бензином атмосферной колонны и направляют на блок стабилизации. Газовый конденсат нафтено-ароматического основания отдельным потоком подают в другую отбензинивающую колонну, где происходит его полное отбензинивание. Далее бензиновая фракция конденсата поступает на блок вторичной перегонки, где разделяется на узкие фракции.

Отбснзипснный. конденсат нафтено-ароматического основания с низа отбензинивающей колонны отдельным потоком направляется в трубчатую печь, где нагревается до температуры конца кипения, и поступает равномерными потоками в отгонную и эвапорационную части атмосферной колонны на фракционирование с нефтыо в качестве интенсификатора и испаряющего агента процесса фракционирования смеси. Предварительное отбензинивание конденсата необходимо, поскольку при совместном фракционировании бензиновые фракции конденсата нафтено-ароматического основания, обогащенные циклическими углеводородами, обедняются парафиновыми углеводородами нефти.

Дополнительное введение отбензиненного газового конденсата нафтено-ароматического основания увеличивает паровое число, снижает парциальное давление, облегчает состав паров на границе разделения газойлевой фракции и мазута, увеличивает флегмовые числа и улучшает чёткость фракционирования в нижних секциях атмосферной колонны, что способствует увеличению выхода и улучшению качества целевых фракций.

Следует отметин», что использование газового конденсата различного основания в качестве интенсификатора и испаряющего агента процесса фракционирования пефтегазоконденсатной смеси исключает подачу в отгонную часть атмосферной колонны перегретого водяного пара, что повышает экологичпость производства, так как сокращает нефтезагрязненные стоки на очистные сооружения, потери и затраты на воспроизводство сырья.

емкости: 7 - теплообменники: 8 - воздушные конденсаторы-чололильники: 0 - водяной конленсатор-холодильнкк: 10 - аппараты ооздушного охлаждения

1 - обессоленная нефть; li - газовый конденсат naúieno-apo,магического основания; 111 - отешиненный конденсат; IV, V - "горячая стр\-я"; VII, VIII, IX - бензиновые фракции; X - кероеиноьая фракция; XI - дизельная фракция; XII - мазут; ХШ - углеводородные газы; XIV, XV - ПЦО-I н 2

В пятой главе, посвященной практической реализации разработанных способов, приведены решения по модернизации типовой установки НПУ-100. Предложена усовершенствованная схема установки (рисунок 4), позволяющая вдвое повысить производительность и увеличить отбор целевых фракций от их потенциала в сырье - смеси нефти и газового конденсата ачимовской залежи.

Рассчитаны материальные и тепловые балансы отбензинивающей и атмосферной колонн, их гидродинамическая характеристика, а также система регенерации тепла горячих потоков целевых фракций и ПЦО и системы конденсации и охлаждения головных погонов колонн. В проекте реконструкции и установки Ш1У-100 режим работы отбензинивающей колонны принят с минимальной кратностью орошения и максимальным отбором газобензиновой смеси с концом кипения не более 180°С до 15% на сырьё.

Выполненный технико-экономический анализ проекта модернизации показал его высокую эффективность. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации этой схемы на НПЗ ООО «Энергосинтез» составляет 7,7 млн. рублей в расчете на сопоставимую производительность установки.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Проведены систематические исследования физико-химических свойств газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов, и технологическая схема установки атмосферной перегонки конденсата на месте добычи, соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке месторождения (Евразийский патент № 006087). Наряду с существенным увеличением отбора газового конденсата от потенциала решается проблема транспортировки и использования парафинисгого сырья с высокой температурой застывания.

2. Разработан метод формирования потоков нсфтсгазоконденсатных смесей, позволяющий рассчитать оптимальное соотношение компонентов сырья на основе легко определяемых физико-химических характеристик нефти и газового конденсата и нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродуктов (Патент РФ на изобретение № 2273656). При оптимальном смешении компонентов излишек потенциала эксплуатационных свойств дополнительного компонента нормализуется до минимальных требований ГОСТ за счёт обогащения до такого же уровня эксплуатационных свойств основного компонента смеси. Результаты проведённых экспериментов свидетельствуют о том, что при перегонке оптимально компаундированного

4 4

i - сырьевые ёмкости нефти и конденсата: 2 - теплообменники; 3 - отбешиниваюшая колонна; 4 - воздушные лимд^псагорш-хйлод/глйиик;;: з - pewjíiOKCiií^e емкосш; 6 ~ труочатая ¡¡£4i>; / — a*¡мосоерная колонна; ь — o¡núp¡¡"/¡ колонна; 9 - холодильники

1 - нефть; 31 - газовый конденсат; III - нефтсгазоконденсатная смесь; IV - полуотбензкненное сырье; V - легкая бензиновая фракция: VI - головной погон атмосферной колонны; VII - паровой отгон отпарпой колонны; VIII - тяжелая бензиновая фракция; IX - смесь легкого и тяжелого бензина; X - дизельное топливо; XI - мазут; XII - углеводородные газы: XIII - ПЦО атмосферной колонны

сырья содержание в мазуте дизельных фракций, выкипающих до 360°С снижается с 8-10 до 5-6% масс., что увеличивает глубину отбора дизельного топлива и, соответственно, рентабельность производства.

3. Разработан метод нахождения основных параметров процесса ректификации для секций атмосферной колонны — минимальных и оптимальных флегмовых чисел Rm и Rom и чисел теоретических тарелок Nm, Nr и NonT, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции. За счет перераспределения орошений на действующей ректификационной колонне обеспечиваются оптимальные показатели работы, высокая глубина отбора целевых фракций от их потенциала и четкость фракционирования.

4. Разработаны оптимальные технологические приемы и схемы переработки газового конденсата совместно с нефтями. Показано, что на первичную переработку с нефтью экономически целесообразно направлять как конденсат парафинового основания, так и предварительно отбензинениый конденсат нафтено-ароматического основания. (Патент РФ на изобретение № 1123292). Использование газового конденсата в качестве интенсификатора и испаряющего агента процесса фракционирования нефтегазоконденсатпой смеси исключает подачу в отгонную часть атмосферной колонны перегретого водяного пара, что повышает экологичное! ь производства.

5. Предложена усовершенствованная технологическая схема типовой установки ППУ-100, позволяющая вдвое повысить производительность и увеличить отбор целевых фракций от их потенциала в сырье - смеси нефти и газового конденсата ачимовской залежи. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации этой схемы составляет 7,7 млн. рублей в расчете на сопоставимую производительность установки.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Овчаров С.П., Пикалов И.С., Пикапов С.Г. Расчетный метод определения детонационной стойкости прямогонпых бензиновых фракций газового конденсата. - В кн. Материалы XXXIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГГУ за 2003 год. - Ставрополь: СевКавГГУ, 2004. - С. 67-68.

2. Пикалов С.Г., Овчаров С.П., Овчарова A.C. Производство моторных тонлив и растворителей из газового бензина ставропольских месторождений. — В кн. Материалы XXXIII научно-технической конференции по результатам работы профессорско-преподавательского состава, аспирантов и студентов СевКавГГУ за 2003 год. - Ставрополь: СевКавГГУ, 2004. - С. 70.

3. Пикалов Г.П., Пикапов С.Г., Овчаров С.Н. Сопоставительная оценка разработки газоконденсатных месторождений способом на истощение и на чередующихся режимах. — В кн. Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ // Сборник тезисов докладов международной научно-практической конференции. — Ставрополь: РИЦ ОАО "СевКавНИПИгаз", 2004. - С. 75-77.

4. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г. Рациональное использование потенциала сырья при совместной переработке газового конденсата и нефти. — В кн. Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ // Сборник тезисов докладов международной научно-практической конференции. - Ставрополь: РИЦ ОАО "СевКавНИПИгаз", 2004. -С. 132-134.

5. Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Овчаров С.Н. Сопоставительная оценка разработки участка Роспан—2 Уренгойского ГКМ способом на истощение и на чередующихся режимах // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. Серия "Нефть и газ". — 2004. —№1(4). — С. 94—97.

6. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г. Физико-химические свойства и направления переработки газовых конденсатов месторождений Западной Сибири // Вестник Северо-Кавказского государственного технического университета. Серия "Нефть и газ". - 2004. -№1(4). - С. 98-100.

7. Овчаров С.Н., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов Г.П. Варианты переработки конденсата валанжинской залежи Ямбургского ГКМ. — В кн. Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону // Материалы VTII региональной научно-технической конференции. — Ставрополь: СевКавГТУ, 2004:-С. 178.

8. Пикалов С.Г., Овчаров С.Н., Журбин A.B., Пикалов Г.П. Особенности переработки конденсата нафтено-ароматического основания. — В кн. Вузовская наука — Северо-Кавказскому регион}' // Материалы VIII региональной научно-технической конференции.—Ставрополь: СевКавГТУ, 2004.—С. 179. .

9. Овчаров С.Н., Пикапов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С. Физико-химические свойства газовых конденсатов валанжинских и ачимовских залежей Западной Сибири. В кн. Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ // Сб. научных трудов СевКавНИПИгаза. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 191-204.

Ю.Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Овчарова A.C. Формирование потоков нефтегазоконденсатных смесей для переработки с целью повышения качества и глубины отбора целевых фракций от их потенциала в сырье. — В кн. Проблемы эксплуатации и капитального ремонта скважин на месторождениях и ПХГ // Сб. научных трудов СевКавНИПИгаза. — Ставрополь: СевКавНИПИгаз, 2004. - Вып. 41. - С. 319-325.

11. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г. Оптимизация состава нефтегазоконденсатных смесей для первичной переработки // Химия и технология топлив и масел. — 2005. - № 1. — С. 37—39.

12. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Овчарова A.C. Варианты технологии переработки газовых бензинов. В кн. Материалы международной

научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия-2005". - Уфа: ГУП "ИНХП РБ", 2005. - С. 154-155.

13.Расчетные методы определения детонационной стойкости прямогонных бензиновых фракций газового конденсата ачимовской залежи / С.Н. Овчаров, С.Г. Пикалов, Г.П. Пикалов, И.С. Пикалов, A.C. Овчарова. — Вестник СевероКавказского государственного технического университета. — 2005. — № 3. — С. 68-71.

14.Патент RU 1123292 AI. Способ фракционирования нефти или нефтегазоконденсатной смеси / Пикалов Г.П., Бровко В.Н., Воленюк Б.И., Тышляр И.С., Пикалов С.Г. -№ 3429332; Опубл. 20.05.1999; Бюл. 14. - 7 с.

15. Евразийский патент № 006087. Способ разработки газоконденсатного месторождения / Ковалев A.A., Ковалев Ю.А., Пикалов Г.П., Пикалов В.Г., Пикалов С.Г., Кириленко Г.В. - № 200400904; Заяв. 05.07.2004; Дата выдачи патента 25.08.2005. - 4 с.

16.Патент RU " 2273655 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения" топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. - № 2004135659/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10.— 7 с.

17.Патент RU 2273656 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова A.C. -№ 2004135661/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10. - 7 с.

18.Патент RU 2273657 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. - № 2004135664/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10.-6 с.

Подписано к печати 17.10.2006 Формат 60x84,1/16. Усл. печ. л. — 1,5. Уч.-изд. л. - 1,0. Бумага газетная. Печать офсетная. Заказ № 662 Тираж 100 экз ГОУВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355029, г. Ставрополь пр. Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СевКавГТУ

Введение

1. Современное состояние сырьевой базы и технологии переработки нефтегазоконденсатных смесей 5 1.1 Сырьевая база газового конденсата и ее связь с технологией разработки газоконденсатных месторождений

1.2. Технология и аппаратурное оформление процесса фракционирования нефтегазоконденсатных смесей

1.3. Методы оптимизации переработки нефтегазоконденсатных смесей

2. Исследование физико-химических свойств и Направлений переработки газового конденсата ачимовской залежи

3. Исследование процесса атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей

3.1. Метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей

3.2. Разработка метода оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей

4. Рекомендации по использованию закономерностей, выявленных при исследовании процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей

4.1. Интенсификация процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси путем формирования потока сырья

4.2. Зависимость качества и выхода целевых фракций от определяющих параметров процесса перегонки нефтегазоконденсатных смесей

5. Практическая реализация установленных закономерностей

5.1. Решения при модернизации установки НПУ

5.2. Технико-экономическое обоснование проекта модернизации 131 Общие выводы 135 Литература

В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т газового конденсата. Технология разделения на ректификационных установках практически не учитывает специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата и построена на принципах фракционирования нефтей, что не позволяет полностью использовать потенциал этого сырья. Прирост добычи газового конденсата в перспективе будет опережать прирост добычи нефти, но может быть получен в основном за счет разработки ачимовских залежей газоконденсатных месторождений Западной Сибири. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целью определения рациональных способов его использования и переработки.

Современная тенденция расширения совместной переработки нефтей и газовых конденсатов определяет важность изучения вопроса о влиянии состава сырья и параметров технологического режима на результаты процесса фракционирования. Известно, что выход светлых фракций при изменении соотношения компонентов сырья меняется неаддитивно, а перегонка оптимально компаундированного сырья позволяет заметно увеличить выход и регулировать качественные показатели целевых нефтепродуктов. Экспериментальное определение оптимального соотношения компонентов сырья трудоемко и требует времени, поэтому в условиях производства нефть и газовый конденсат чаще всего смешивают произвольно. Назрела необходимость разработать простые методы, позволяющие связать оптимальный состав нефтегазоконденсатного сырья с легко определяемыми физико-химическими характеристиками его компонентов, а также оперативно регулировать режимы в ректификационных колоннах.

Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования нефтегазоконденсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологических схем этого процесса является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.

1. Современное состояние сырьевой базы и технологии переработки нефтегазоконденсатных смесей

1.1. Сырьевая база газового конденсата и ее связь с технологией разработки газоконденсатных месторождений

Основным сырьём для производства моторных топлив и продуктов нефтехимического синтеза являются нефть и газовый конденсат, ресурсы которых ограничены. В связи с этим весьма актуальной задачей является рациональное использование сырьевой базы путём оптимального вовлечения в переработку газового конденсата.

Более половины запасов газового конденсата Российской Федерации сосредоточены в месторождениях Западной Сибири. Этому региону принадлежит доминирующее значение и по объёму перспективных залежей. Из общих текущих запасов на долю Западной Сибири приходится до 80% [1].

Доля добычи газа в России после распада СССР упала на 7,5%, но это не отразилось на объёме добычи газового конденсата, так как за счёт перераспределения газоконденсатных месторождений между Россией и странами СНГ в структуре месторождений России увеличилась доля ГКМ Западной Сибири с высоким начальным содержанием конденсата.

Таблица 1 - Динамика добычи нефти и газа в Российской Федерации [2]

Сырье 1991 1995 2000 2004

Нефть, млн. т. 462 307 323 380

Газ, млрд. м3 643 595 584 580

Намеченное увеличение добычи газового конденсата на прогнозируемый период до 2020 года в количестве 10-12% от объёма добычи нефти надёжно обеспечивается разведанной сырьевой базой, но рациональное извлечение и переработка его прогнозируемых запасов связаны с определёнными трудностями.

В настоящее время в России ежегодно добывается около 28 млн. т. газового конденсата, содержание светлых нефтепродуктов в котором достигает 75-90% масс. [3,4].

Приведенные цифры свидетельствуют о значительном изменении структуры сырьевой базы углеводородного сырья. Прирост добычи газового конденсата опережает прирост добычи нефти. Основной поток газового конденсата поступает на переработку совместно с нефтью. Вместе с тем быстрорастущие потребности рыночной экономики требуют повышения качества, ассортимента и увеличения ресурсов парка моторных топлив.

Такая постановка вопроса определяет соответствующие темпы роста переработки нефтегазоконденсатных смесей на высокопроизводительных установках. Поэтому рациональное использование газового конденсата как сырья для переработки совместно с нефтью, совершенствование технологии, аппаратурного оформления и фракционирующей способности процесса являются одной из актуальных задач [5, 6].

В настоящее время в России все крупнейшие газоконденсатные месторождения, имеющие высокое начальное содержание конденсата, разрабатываются способом на истощение. Такой способ разработки сопровождается фазовыми превращениями в пластах, что ведёт к потерям более половины балансовых запасов дефицитных фракций конденсата. В процессе разработки ГКМ способом на истощение по мере снижения пластового давления ниже давления начала конденсации происходит выделение части высококипящих углеводородов в жидкую фазу и оседание её в порах пласта. Выпавший жидкий конденсат занимает сравнительно незначительный объём порового пространства и не извлекается известными методами. При этом состав извлекаемого вместе с газом конденсата существенно изменяется [7-9].

Прогнозируемый коэффициент конденсатоотдачи принимается только по условиям разработки ГКМ способом на истощение, и поэтому он не может соответствовать количественным и качественным показателям потенциала конденсата в пласте [10, 11].

Например, одно из самых перспективных ГКМ - Вуктыльское предполагалось разрабатывать длительный период времени. Балансовые запасы углеводородного сырья составляли [1]: газа 429,5 млрд. м3; конденсата 141,6 млн. т.

Обычно за критерий в пользу разработки ГКМ способом на истощение принимают его геологическую характеристику. Из-за сложности строения продуктивного горизонта и неоднородности коллектора было принято решение о разработке Вуктыльского ГКМ способом на истощение [1]. Считалось, что при трещиноватом коллекторе месторождения нецелесообразно проведение обратной закачки газа из-за возможных его перетоков. Однако эти предположения на практике оказались несостоятельными. Даже при начальном пластовом давлении залежь являлась замкнутой, что доказывалось отсутствием перетока газа за её пределы в период эксплуатации.

Ниже приведена сопоставительная технико-экономическая оценка разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение и на чередующихся режимах с учётом воспроизводственных затрат и результатов исследований, выполненных в работах [12-20].

При разработке Вуктыльского ГКМ проектным способом на истощение за первые 15 лет эксплуатации пластовое давление и выход конденсата уменьшились по сравнению с базисным уровнем в 2,8 и 4 раза соответственно. Это привело к значительным безвозвратным потерям сначала газойлевых, а затем соляровых фракций конденсата в пласте и ухудшило структуру состава углеводородного сырья. В начальной стадии разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение в бензиновых фракциях извлекаемого конденсата содержалось в 1,4 раза больше ароматических углеводородов по сравнению с аналогичными прямогонными нефтяными фракциями, соответственно они имели более высокую детонационную стойкость. В конечной стадии эксплуатации Вуктыльского ГКМ эти преимущества были в значительной мере утрачены. Содержание суммы нафтено-ароматических углеводородов и соотношение изо- и нормальных парафинов стало меньше, чем в аналогичных по фракционному составу прямогонных бензинах, полученных из нефти [14].

За 15 лет разработки Вуктыльского ГКМ способом на истощение энергия пласта снизилась с 37 до 12,9 МПа (на 24,1 МПа) и при этом извлечено только 55,1% газа и 30% конденсата от их начальных запасов, что свидетельствует о значительных потерях углеводородного сырья в порах пласта. Практически на конечной стадии разработки конденсат Вуктыльского ГКМ состоял из бензиновых фракций парафинового основания с концом кипения 200°С (см. таблицы 2, 3).

Несмотря на все принятые меры к концу разработки Вуктыльского месторождения на режиме истощения в недрах объекта остаточные запасы газа составили несколько десятков миллиардов кубометров (порядка 10% от начальных запасов), жидких углеводородов - около 100 млн. т. (порядка 70% от начальных запасов) [1]. Вместе с тем, расчёты материального баланса потоков газового конденсата при разработке Вуктыльского ГКМ на чередующихся режимах показывают, что коэффициент извлечения газового конденсата мог составить 91,8%. При этом срок эксплуатации ГКМ увеличивается более чем в два раза и составляет 41 год.

Известно, что в США разрабатывается несколько сот ГКМ с применением сайклинг-процесса [20, 21], обеспечивающего поддержание пластового давления и наиболее полное извлечение газового конденсата из пласта (более 80% от запасов). При этом сначала ГКМ разрабатывается способом на истощение, затем реализуют сайклинг-процесс, доразработку месторождения производят способом на истощение.

Таблица 2 — Материальный баланс потоков углеводородного сырья Вуктыльского газоконденсатного месторождения за период разработки способом на истощение с 1969 по 1983 годы

Добыто Получено Выход

Год сухого газа, млн. м3 нестабильного стабильного продуктов стабилизации, т нестабильного конденсата, г/м3 стабильного конденсата, г/м3 продуктов стабилизации конденсата, т конденсата, т г/м3 %от сырья

1969 1400 455000 369941 85059 325 264,2 60,8 18,7

1970 6200 1934400 1538604 395796 312 248,2 63,8 20,4

1971 10000 3000000 2297711 702289 300 229,8 70,2 23,4

1972 13700 3947900 3146553 801347 288,1 229,7 58,5 20,3

1973 16538 4533000 3630835 902165 274,1 219,5 54,6 19,9

1974 18230 4381000 3489500 891500 240,3 191,3 48,9 20,3

1975 18640 3969000 3067567 901433 213 164,6 48,4 22,7

1976 19690 3748000 2831000 917000 190,4 143,8 46,6 24,5

1977 19630 3377000 2487000 890000 172 126,7 45,3 26,3

1978 19230 3060000 2108261 951739 159,1 109,6 49,5 31,1

1979 18990 2594229 1797741 796488 136,6 94,7 41,9 30,7

1980 19060 2268182 1538570 729612 119 80,7 38,3 32,2

1981 19030 2011154 1294970 716184 105,7 68 37,6 35,6

1982 18700 1642944 1090028 552916 87,9 58,3 29,6 33,7

1983 18000 1432800 931320 501480 79,6 51,7 27,9 35,1

Всего 237038 42354609 31619601 10735008

Таблица 3 — Динамика технологических параметров, физико-химических свойств и углеводородного состава газового конденсата при разработке Вуктыльского ГКМ способом на истощение в период с 1969 по 1983 годы (по данным

Коми филиала ВНИИгаза)

Год Пластовое давление, МПа Газокон-денсатный фактор (ГКФ), м3/т Плотность, кг/м3 Вязкость кинематическая при 20°С, мм"/с Молекулярная масса Выход фракции на конденсат, % масс. Групповой углеводородный состав, % масс. н.к—200°С 200—300°С >300°С ароматические нафтеновые парафиновые

1969 37,00 3077,0 750,0 1,07 130,0 65,3 18,0 16,7 13,90 21,50 64,50

1970 34,76 3205,7 745,0 1,02 125,1 65,0 18,7 16,3 13,90 21,10 65,00

1971 32,84 3333,3 742,0 0,98 120,5 66,0 19,0 15,0 13,50 21,00 65,50

1972 30,45 3470,2 735,0 0,95. 115,8 68,0 18,0 14,0 12,40 20,70 67,10

1973 28,00 3648,3 730,0 0,88 111,0 71,4 18,3 10,3 11,60 19,90 68,50

1974 25,84 4161,4 725,0 0,84 110,2 75,4 18,5 6,1 11,60 19,20 69,20

1975 23,00 4697,0 720,0 0,82 108,7 84,5 10,2 5,3 11,60 18,00 70,40

1976 21,30 5254,8 718,0 0,80 106,8 87,5 8,8 3,7 11,50 17,50 71,00

1977 20,10 5813,0 715,0 0,74 104,9 91,0 6,0 3,0 11,20 17,40 71,40

1978 18,40 6285,3 712,0 0,70 103,5 92,0 6,0 2,0 11,09 21,50 67,41

1979 16,90 7320,6 708,0 0,68 102,3 93,5 5,0 1,5 10,33 20,48 69,49

1980 15,60 8403,3 705,0 0,62 101,8 95,0 5,0 — 10,64 19,74 69,62

1981 14,10 9460,7 700,0 0,58 101,3 97,0 3,0 — 10,60 20,90 68,50

1982 13,56 11389,5 698,0 0,53 100,3 98,0 2,0 - 10,74 21,72 67,54.

1983 12,90 12548,0 696,0 051 100,1 99,0 1,0 — 10,15 20,75 69,10

Примечание — анализ группового углеводородного состава приведён только для с зракции н.к.— 200°С

При чередующихся режимах переход с режима истощения на сайклинг-процесс с закачкой газа в пласт осуществляется, когда пластовое давление сравнивается с давлением начала конденсации, а момент перехода с режима сайклинг-процесса на доразработку способом на истощение принимается по конечному содержанию конденсата в газе не более 25 г/м3 [20].

Исследования, выполненные на примере Вуктыльского месторождения в работах [17-19], показали экономическую эффективность разработки подобных месторождений с поддержанием пластового давления, а не способом на истощение. Из таблицы 4 видно, что учёт воспроизводственных затрат смещает оптимум в область разработки ГКМ на чередующихся режимах, что позволяет сократить потери конденсата.

Таблица 4 - Сравнительная экономическая оценка способов разработки Вуктыльского ГКМ, млн. руб. [17]

Показатель Сайклинг-процесс Истощение

Капиталовложения 279,7 241,8

Текущие расходы 478,4 233,8

Стоимость продукции 10796,5 8514,0 в том числе:

-газа; 6069 6069

- конденсата. 4727,5 2445

Эффект от добычи газа и конденсата без учёта фактора 10038,4 8038,4 времени

Эффект от добычи газа и конденсата с учётом фактора времени, при ЕНп равном:

-0,15; 1663 2389

-0,08; 3296 3866

-0,04 5453 5417

Воспроизводственные затраты 3051,6

Эффект от добычи газа и конденсата за минусом 5453 2365,4 воспроизводственных затрат

В настоящее время добыча газового конденсата в основном осуществляется путём интенсивной разработки валанжинских залежей месторождений Западной Сибири [21, 22]. В таблице 5 приведены физико-химические характеристики газовых конденсатов валанжинских залежей Заполярного, Уренгойского и Ямбургского ГКМ.

Таблица 5 - Физико-химические характеристики конденсатов валанжинских залежей месторождений Западной Сибири

Показатель Газоконденсатное месторождение

Заполярное Уренгойское Ямбургское

•о Плотность при 20°С, кг/м 744 770 785

Фракционный состав, °С:

- н.к. 40 30 40

-к.к. 330 360 350

Выход фракций, % об.:

-н.к.-150°С 54 58 45

- н.к.-200°С 74 76 75

- н.к.-250°С 88 86 87

Массовое содержание, %:

- серы 0,01 0,02 0,02

- парафина/с температурой плавления, °С 1,0/50 2,0/50 0,5/50

Групповой химический состав, % масс.:

- парафиновые 58 65 55

- нафтеновые 30 25 27

- ароматические 12 10 18

Вязкость кинематическая при 20°С, мм2/с . 0,82 1,2 1,0

Температура застывания, °С -52 -30 -50

Средняя молекулярная масса 110 120 125

Эти конденсаты имеют парафино-нафтеновое основание и выкипают в пределах нормируемых свойств целевых топливных фракций, практически без остатка выше 360°С. Обладают низкой аддитивной и реологической способностью и хорошими низкотемпературными свойствами, малосернистые, не содержат асфальтенов и смол. Содержание твёрдых парафинов составляет от 0,5 до 2% масс.

Следовательно, газовые конденсаты валанжинских залежей имеют значительный запас эксплуатационных свойств по отношению к аналогичным свойствам нефти и могут выполнять как функцию оптимизирующего компонента при формировании потоков нефтегазоконденсатных смесей для переработки, так и функцию интенсификатора процесса первичной переработки.

Валанжинские залежи месторождений Западной Сибири уже более 30 лет разрабатываются способом на истощение. Такой способ разработки ГКМ привёл к значительным ретроградным потерям конденсата в пластах, к изменению его состава и обеднению нормируемого потенциала. Компенсация ретроградных потерь и нормализация потенциала конденсата, как правило, ведутся путём ввода в разработку новых месторождений тем же способом на истощение. Таким образом, создаётся тупиковая ситуация: чем больше вовлекается в разработку новых ГКМ способом на истощение, тем больше ретроградных потерь конденсата, тем беднее нормируемый потенциал конденсата и ниже рентабельность производства.

В настоящее время основной прирост добычи газового конденсата может быть получен путём разработки ачимовских залежей ГКМ. Продуктивные ачимовские залежи содержат извлекаемых запасов нефти 1131,5 млн. т, свободного газа - 3675 млрд. м3, конденсата - 754 млн. т [23]. Это делает актуальной проблему комплексного изучения состава и свойств ачимовского конденсата с целью определения рациональных способов его использования [23-26].

Углеводородные смеси ачимовских залежей существенно отличаются от валанжинских по физико-химическим свойствам: широким фракционным составом (к.к. выше 450°С), наличием в ряде случаев в составе флюида смолисто-асфальтеновых веществ, высоким содержанием твердых парафинов. Указанные особенности существенно влияют не только на режим разработки залежи, но и на схемы сбора и подготовки пластовой продукции к транспорту. По результатам исследования конденсатов ачимовских залежей установлена закономерная связь между величиной температуры застывания и концентрацией высококипящих углеводородов. Конденсаты содержат до 6% масс, твёрдых парафинов и теряют свою текучесть выше 0°С. В связи с этим транспортировка газового конденсата ачимовских залежей по трубопроводам в полном объёме затруднена. Технология подготовки такого конденсата к транспортировке на установках НТС не позволяет полностью избавиться от содержания твердых парафинов в его составе [23].

Разработка ачимовских залежей ГКМ предполагается только способом на истощение. По мнению ряда специалистов [1], с истощением энергии пласта и падением давления содержание высококипящих углеводородов в конденсате уменьшится с одновременным снижением концентрации твёрдых парафинов и, следовательно, текучесть газового конденсата до некоторой степени восстановится, он будет транспортабелен. Вопросы о ретроградных потерях газового конденсата при разработке ГКМ способом на истощение и связанных с этим затратах на их компенсацию путём геологоразведочных работ в публикациях обсуждаются [27], но результаты этих обсуждений в технологические регламенты разработки месторождений не включаются и на практике не апробированы. Вопрос о разработке ачимовских залежей ГКМ на чередующихся режимах остаётся открытым.

В настоящее время нет уверенности в том, что ГКМ с высоким начальным содержанием конденсата будут разрабатываться в России на чередующихся режимах. В последние годы стали играть важную роль экспортные обязательства по поставкам крупных объёмов природного газа в европейские страны, что не позволяет рассчитывать на длительный срок эксплуатации месторождений и возможность уменьшения объемов добываемого газа, необходимого для обратной закачки в пласт [1].

Таким образом, при разработке ГКМ способом на истощение, существует закономерность влияния ретроградных изменений во времени на структуру формирования потоков и переработку газового конденсата, так как изменяется не только количество, но и качественный состав конденсата.

В связи с вовлечением в переработку значительных ресурсов газового конденсата ачимовской залежи с новыми физико-химическими свойствами необходимо разработать новый способ формирования потоков нефтегазоконденсатной смеси для переработки с целью повышения качества и глубины отбора целевых фракций от их потенциала в сырье.

Общие выводы

1. Проведены систематические исследования физико-химических свойств газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ и его целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов, и технологическая схема установки атмосферной перегонки конденсата на месте добычи, соответствующая использованию полного сайклинг-процесса при разработке месторождения (Евразийский патент № 006087). Наряду с существенным увеличением отбора газового конденсата от потенциала решается проблема транспортировки и использования парафинистого сырья с высокой температурой застывания.

2. Разработан метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей, позволяющий рассчитать оптимальное соотношение компонентов сырья на основе легко определяемых физико-химических характеристик нефти и газового конденсата и нормируемых эксплуатационных свойств нефтепродуктов (Патент РФ на изобретение № 2273656). При оптимальном смешении компонентов излишек потенциала эксплуатационных свойств дополнительного компонента нормализуется до минимальных требований ГОСТ за счёт обогащения до такого же уровня эксплуатационных свойств основного компонента смеси. Результаты проведённых экспериментов свидетельствуют о том, что при перегонке оптимально сырья содержание в мазуте дизельных фракций, выкипающих до 360°С снижается с 8-10 до 5-6% масс., что увеличивает глубину отбора дизельного топлива и, соответственно, рентабельность производства.

3. Разработан метод нахождения основных параметров процесса ректификации для секций атмосферной колонны - минимальных и оптимальных флегмовых чисел Rm и RonT и чисел теоретических тарелок

Nm, NT и NonT, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции. За счет перераспределения орошений на действующей ректификационной колонне обеспечиваются оптимальные показатели работы, высокая глубина отбора целевых фракций от их потенциала и четкость фракционирования.

4. Разработаны оптимальные технологические приемы и схемы переработки газового конденсата совместно с нефтями. Показано, что на первичную переработку с нефтью экономически целесообразно направлять как конденсат парафинового основания, так и предварительно отбензиненный конденсат нафтено-ароматического основания. (Патент РФ на изобретение № 1123292). Использование газового конденсата в качестве интенсификатора и испаряющего агента процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси исключает подачу в отгонную часть атмосферной колонны перегретого водяного пара, что повышает экологичность производства.

5. Предложена усовершенствованная технологическая схема типовой установки НПУ-100, позволяющая вдвое повысить производительность и увеличить отбор целевых фракций от их потенциала в сырье - смеси нефти и газового конденсата ачимовской залежи. Ожидаемый годовой экономический эффект от реализации этой схемы составляет 7,7 млн. рублей в расчете на сопоставимую производительность установки.

1. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра - Бизнесцентр», 2002. - 880 с.

2. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. - 672 с.

3. Попадин Н.В. Разработка и исследование рациональных технологических схем и режимов ректификации газоконденсатного сырья: Автореферат кандидатской диссертации. М.: ВНИИгаз, 2002. - 23 с.

4. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. М.: Недра 1974. - 116 е.

5. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Закономерности основных свойств пластовых газоконденсатных систем. НТО. М.: ВНИИЭгазпром, 1978.- 162 с.

6. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем / А.И. Гриценко, И.А. Гриценко, В.В. Юшкин и др. -М.: Недра, 1995.-214 с.

7. Соколов В.А., Миркин И.И. Предварительная оценка возможности применения сайклинг-процесса на Вуктыльском месторождении // Газовое дело. 1970. - №5. - С. 34 - 41.

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

9. Гуревич Г.Р., Миркин И.И., Соколов А.А. Разработка газоконденсатных месторождений с применением сайклинг-процесса. М.: ВНИИОЭНГ, 1970. -145 с.

10. Гуревич Г.Р., Соколов А.А., Шмыгля П.Т. Разработка газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления. М.: Недра, 1976. -184 с.

11. Татевосян К.Р. О переработке газового конденсата в США // Переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром - 1973. - Вып.2. - С. 11-16.

12. Бордюгов А.Г., Тышляр И.С., Пикалов Г.П. Природный газ и защита окружающей среды. М.: ВНИИЭгазпром. - 1981. - Вып.4 - С. 45-48.

13. Яблонская В.П., Константинова Н.К. Разработка газоконденсатных месторождений США и Канады. М.: ВНИИОЭНГ, 1967. - С. 24-28.

14. Пикалов Г.П., Бордюгов А.Г., Тышляр И.С. Проблема безотходной технологии при разработке газоконденсатных месторождений и переработки сырья в газовой промышленности. М.: ВНИИЭгазпром. - 1982. - Вып.З. -С. 32-37.

15. Гриценко А.И. Газоконденсатная характеристика месторождений Западной Сибири. М.: ВНИИЭгазпром. - 1979. - Вып. 10. - 42 с.

16. Тер-Саркисов P.M., Подюк В.Г., Николаев В.А. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений. -М.: Недра, 1998.-289 с.

17. Патент РФ № 2092680. Способ разработки газоконденсатного месторождения. 1997. - 6 с.

18. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. -М.: Химия, 2001.-568 с.

19. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей. М.: Химия, КолосС, 2004. - 456 с.

20. Малогабаритные установки для получения моторных топлив / В.И. Майоров, Д.А. Пак, JI.M. Саркисян и др. // Газовая промышленность. 1979. -№11.-С 14.

21. Майоров В.И., Павлова С.П., Пак Д.А. Установка получения дизельного топлива из газового конденсата Уренгойского месторождения // Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Реф. сб. М.: ВНИИЭгазпром, 1980.-№12-С. 15-22.

22. Павлова С.П., Майоров В.И., Пак Д.А. Промысловая переработка газовых конденсатов с получением моторных топлив // Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Реф. сб. М.: ВНИИЭгазпром, 1982. - № 3. - 48 с.

23. Переверзев А.Н., Овчаров С.Н. Определение естественных потерь альтернативных топливных смесей //Научные школы и научные направления СевКавГТУ: Сб. Ставрополь: СевКавГТУ, 2001. - С. 252-254.

24. Овчаров С.Н., Переверзев А.Н. Экологические проблемы мини-НПЗ //Материалы XXXI научно-технической СевКавГТУ. Ставрополь: СевКавГТУ, 2001.-С. 124

25. Глазов Г.И., Гараев A.M., Тимерханов Р.В. Малотоннажные модульные установки // ХТТМ. 2003. - № 1-2. - С. 25-34.

26. Опыт проектирования, освоения и интенсификации высокопроизводительных установок первичной переработки нефти //О.А. Ктаторов, П.И. Коротков, В.Г. Сандлер и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1975. -130 с.

27. Фёдоров В.В., Пикалов Г.П., Свердлов Ю.М. Опыт освоения высокопроизводительной атмосферной установки //ХТТМ. 1971. - № 5. -С. 33-35.

28. Мановян А.К. О четкости погоноразделения при перегонке нефти //Технология переработки нефти и газа. Производство топлив. Труды ГрозНИИ. М.: Химия. - 1968. - Вып. XXII. - С. 60-73.

29. Пикалов Г.П., Меренков Ю.А., Свердлов Ю.М. Опыт эксплуатации колонн К-1 высокопроизводительных установок по перегонке нефти //Нефтепереработка и нефтехимия. 1972. - № 3. - С. 1-3.

30. Способы повышения эффективности работы установок первичной переработки нефти /М.Х. Ямпольская, В.Я. Малашкевич, В.Я. Киевский и др. //Нефтепереработка и нефтехимия. 2003. - № 6. - С. 27-34.

31. Показатели работы атмосферных ректификационных колонн с S-образными тарелками на высокопроизводительных установках /Т.П. Пикалов, С.А. Круглов, О.Г.Осинина и др. //ХТТМ. 1972. - № 7. - С. 34-37.

32. Показатели работы атмосферной колонны установки АВТ-6 /Г.П. Пикалов, Б.А. Соболев, Б.Н. Исаев и др. //ХТТМ. 1972. - № 4. - С. 34-37.

33. Борисов П.А., Астафьева А.А. Эффективность комплексной переработки газового конденсата //Переработка газа и газового конденсата: Реф. сб. М.: ВНИИЭгазпром, 1973. - № 9. - С. 17-21.

34. Алиева Р.Б. Современное состояние переработки и использования газовых конденсатов //Переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1978.-44 с.

35. Репалов В.И., Заикин С.А., Тиманев В.М. Моторные топлива из конденсата //Газовая промышленность. 1979. - № 4. - С. 26-27.

36. Бренц А.Д., Пикалов Г.П., Тышляр И.С. Народнохозяйственный и региональный аспекты рационального использования конденсата //Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром. - 1982. - № 6. - 40 с.

37. Бренц А.Д., Тышляр И.С, Пикалов Г.П. Экономика разработки газовых месторождений и переработки сырья. -М.: Недра, 1984. -137 с.

38. Особенности технологии перегонки газового конденсата и её реализация на крупногабаритной установке ЭЛОУ-АВТ-4 /Х.Х. Рахимов, М.Р.

39. Зидиханов, М.И. Басыров и др. //Нефтепереработка и нефтехимия 2003. -№10.-С. 25-29.

40. А.С. 1244166 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения топливных фракций. 1986.-БИ№ 26.

41. А.С. 1247392 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения нефтяных фракций. 1986. - БИ № 28.

42. А.С. 1249060 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения нефтяных фракций. 1986. - БИ № 29.

43. А.С. 1249061 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения топливных фракций из газового конденсата. 1986. - БИ № 29.

44. А.С. 1253984 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения нефтяных фракций. - 1986. - БИ № 32.

45. Производство топлив для судовых двигателей /К.В. Баклашев, Ю.Н., Лебедев, В.Н. Николаенко и др. //ХТТМ. 2002. - № 4. - С. 10-12.

46. Установка ЭЛОУ-АВТ в ОАО «Орскнефтеоргсинтез» /В.В. Пилюгин, К.Б. Рудяк, В.П. Костюченко В.П. и др. //ХТТМ. 2004. - №1. - С. 10-13.

47. Установка первичной переработки нефти на Комсомольском НПЗ / В.В. Нападовский, В.В. Ежов, К.В. Баклашев и др. //ХТТМ. 2004. - №1. - С. 4-9.

48. Креймер М.Л., Илембитова Р.Н., Ахмалеев Е.А. и др. // Башкирский химический журнал. 1996. - Т. 5. - №3. - С. 16-23.

49. А.С. 1234416 СССР МКИ3 C10G7/00 Способ получения нефтяных фракций. 1986.-БИ№ 20.

50. Fischer W. Archive for die Warm wirtschoft und Dampfkesselwesen. 1933. -N14.-P. 217.

51. Скобло А.И. Основные элементы технологического расчета нефтеперегонных установок. Баку: Азнефтеиздат, 1939. - 192 с.

52. Kirkbride C.G. Petrol. Ref. 1945. - V. 23. - P. 32.

53. Трегубов A.M. Теория перегонки и ректификации. Баку: Госттоптехиздат, 1945. - 400 с.

54. Цибровский Я.Т. Процессы химической технологии. М.: Госхимиздат, 1958.-673 с.

55. Касаткин А.Г., Плановский А.Н., Чехов О.С. Расчет тарельчатых ректификационных и абсорбционных аппаратов. М.: Стандартгиз, 1961. -80 с.

56. Surowiee A. Canad. J. Chem. Eng. 1961.-V. 39.-N30. - P. 130.

57. Zellnik H., Sondak N., Davis R. Chem. Eng. Progr. 1962,- N58. - P. 35.

58. Платонов B.M., Берго Б.Г. Разделение многокомпонентных смесей. М., Химия, 1965.-368 с.

59. Сверчинский Б.С. Расчет ректификации многокомпонентных смесей на ЭВЦМ //Опыт проектирования нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1968. - 86 с.

60. Технология нефти и газа. Вопросы фракционирования. Сб. УфНИ. -Уфа: Химия, 1971.-336 с.

61. Сучков Б.А. Расчет ректификационных колонн на ЭВМ. НТО. Сер.: Автоматизация и контрольно-измерительные приборы. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1971. - 54 с.

62. И.Л. Гуревич. Технология переработки нефти и газа М.: Химия, 1972 -360 с.

63. Багатуров С.А. Основы теории расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974.-452 с.

64. Технология нефти и газа. Вопросы фракционирования. Сб. УфНИ. -Уфа: Химия, 1975.-376 с.

65. Перегонка и ректификация сернистых нефтей и нефтепродуктов. Тр.

66. БашНИИ НП. М.: Химия, 1975. - Вып. XII. - 230 с.81 .Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. М.: Химия, 1978.-280 с.

67. Н.В. Лисицин. Оптимизация нефтеперерабатывающего производства -СПб.: Химиздат. 2003. 184 с.

68. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии-М.: Химия, 1971.-480 с.

69. Зыков Д.Д. Практические основы расчета ректификации многокомпонентных смесей: Автореферат докторской диссертации. М.: МХТИ им. Д.И. Менделеева, 1962. - 49 с.

70. Приближённый метод расчета основных параметров многокомпонентной ректификации. /Ю.К. Молоканов, Т.П. Кораблина, Н.И. Мазурина и др. // ХТТМ. -1971. № 2. - С. 36-39.

71. Проектный расчёт процесса ректификации многокомпонентных смесей /И.А. Александров, Е.Н. Туревский, Д.Ц. Бахшиян и др. // ХТТМ. 1978. -№1,-С. 38-41.

72. Матушкин Б.К. Исследование закономерностей ректификации и интенсификации работы колонн на нефтеперерабатывающих заводах: Дисс. докт. техн. наук. Уфа: УфНИ, 1975.

73. Мановян А.К. Разработка и исследование рациональных технологических схем и режимов современных и перспективных установок ректификации нефти и нефтепродуктов: Дисс. докт. техн. наук. М.: МИНХиГП им. И.М. Губкина, 1976.

74. Молоканов Ю.К., Пикалов Г.П. К расчету основных параметров ректификации в сложной колонне для разделения нефти //ХТТМ. 1977. -№5.-С. 43-45.

75. Выбор оптимальных параметров процесса ректификации и основных размеров аппарата /Д.Ц. Бахшиян, А.И. Александров, Е.Н. Туревский и др. -Подготовка и переработка газа и газового конденсата: Реф. сб. М.: ВНИИЭгазпром, 1979. - №1 - С. 23-27.

76. Александров И.А. Перегонка, и ректификация в нефтепереработке. М.: Химия, 1981.-350 с.

77. Мановян А.К., Байбурский Л.А., Гончарова Н.А. О работе отпарных секций атмосферной колонны с вводом водяного пара //Технология переработки нефти и газа. Производство топлив. Труды ГрозНИИ. М.: Химия. - 1968. - Вып. XXII. - С. 73-85.

78. Мс Cabe W.L., Thiele E.W. bid. Eng. Chem. 1925. - V. 17. - P. 605-609.

79. Америк Б.К. Ректификация сложных смесей //Нефтяное хозяйство. 1934. -№5.-С. 30-33.

80. Gilliland E.R. bid. Eng. Chem. 1940. - V. 32. - N 9. - P. 1220-1223.

81. Михайловский Б.Н. Аналитический метод расчета процесса ректификации многокомпонентных и бинарных смесей //Химическая промышленность. 1954. - № 4. - С. 40-45.

82. Maddox R.N. The Ref. Eng. 1958. - V. 30. - N4. - P.127-132.

83. Показатели работы и оценка некоторых методов расчета ректификационных колонн промышленных нефтеперегонных установок / Ю.И. Козорезов, J1.A. Байбурский, А.К. Мановян и др.: Тр. ГрозНИИ. М.: Химия. - 1963. - Вып. 15. - С. 148-163.

84. Показатели работы ректификационных колонн / Ю.И. Козорезов, Л. А. Байбурский, А.К. Мановян и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1963. - 58 с.

85. Багатуров С.А. Курс теории перегонки и ректификации. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 462 с.

86. Варианты переработки остатка перегонки смесей нефтей и газовых конденсатов / П.А. Мальковский, Е.В. Боровков,, М.Ф. Минхайров и др. //ХТТМ. 2001. - № з. - С. 33-36.

87. Happel J. Chem. Eng. 1958. - V. 65. - N14. - P. 144-148.

88. Попов B.B., Сверчинский Б.С. Труды второго всесоюзного совещания по тепло- и массообмену. Минск: Наука и техника. - 1966. - Т.6. - 240 с.

89. Технология переработки нефти. Ч. 1. Первичная переработка нефти/ Под ред. О.Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. М.: Химия, КолосС, 2005. - 400 с.

90. Fenske M.R. Fractionation of Straight run Pennsylvania Gasoline / Ind. Eng. Chem. 1932. - V. 24. - P. 482-487.

91. Underwood A.J. The Theory and Practice of Testing Stills /Trans. Inst. Chem. Eng.- 1932.-V. 10.-P. 112-117.

92. King C.J., Cantz D.W., Barnes O.J. / Ind. Eng. Chem. Process. Des Develop. 1972. - V. 11. -№ 2. - P. 271-283.

93. Ластовкин Г.А., Радченко Е.Д., Рудин М.Г. Справочник нефтепереработчика. Л.: Химия, 1986. - 648 с.

94. Школьников В.М. Топлива. Смазочные материалы. Технические жидкости. Ассортимент и применение. -М.: Техинформ, 1999. 583 с.

95. Нефть. Общие технические условия ГОСТ Р 51858-2002. М.: Госстандарт России, 2002. - 7 с.

96. ГОСТ Р 51313-99. Бензины автомобильные. Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 2002. - 10 с.

97. Топлива для двигателей внутреннего сгорания. Технические условия. Неэтилированный бензин М.: Изд-во стандартов, 1999. - 12 с.

98. ГОСТ 305-82. Топливо дизельное. Технические условия. М.: Изд-во стандартов, 1983. - 8 с.

99. Рыбак Б.М. Анализ нефти и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1962.- 888 с.

100. Практикум по технологии переработки нефти. 3-е изд. - М.: Химия, 1978.-286 с.

101. Проскуряков В.А., Драбкин А.Е. Химия нефти и газа. JL: Химия, 1989. -422 с.

102. Евразийский патент № 006087. Способ разработки газоконденсатного месторождения / Ковалев А.А., Ковалев Ю.А., Пикалов Г.П., Пикалов В.Г., Пикалов С.Г., Кириленко Г.В. № 200400904; Заяв. 05.07.2004; Дата выдачи патента 25.08.2005.-4 с.

103. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г. Оптимизация состава нефтегазоконденсатных смесей для первичной переработки // ХТТМ. 2005. -№1,-С. 37-39.

104. Крель Э. Руководство по лабораторной ректификации. М.: Иностранная литература, 1960. - 631 с.

105. Патент RU 1123292 А Г. Способ фракционирования нефти или нефтегазоконденсатной смеси / Пикалов Г.П., Бровко В.Н., Воленюк Б.И., Тышляр И.С., Пикалов С.Г. -№ 3429332; Опубл. 20.05.1999; Бюл. 14. 7 с.

106. Патент RU 2273655 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчарова А.С. № 2004135659/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10. - 7 с.

107. Патент RU 2273656 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова А.С. № 2004135661/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10.-7 с.

108. Патент RU 2273657 С1, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В., Пикалов И.С., Овчарова А.С. № 2004135664/04; Заяв. 07.12.2004; Опубл. 10.04.2006; Бюл. 10. - 6 с.