автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Извлечение высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа Южного Ирака

■ На правах рукописи

ДураидХазим Каеем 0 3

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ВЫСОКОКИПЯЩИХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА ЮЖНОГО ИРАКА

сен г^

Специальность 05.17.07- «Химия и технология топлив и специальных

продуктов»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2009

003475878

Работа выполнена на кафедре «Химическая кибернетика» Уфимского государственного нефтяного технического университета.

Научный руководитель

доктор технических наук, профессор Умергалин Талгат Галеевич.

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Самойлов Наум Александрович;

кандидат технических наук, старший научный сотрудник Пестрецов Николай Васильевич.

Ведущая организация

«Башкирский университет».

государственный

Защита состоится « 30 » сентября 2009 года в 11.00 на заседании совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д 212.289.03 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1.

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

Автореферат разослан « 28 » августа 2009 года.

Ученый секретарь совета

Абдульминев К. Г.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Компонентный состав нефтяных газов включает в себя фракции от метана до гептана, критические давления и температуры которых колеблются в широких пределах. Это ценнейшие углеводороды, как и нефть, которые могут быть использованы как широкая фракция углеводородов в нефтехимии, а после подготовки на газоперерабатывающих заводах - как топливный и сырьевой газ.

Нефти месторождений Юга Ирака характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором. Газ концевой ступени сепарации, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах, а газ резервуара направляется по трубопроводу в атмосферу.

В этом случае на факел низкого давления с последних ступеней сепарации поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углеводородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского Залива, где среднегодовая температура довольно высока, что оказывается близким к температуре кипения пентановой фракции.

Цель работы

Применительно к месторождению Румайла Юга Ирака разработать конструктивное оформление процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации нефти путем однократной абсорбции стабильной нефтью.

Задачи исследования

1 Определение потерь углеводородных компонентов попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации, который сжигается на факелах.

2 Экспериментальное изучение диапазона и режима работы турбулентного аппарата диффузор - конфузорной конструкции, определение расходов газа и жидкости модельной смеси, при которых будет осуществлена турбулизация газожидкостной смеси, при преобладании газовой фазы.

3 Разработка методики расчета геометрических размеров аппарата диффузор - конфузорной конструкции, обеспечивающей турбулизацию смеси нефть-газ.

Научная новизна

1 Показано, что для извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией, характеризующейся большим преобладанием газовой фазы над жидкой, можно эффективно использовать трубчатый турбулентный аппарат диффузор - конфузорной конструкции.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществлять в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (<Зя/с!/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

Практическая значимость

1 Разработанный способ совершенствования процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа за счет использования малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции на стадии однократной абсорбции стабильной нефтью может найти практическое применение при подготовке нефти на промыслах.

2 Результаты исследований могут использоваться при обучении студентов нефтехимического направления по дисциплине «Теоретические основы энерго- и ресурсосбережения».

Апробация работы

Основные положения работы докладывались и обсуждались: на 58 и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007, 2008 гг.); IX Международной научно - практической конференции «Компьютерные технологии в науке, производстве, социальных и экономических процессах» (г. Новочеркасск, 2008 г.); IX Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов «Химия и химическая технология в XXI веке» (г. Томск, 2008 г.);

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 7 работах, в том числе в 3 статьях, из них 2 статьи по списку ВАК, материалах и тезисах докладов 4 конференций.

На защиту выносятся

Результаты экспериментальных и теоретических исследований по уменьшению потерь высококипящих компонентов попутного нефтяного газа месторождения Румайла Юга Ирака.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 102 страницы машинописного текста, в том числе 24 таблиц, 25 рисунков, библиографический список использованной литературы из 116 наименований и приложения.

Автор выражает благодарность научному руководителю Умергалину Т.Г., доценту кафедры «Общая и аналитическая химия» Шевлякову Ф.Б., преподавателю русского языка Самохиной JI.A., коллективу кафедры «Химическая кибернетика».

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, дана краткая характеристика нефтяной промышленности Ирака и России.

В первой главе диссертации выполнен обзор литературы по теме исследований.

Экспериментальному и аналитическому изучению потерь высококипящих компонентов с попутным нефтяным газом, методам утилизации попутного нефтяного газа и способам решения данной проблемы посвящен ряд работ отечественных и зарубежных исследователей. Однако количество исследований, выполненных применительно к попутному нефтяному газу, ограничено, а применительно к нефтяным месторождениям Ирака эксперименты не проводились.

Одним из перспективных способов снижения потерь углеводородов является процесс однократной абсорбции высококипящих компонентов попутного нефтяного газа стабильной нефтью. Эффективность процесса однократной абсорбции существенно зависит от степени перемешивания газожидкостной смеси. Наилучшая степень перемешивания достигается при турбулентном движении потока.

Разработаны трубчатые турбулентные аппараты различных модификаций (цилиндрической, диффузор - конфузорной конструкций), успешно применяемые в различных отраслях нефтехимии. Отличительной особенностью этих аппаратов является преобладание жидкой фазы над газовой.

Рассмотрены результаты исследований по изучению двухфазных потоков и способов определения перепада давления в трубных аппаратах.

Вторая глава диссертации посвящена расчетному исследованию процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации нефти с применением уравнения состояния Пенга - Робинсона.

Месторождение Румайла, которое находится на Юге Ирака, является одним из крупнейших месторождений. При стабилизации нефти традиционно используется четырехступенчатая сепарация. Попутные газы первых трех ступеней, сепарируемых при давлениях 0,3...4,1 МПа, направляются по трубопроводу потребителю. Газ концевой ступени, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах.

Проведен расчетный анализ работы установки подготовки нефти У ПН №1 центральной станции по существующей схеме. Основные режимные параметры работы установки приведены в таблице 1. Расчетные расходы потоков приведены в таблице 2.

Таблица 1- Давление и температура в сепараторах

Сепаратор 1 2 3 4 Резервуар

Давление, МПа 4,186 0,816 0,285 0,185 0,1015

Температура, °С 76 70 66 61 56

Таблица 2 - Расход нефти и газа из сепараторов, т/ч

Сепаратор 1 2 3 4 Резервуар

Расход нефти 91,15 87,13 85,72 84,88 83,72

Расход газа 8,85 4,02 1,41 0,84 1,16

На рисунке 1 приведено групповое содержание углеводородов СрС3 , С4+ и С6+ в газах сепарации. Как видно из рисунка, содержание углеводородов С1-С3 в ходе последовательной сепарации уменьшается, а содержание углеводородов С4+ и увеличивается вследствие уменьшения давления сепарации.

В газах четвертой ступени сепарации и резервуара содержание углеводородов С4+ велико. Они являются наиболее ценной группой углеводородов, использующихся для выработки моторных топлив и производства множества нефтехимических продуктов. На УПН они направляются на факел или рассеиваются в атмосферу.

Одним из эффективных путей целевого использования фракций углеводородов попутного нефтяного газа является частичная их абсорбция стабильной нефтью из газов последних ступеней сепарации. С одной стороны, это позволяет уменьшить плотность сжигаемого попутного нефтяного газа на факелах низкого давления, с другой - снизить потери легкокипящих фракций сырой нефти и, как следствие, увеличить объемы добываемой продукции скважин.

Сепаратор

Рисунок 1 - Содержание углеводородов в газах сепарации нефти

Проведен расчет процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией стабильной нефтью. Принципиальная схема процесса приведена на рисунке 2.

В таблицах 3 и 4 приведены расходы газа и содержание в нем высококипящих компонентов С4+, направляющихся на факел при различных расходах абсорбента, разных температурах абсорбции и давлении, равном 0,16 МПа.

Как видно из таблицы 3, с увеличением расхода абсорбента и понижением температуры эффективность извлечения высококипящих компонентов из газа сепарации возрастает. Потери уменьшаются более чем в 2 раза. Из таблицы 4 следует, что содержание высококипящих компонентов в газе концевой ступени сепарации уменьшается.

Газ на факел

Газ я атмосферу

-uf'wC^C^C^j-* 5 )

t^ vi 1

9-

I- нестабильная нефть; II- газ из сепаратора; III- нефть из сепаратора; IV- товарная нефть; V- нефть на абсорбцию; VI-нефть из емкости разделения; VII- газ из емкости; VIII -хладагент; 1- сепаратор 2- резервуар; 3- насос; 4 - трубчатый турбулентный аппарат; 5-емкость разделения; б - холодильник.

Рисунок 2 - Схема отбензинивания газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией

Таблица 3 - Расход газа концевой ступени сепарации после однократной абсорбции при различных расходах абсорбента и разных температурах, т/ч

т °с Расход абсорбента, т/ч

0 2 4 6 8 10

55 0,84 0,81 0,79 0,77 0,75 0,73

50 0,84 0,77 0,74 0,71 0,68 0,66

45 0,84 0,74 0,69 0,65 0,61 0,58

40 0,84 0,70 0,64 0,60 0,55 0,52

35 0,84 0,66 0,58 0,53 0,49 0,45

30 0,83 0,61 0,53 0,48 0,43 0,39

25 0,79 0,56 0,48 0,42 0,37 0,34

Таблица 4 - Содержание компонентов С4+ в газе концевой ступени сепарации,

% масс.

т °с Расход абсорбента, т/ч

0 2 4 6 8 10

55 60,0 59,0 59,0 59,0 59,0 59,0

45 60,0 56,0 55,0 54,0 53,0 52,0

35 60,0 52,0 49,0 47,0 46,0 45,0

25 58,0 46,0 43 ;о 40,0 39,0 37,3

а) без абсорбции; б) с абсорбцией Рисунок 3 - Содержание групп углеводородов газа концевой ступени

На рисунке 3 приведено сравнение групп углеводородов газа концевой ступени сепарации при охлаждении до температуры 25 °С и расходе нефти на абсорбцию 10 т/ч. Видно, что содержание группы углеводородов С4+ уменьшается с 60 до 37% масс., содержание группы уменьшается с 21 до 8 % масс., а содержание группы углеводородов СрСз увеличивается с 39 до 61 % масс.

Проведенные расчетные исследования процесса извлечения высококипящих углеводородов из газа парового пространства резервуара по

аналогичной технологии также показали, что с увеличением расхода товарной нефти на абсорбцию увеличивается выход товарной нефти и уменьшается расход газа из емкости разделения, а содержание С4+ , С6+ уменьшается.

В третьей главе приведены результаты экспериментальных исследований трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции с преобладанием газовой фазы.

На модельной смеси «вода-воздух» исследовались различные режимы работы турбулентного аппарата. Схема экспериментальной установки приведена на рисунке 4. Стеклянные турбулентные аппараты диффузор-конфузорной конструкции, отличающиеся глубиной профилирования канала ёд/с1к = 1,6; 2,0; 3,0 (<!„, с1к - диаметр широкой (диффузор) и узкой (конфузор) частей аппарата), состояли из восьми секций. В аппарат непрерывно подавался сжатый воздух из газового баллона с объемным расходом Уг от 200 до 800 мл/с. Расход потока воды изменялся от 2 до 60 мл/с, т. е. соотношение фаз составляло от 3 до 400. В работе определялись условия начала пульсации и турбулизации потоков (формирование однородной газожидкостной смеси с равномерным распределением компонентов по объему аппарата). Степень перемешивания фаз фиксировалась путем видео- и фотосъемок. Перепад давления в аппарате определялся в результате замера давления на концах аппарата. В условиях эксперимента варьирование соотношения расхода воды и воздуха происходило от момента расслоенного течения фаз ( рисунок 5) (расход газа максимальный V, = 800 мл/с, расход воды минимальный Уж = 2 мл/с) до момента начала эффекта турбулизации фаз (больший расход воды), при котором происходила гомогенизация газожидкостного потока и формировалась устойчивая работа аппарата по всей длине ( рисунок 6). Эти условия характеризуют нижнюю границу производительности аппарата по жидкой фазе. Температура водно-воздушной смеси в среднем составляла 10 °С (эксперимент проводился в зимний период, в январе).

С увеличением глубины профилирования канала (отношения <1л/с1к) наблюдается рост протяженности аппарата, на котором формируется однородный поток (рисунок 7).

1 - газовый баллон с воздухом Р = 50 атм.; 2 - перистальтический насос; 3 - линия подачи дисперсионной среды; 4 - ротаметр; 5 - трубчатый турбулентный аппарат; б -фотокамера; 7 - источник света; 8 - манометр

Рисунок 4 - Схема экспериментальной установки для изучения закономерностей течения двухфазных систем

Рисунок 5 - Фото расслоенного Рисунок 6 - Фото гомогенизации

течения фаз газожидкостного потока

В то же время рост глубины профилирования канала приводит к увеличению перепада давления на концах аппарата, что способствует повышению энергетических затрат на прокачивание потоков.

При движении двухфазного потока ключевыми параметрами, характеризующими технологический процесс абсорбции, являются нижняя

граница формирования однородного потока и перепад давления на концах аппарата.

В таблице 5 приведены минимальные расходы воды, при которых формируются режимы пульсации и турбулизации в аппарате с глубиной профилирования канала, равной с!д/с1к =3,0.

Как видно из таблицы, с увеличением расхода воздуха разность требуемого расхода воды между началом турбулизации и пульсации потока уменьшается.

В случае увеличения расхода газовой фазы для формирования нижней границы однородного потока с равномерным распределением компонентов смеси по сечению аппарата требуется меньшее количество жидкой фазы.

Таблица 5 - Минимальный расход воды в начальные моменты пульсации и турбулизации потока в конце аппарата

Расход воздуха, мл/с 200 400 600 800

Расход воды, мл/с

- при начале пульсации 35 25 22 21

- при начале турбулизации 90 52 45 43

7/ад

Уг = 800 мл/с, Уж = 50 мл/с, с!д = 24 мм, Мсекций = 8, Ьс = 72 мм

Рисунок 7 - Зависимость протяженности области однородного газожидкостного потока (г!й) от глубины профилирования канала трубчатого турбулентного аппарата

Аппарат диффузор-конфузорной конструкции с профилированием канала с!д/с1к = 3,0 характеризуется большим перепадом давления на концах аппарата

(рисунок 8) по сравнению с профилированием (1д/с1к = 1,6 (АР увеличивается до 10 раз), что связано с большими значениями потерь энергии при течении смеси через локальные гидродинамические сопротивления, но при этом все же не превышает принятого ограничения в 0,02 МПа.

Следовательно, с большим -запасом можно принять глубину профилирования аппарата равной 3,0.

Таким образом, результаты экспериментов показывают, что при профилировании канала с1д/с1к = 3,0 происходит турбулизация смеси по всей длине аппарата и перепад давления в аппарате менее 0,02 МПа.

Увеличение расхода только газовой или только жидкой фаз в однофазном потоке сопровождается монотонным повышением перепада давления на концах трубчатого турбулентного аппарата (рисунок 9, кривая 2). Перепад давления является функцией плотности потока и квадрата линейной скорости его движения. Как следствие, левая ветвь повышения гидравлического сопротивления при движении двухфазной смеси (рисунок 9, кривая 1) определяется ростом ее плотности за счет обогащения жидкой фазой.

ДР, МПа

Уг = 800 мл/с, V» = 50 мл/с, с1л = 24 мм, Н^ций = 8, Ьс = 72 мм

Рисунок 8 - Зависимость перепада давления на концах трубчатого турбулентного аппарата от глубины профилирования при течении газожидкостного потока

А Р, МПа Уг, мл/с

У/Уж

Рисунок 9 - Зависимость перепада давления АР на концах трубчатого турбулентного аппарата от соотношения У/У* (1) и расхода газовой фазы (2) для нижней границы формирования однородного потока, ёд/ с!к =3,0

Рост перепада давления в правой ветви кривой, очевидно, связано с высокой скоростью движения газожидкостной смеси за счет ее обогащения газовой фазой. В рассмотренном интервале расходов жидкости и газа формирование режима движения однородной газожидкостной смеси с минимальным перепадом давления на концах трубчатого турбулентного аппарата наблюдается в интервале Ур/Уж от 5 до 15.

Таким образом, экспериментально определены нижняя граница расхода жидкой фазы при преобладающем расходе газовой фазы, обеспечивающая турбулентный режим работы аппарата, а также необходимая глубина профилирования канала.

В четвертой главе на основе экспериментальных данных по методу аналогий определены геометрические параметры турбулентного аппарата, работающего на смешении смеси стабильной нефти и газа концевой ступени

сепарации, а также требуемый расход нефти на абсорбцию. Критерием оптимизации являлся перепад давления на концах аппарата в пределах не более 0,02 МПа, т. к. в концевой ступени сепарации, с целью обеспечения необходимого давления насыщенных паров углеводородов, поддерживают низкое давление.

Значение перепада давления при течении газожидкостной смеси в аппарате можно определить из уравнения Бернулли. Для однородной смеси уравнение Бернулли может быть представлено следующим образом:

др = Л_А.С2

¿'2 РС

где АР- перепад давления, Па; рс- средняя плотность смеси, кг/м3; <3 -массовый расход в единичном сечении канала, кг /см2; (1 - диаметр, м; X-коэффициент трения для турбулентного течения, ¿-длина аппарата, м.

Значение коэффициента трения для турбулентного течения можно рассчитать по формуле Блазиуса:

,0,3164

Яе0,25 '

Плотность рс определяется из уравнения

1 = % I

Рс Рг Рж где х~ массовая доля газовой фазы.

Перепад давления для смеси "вода - воздух" отметим следующим образом:

X Ь '

ДР =—----в2

й -2 рс

-'вода-воздух

Значение б - массового расхода в единичном сечении канала:

г V■pc

где в - сечение трубы, м2.

Имеем

ДР =-

Л » ■Рс ' ^ "16

л

-I вода-воздух

Перепад давления для смеси "нефть-газ" отметим аналогичным образом:

¡м- =-

X * 'Рс'Ь -16

¿Т ¡2

- нефть-газ

Полагаем (др)нефть -газ (ДР)вода-воздух

Пусть объемный расход смеси "нефть-газ" в (К) раз больше расхода

смеси "вода-воздух":

%1ефть-газ = ^ " ^вода-воздух > а также отношение линейных параметров "длина - диаметр" равно

некоторому значению № Ь = N ■ <з?

Тогда имеем

' Г

Яе4

нефть-газ

М

,4)

вода-воздух

^ ^вода-воздух нефть-газ „2

(р1--К

Яе4

вода-воздух

Ч У

нефть-газ

Учитывая, что =-и? , получаем

нефть-газ вода-воздух '

нефть-газ ^вода-воздух

/-'нефть-газ Рвода-воздух

3 (

4

/^нефть-газ

вода-воздух у

вода-воздух ^нефть-газ

■К'

Таким образом, имеем

^нефть-газ

Рнефть-газ

3

"вода-воздух где К - масштабный фактор.

-воздух

^нефть-газ Цвода-воздух

— 8 ".кп,

Диаметр трубы для смеси "нефть-газ" при заданном значении К определятся по уравнению

м

нефть-газ

Рнефть-газ

^Рвода-воздух,

17

И-нефть

Ивода-воздух,

■к17-У,

вода-воздух'

где с?д-диаметр диффузора, который равен диаметру трубы.

Расход газа концевой ступени сепарации равен 0,84 т/ч, плотность газа равна 3,94 кг/м3. В эксперименте объемный расход воздуха равен 600 мл/с, плотность воздуха - 1,26 кг/м3. Следовательно, масштабный фактор К "газ/воздух" равен 98,7.

В экспериментах диаметр диффузора был равен 24 мм, диаметр конфузора- 8 мм. Их отношения йл/ <1к =3,0.

Объемный расход воды в эксперименте при турбулизации равен 45,33 мл/с; плотность нефти равна 791 кг/м3.

Расход нефти = (объемный расход воды * К) * р .

Массовый расход нефти составит 12,74 т/ч. Массовая доля воздуха % в эксперименте равна 0,0164, массовая доля газа равна 0,0619.

Вязкость смеси определяется из следующего уравнения:

О-*)- /^жидкость Ргаз Акидкость

Мсмесь ~ Рсиесъ Итоговые результаты приведены в таблице 6.

Таблица 6 - Массовая доля газовой фазы, плотность, вязкость и диаметр диффузора и конфузора для смеси «вода-воздух» и «газ-нефть»

Смесь X р, кг/м3 /л ,мПа. с , мм (1|с, мм

Вода-воздух 0,0164 71,1 0,087 24 8

Газ-нефть 0,0619 59,1 0,886 231 77

С учетом масштабирования для установки № 1 центральной станции месторождений Румайла рекомендуется использовать трубчатый турбулентный аппарат диффузор - конфузорной конструкции с диаметром диффузора 240 мм, диаметром конфузора 80 мм.

На месторождении Румайла установлены 5 станций, включающих от 3 до 5 параллельно работающих установок подготовки нефти. В зависимости от добычи нефти расход газа концевой ступени, направляемого на факел, различается. Соответственно, будут различаться геометрические размеры турбулентного аппарата.

По изложенному методу проведены расчеты геометрических параметров аппарата и минимально требуемый расход абсорбента, обеспечивающий турбулентный режим работы ( таблица 7).

Здесь 4д/ 4=3.0; Ьс = 3ёд.

Таблица 7 - Расход нефти на абсорбцию, диаметр диффузора и конфузора в зависимости от расхода газа

Уг, т/ч У„, т/ч с!д, мм (1к, мм

0,4 6,1 163 54

0,6 9,1 197 66

0,84 12,7 231 77

1 15,2 251 84

1,2 18,2 273 91

1,4 21,3 294 98

Ниже приведены регрессионные уравнения, аппроксимирующие полученные данные:

ёд= 88,87 + 203,12* Уг- 40,74*( Уг)2

йк = 28,56 + 70,43* V - 15,02*( Уг)2

Ун = 0,15 + 14,77 *(УГ) + 0,24* (Уг)2,

где <1д - диаметр диффузора, мм; с1к - диаметр конфузора, мм; Уг - расход газа т/ч, Ун - расход нефти т/ч.

Данные уравнения позволяют определить размеры аппарата для конкретной установки подготовки нефти.

Общий перепад давления ДР равен сумме перепадов давлений в гладкой трубе, в диффузоре и в конфузоре (рисунок 10):

ДР=(РгР2)+(Р2-Р3)+(Рз-Р4), где Pi - давление в ьй секции, Па.

(1-2)- диффузор; (2-3)- гладкая труба; (3-4)- конфузор Рисунок 10 - Схема секции аппарата

Для расчета перепада давления в аппарате при турбулентном смешении газонефтяной смеси принят метод, изложенный в работе [Perry's Chemical Engineer's Handbook / R. H. Perry, D. W. Green, J. 0. Maloney - New York, McGraw-Hill Book Company, 1999. -Р.657]. Перепад давления при турбулентном смешении газожидкостной смеси определяется по уравнению (ДР/L) смеси = Yj^.(AP/L) жидкости

1/2

Yl = l + 2QIX + l/X ; для гладкой Трубы:

х =

(ДР / Ь\нсидкостъ (АРИ)газ

(др2_3/ь)ж идкость = (а-О П I °2rt 1

Р2+Рзу

где Т - температура, К; R - газовая постоянная (8,31 Дж/моль-К); М - молекулярная масса.

Для диффузора : Д?12 =Kl-p-Lv\ Если а ¿45°, то Я =2,6sin(ar/2).

л.-ш. I 1 * Л I ^

Для конфузора: А/з_4 =

•И',.

1

бЛап{а/2)

1-

Если а < 45°, то для турбулентного потока: К2 = 0,0049• // ■ Яе3/4. Здесь Бк - сечение конфузора, м2; 5 - сечение диффузора, м2; а - угол

раскрытия диффузора.

Сопоставление расчетных данных, полученных применительно к условиям абсорбции жирной углеводородной фракции попутного нефтяного газа нефтью, коррелируют с данными для перепада давления в аппарате модельной системы "вода-воздух" (рисунок 11, кривая 3).

Результаты свидетельствуют о том, что трубчатый турбулентный аппарат диффузор - конфузорной конструкции применительно к условиям абсорбции высококипящих компонентов попутного нефтяного газа стабильной нефтью имеет достаточно широкий диапазон устойчивой работы с малым перепадом давления (таблица 8).

Таким образом, турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции можно эффективно использовать при улавливании высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа. Процесс характеризуется формированием однородной газожидкостной смсси при невысоких потерях напора на местных гидравлических сопротивлениях с приближением массообмена к состоянию равновесия.

Таблица 8 - Расходы потоков и перепад давления в аппарате при турбулентном смешении смеси "нефть-газ"

Расход газа, т/ч 0,56 0,84 1,12

Расход стабильной нефти, т/ч 14,61 18,00 22,00 12,74 16,00 20,00 12,16 16,00 18,00

Перепад давления, МПа 0,0080 0,0110 0,0130 0,0108 0,0140 0,0173 0,0132 0,0186 0,0207

0.014

0.012

0.01

0.008 -

ДР.МПа

0.006

10

15

УГА/Ж

20

1 - экспериментальные данные (вода-воздух), 2 - расчетные данные (вода-воздух), 3 -расчетные данные (нефть-газ)

Рисунок 11 - Перепад давления в трубчатом турбулентном аппарате при движении однородной газожидкостной смеси

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

1 Использование процесса однократной абсорбции при извлечении высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации УПН месторождения Румайла Юга Ирака и охлаждение газожидкостной смеси с 55 до 25 "С позволяет уменьшить потери углеводородов до 40%.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществляться в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (с1д/с1/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

3 Показано, что для больших отношений расходов "газ-жидкость" при фиксированном расходе жидкой фазы незначительные колебания газовой фазы не влияют на турбулентный режим работы аппарата.

4 С учетом масштабирования для условий подготовки нефти месторождения Румайла рекомендуется использовать пятисскционный трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции с глубиной профилирования канала, равной 3,0.

5 На основе экспериментальных данных получены регрессионные уравнения для определения геометрических размеров турбулентного аппарата и минимального расхода стабильной нефти на абсорбцию в зависимости от расхода попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации нефти.

Основное содержание работы изложено в публикациях

1 Шевляков Ф. Б. Совершенствование процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа в турбулентных аппаратах диффузор конфузорной конструкции / Ф. Б. Шевляков, В.П.Захаров, Д. X. Каеем (Дураид Хазим Каеем), Т. Г. Умергалин // Вестник Баш. гос. ун-та.-Уфа, 2008. -Т. 13,№4.-С. 916-918.

2 Каеем Д. X. (Дураид Хазим Каеем). Аппарат однократной абсорбции высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа / Д. X. Каеем, Т. Г. Умергалин,

В. П. Захаров, Ф. Б. Шевляков // Известия вузов. Нефть и газ. - 2009-№ 1.-С. 32-34.

3 Umergalin T.G. Absorption of high-boiling hydrocarbons from associated petroleum gas at tubular devices with converging-diverging construction / T.G. Umergalin, F.B. Shevlyakov, V.P. Zakharov, D.H. Kaem (Дураид Хазим Каеем), G.E. Zaikov // In book "Handbook of Chemistry, Biochemistry and Biology: New Frontiers".Ed by Ludmila N. Shishkina, Gennady E. Zaikov and Alexander N. Goloschapov..- 2009,- Nova Sci. Publ. Inc.

ц.

4 Каеем Д. X. (Дураид Хазим Каеем). Моделирование процесса стабилизации нефти месторождения Юга Ирака / Д. X. Каеем // Материалы 58-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2007. -Кн. 2. -С. 59.

5 Каеем Д. X. (Дураид Хазим Каеем). Моделирование процесса отбензинивания нефтяного газа абсорбцией с использованием трубчатого турбулентного аппарата / Д. X. Каеем, Ф. Б. Шевляков, 3. М. Искакова // Компьютерные технологии в науке, производстве, социальных и экономических процессах: материалы IX Международной научно-практической конференции - Новочеркасск, 2008 - С. 11-13.

6 Каеем Д. X. (Дураид Хазим Каеем). Турбулентный аппарат для абсорбционного извлечения высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа / Д. X. Каеем // Материалы 59-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. - Уфа: Изд-во УГНТУ, 2008.-Кн. 2. -С. 100.

7 Каеем Д. X. (Дураид Хазим Каеем). К устройству абсорбционного извлечения высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа / Д. X. Каеем // Химия и химическая технология в XXI веке: материалы IX Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов. -Томск, 2008.-С. 212.

Подписано в печать 30.06.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 1. Тираж 90. Заказ 154. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типография:. 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.

1.1 Методы сокращения потерь попутного нефтяного газа.

1.2 Перемешивание газожидкостной смеси.

1.3 Двухфазные течения.

ГЛАВА 2. РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ СЕПАРАЦИЕЙ.

2.1 Особенности и перспективы и добычи и подготовки нефти месторождения Ирака.

2.2 Моделирование работы установки подготовки нефти месторождения Румайла.

2.3 Расчет процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией.

2.4 Расчет процесса извлечения высококипящих компонентов из газа резервуара.

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СМЕШЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ ПРИ ПРЕОБЛАДАНИИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ.

3.1 Методика эксперимента.

3.2 Граничные условия формирования расслоенного течения

3.3 Анализ гидродинамического сопротивления трубчатом турбулентном аппарате.

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ АППАРАТА И ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ В АППАРАТЕ.

4.1 Определение геометрических размеров аппарата по модели течения однородной газожидкостной смеси.

4.2 Определение перепада давления в аппарате.

4.3 Расчет теплообменной аппаратуры.

4.3.1 Расчет величины теплоотвода в турбулентном аппарате

4.3.2. Расчет поверхности холодильника.

ВЫВОДЫ

Актуальность темы. Нефтяной (попутный) газ, растворенный в нефти, извлекается на поверхность вместе с нефтью. Количество извлеченного нефтяного газа зависит от газового фактора - количества газа (м3), содержащегося в 1 т добытой нефти. Но извлеченный газ это еще не товарный газ. Только использованная часть ресурсов газа является объемом добычи нефтяного газа, или товарным газом. Процент использования ресурсов газа является важным показателем эффективности нефтедобывающего производства.

Компонентный состав нефтяных газов включает в себя фракции от метана до гептана, критические давления и температуры которых колеблются в широких пределах. Это ценнейшие углеводороды, как и нефть, которые могут быть использованы как широкая фракция углеводородов в нефтехимии, а после подготовки на газоперерабатывающих заводах - как топливный и сырьевой газ.

Сокращение технологических потерь и достижение потенциала стабильной нефти должно предполагать максимальное извлечение легких компонентов С1-С4 из нефти и возврат в нефть из нефтяного газа максимального количества фракций С5+. Причем, бутаны могут находиться как в стабильной нефти, так и в нефтяном газе.

Нефти месторождений Юга Ирака характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором. Газ концевой ступени, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах, а газ резервуара направляется по трубопроводу в атмосферу.

В этом случае на факел низкого давления с последних ступеней сепарации поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углеводородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского Залива, где среднегодовая температура довольно высока, что оказывается близким к температуре кипения пентановой фракции.

Разработана модификация технологии улавливания легких фракций, основанная на однократной абсорбции углеводородных компонентов из газа концевой ступени сепарации или из газового пространства резервуаров стабильной нефтью, либо другой углеводородной фракцией. Согласно этой технологии, абсорбционное извлечение углеводородных компонентов осуществляется в трубопроводе отвода газов. Часть товарной нефти в противотоке или прямотоке смешивается в трубопроводе с газом, насыщается бензиновыми и более низкокипящими компонентами газа и стекает в резервуар или в поток товарной нефти.

Эффективность процесса однократной абсорбции существенно зависит от степени перемешивания газожидкостной смеси. Наилучшая степень перемешивания достигается при турбулентном движении потока. Такой режим обеспечивают трубчатые турбулентные аппараты.

В данной работе рассматривается возможность извлечения из газа концевой ступени высококипящих компонентов однократной абсорбцией стабильной нефтью в турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции. Кроме того, рассматривается возможность извлечения из газа резервуара высококипящих компонентов по данной технологии.

Цель работы. Применительно к месторождению Румайла Юга Ирака разработать конструктивное оформление процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации нефти путем однократной абсорбции стабильной нефтью.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1 Определение потерь углеводородных компонентов попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации, который сжигается на факелах. Определение степени сокращения потерь при использовании процесса однократной абсорбции.

2 Экспериментальное изучение диапазона и режима работы турбулентного аппарата диффузор - конфузорной конструкции, определение расходов газа и жидкости модельной смеси, при которых будет осуществлена турбулизация газожидкостной смеси, при преобладании газовой фазы.

3 Разработка методики расчета геометрических размеров аппарата диффузор - конфузорной конструкции, обеспечивающей турбулизацию смеси нефть-газ.

Полученные результаты позволят смоделировать процесс извлечения высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа однократной абсорбцией, определить диапазон устойчивой работы и разработать конструкцию турбулентного аппарата.

Научная новизна

1 Показано, что для извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией, характеризующейся большим преобладанием газовой фазы над жидкой, можно эффективно использовать трубчатый турбулентный аппарат диффузор - конфузорной конструкции.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществлять в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (с1д/(1/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

Практическая значимость

1 Разработанный способ совершенствования процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа за счет использования малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции на стадии однократной абсорбции стабильной нефтью может найти практическое применение при подготовке нефти на промыслах.

2 Результаты исследований могут использоваться при обучении студентов нефтехимического направления по дисциплине «Теоретические основы энерго- и ресурсосбережения».

Апробация работы

Основные положения работы докладывались и обсуждались: на 58 и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007, 2008 гг.); IX Международной научно -практической конференции «Компьютерные технологии в науке, производстве, социальных и экономических процессах» (г. Новочеркасск, 2008 г.); IX Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов «Химия и химическая технология в XXI веке» (г. Томск, 2008 г.);

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 7 работах, в том числе в 3 статьях, из них 2 статьи по списку ВАК, материалах и тезисах докладов 4 конференций.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 102 страницы машинописного текста, в том числе 24 таблиц, 25 рисунков, библиографический список использованной литературы из 116 наименований и приложения.

выводы

1 Использование процесса однократной абсорбции при извлечении высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации УПН месторождения Румайла Юга Ирака и охлаждение газожидкостной смеси с 55 до 25 °С позволяет уменьшить потери углеводородов до 40% и до 50% масс газов резервуара.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществлять в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (с!д/с1/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

3 Показано, что для больших отношений расходов "газ-жидкость" при фиксированном расходе жидкой фазы незначительные колебания газовой фазы не влияют на турбулентный режим работы аппарата.

4 С учетом масштабирования для условий подготовки нефти месторождения Румайла рекомендуется использовать пятисекционный трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции с глубиной профилирования канала, равной 3,0.

5 На основе экспериментальных данных получены регрессионные уравнения для определения геометрических размеров турбулентного аппарата и минимальный расход стабильной нефти на абсорбцию в зависимости от расхода попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ К ЛИТЕРАТУРНОМУ ОБЗОРУ

Газ концевой ступени сепарации нефти, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах. В этом случае на факел поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углеводородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского Залива, где среднегодовая температура довольно высока, что оказывается близким к температуре кипения пентановой фракции.

Одним из перспективных способов снижения потерь углеводородов является процесс однократной абсорбции высококипящих компонентов попутного нефтяного газа стабильной нефтью. Эффективность процесса однократной абсорбции существенно зависит от степени перемешивания газожидкостной смеси. Наилучшая степень перемешивания достигается при турбулентном движении потока.

Трубчатые турбулентные аппараты нашли широкое применение в различных процессах химической технологии при производстве, как полимеров, так и низкомолекулярных продуктов. Отличительной особенностью разработанных этих аппаратов является преобладание жидкой фазы над газовой.

2 РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ

НЕФТИ СЕПАРАЦИЕЙ

2.1 Особенности и перспективы добычи и подготовки нефти месторождений Ирака

Ирак - одна из самых богатых нефтью стран мира и в будущем может стать одной из первых по объему ее добычи. Нефтяные запасы Ирака о оцениваются в 29, 2 млрд. м (184 млрд. брл.). В это число входят открытые и неоткрытые запасы нефти и природного газа. По запасам нефти Ирак занимает на Ближнем Востоке второе место после Саудовской Аравии и десятое место в мире.

Ирак имеет 6 супергигантских и 11 гигантских месторождений, в которых сосредоточено 88% его извлекаемых запасов. Сюда входят доказанные запасы и накопленная добыча.

Общий объем нефти сосредоточен в 84 месторождениях. Из этих месторождений - 23 месторождения действующие, 41 - недействующие, 20 -непромышленные. По некоторым месторождениям ведутся оценочные работы.

Общий рост извлекаемых запасов за последние 25 лет увеличился в 24 раза. По многим месторождениям отмечен рост запасов.

На большинстве месторождений Ирака добывают легкую или среднюю по плотности нефть. На большинстве месторождении удается увеличить добычу нефти из пластов с помощью заводнения (на 20-50 %). Бурение горизонтальных скважин, усовершенствованные приемы каротажа и интерпретация его результатов, применение трехмерной сейсморазведки, тепловое воздействие при добыче тяжелых нефтей - все это способствует росту добычи нефти.

С учетом больших возможных запасов нефти и низких коэффициентов извлечения на действующих промыслах в будущем ожидается большой рост запасов [110].

Из всех стран Ближнего Востока российские нефтяные компании имеют большой опыт работы с Ираком. Сотрудничество между двумя странами началось тридцать лет назад, когда были пробурены первые иракские скважины.

В конце 80-х годов в Ираке работало около 7 тысяч российских специалистов. Но еще до начала кризиса в Персидском заливе все они уехали из Ирака. Ас 1991 года против страны были введены экономические санкции ООН, запрещающие вывоз из Ирака углеводородного сырья. Таким образом, работа российских компаний в этом регионе была остановлена.

Разрешение на экспорт нефти Ирак получил в 1996 г. в рамках программы «Нефть в обмен на продовольствие». Доходы от нефтяного экспорта поступают в Нью-Йоркское отделение Национального банка в Париже.

Разрушенные во время войны нефтегазовые объекты Ирака нужно ремонтировать и покупать новое оборудование. Раньше оборудование покупали в Иордании и ОАЭ, а также во Франции, России, Италии, Китае и Турции.

Закупки нефтяного оборудования стали возможными в мае 1998 года, а необходимая техника начала поступать на предприятия только во втором полугодии 1999 года. Это было плохо для иракской нефтяной промышленности. Иракские нефтяники были готовы ускорить разработку месторождений. Все надежды возлагались на импортные запчасти, с помощью которых можно будет восстановить нефтегазовые объекты. Но надежды не оправдались, и нефтяники стали сохранять месторождения даже ценой уменьшения объемов добычи. Поэтому Багдад очень заинтересован в отмене санкций на закупки импортного оборудования.

Кроме самого Ирака отмены эмбарго ждут и другие страны, которые хотят работать на его нефтяном рынке. Для нефтяных компаний Ирак представляет огромный интерес.

Главное же преимущество иракских месторождений заключается в том, что добыча нефти здесь самая дешевая в мире. Для каждого участника программы «Нефть в обмен на продовольствие» существуют свои нормы на вывоз углеводородного сырья, добываемого на месторождениях Ирака. Российские компании экспортируют около 40% иракской нефти.

Например, месторождение Румайла, которые находится на Юге Ирака, является одним из крупных месторождений, состоит из пяти станций. Каждая станция состоит из трёх-пяти установок дегазаций, работающих параллельно. Центральная станция состоит из пяти установок.

При стабилизации нефти традиционно используется четырехступенчатая сепарация. Попутные газы первых трех ступеней, сепарируемых при давлениях 0,3.4,1 МПа, направляются по трубопроводу потребителю. Газ концевой ступени, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах.

Нефти месторождений Юга Ирака характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором, что способствует большим потерям ценных углеводородных компонентов.

2.2 Моделирование работы установки подготовки нефти месторождения Румайла

Расчетный анализ проведен с применением пакета прикладных программ, разработанных на кафедре Химической кибернетики УГНТУ с применением уравнения состояния Пенга-Робинсона для расчета газожидкостного равновесия углеводородной смеси с учетом неидеальности как жидкой, так и паровой фазы.

Алгоритм расчета таков [111]:

1. Определяют температуру Т и долю отгона е, совместным решением уравнения теплового баланса и однократного испарения п

I-?--1 = 0

Й1 + е (К;-!) при соблюдении условий

1; (2.1) 1 1 где Б V е - мольная доля отгона, означающая е = —; Б

К; - константа фазового равновесия, определяется из уравнения: к - п ■ Р> где Р-х— давление 1-го компонента при Хр=1, Р - давление, у\ фугитивность ¡-го компонента; Б- мольной расход смеси;

2. Расходы потоков жидкости Ь, пара V и их теплосодержания:

Ь = (1-е) ; V = е * Б ;

1 1 где Ь; ,Н{ — энтальпии ¡-го компонента жидкой и паровой фаз.

Ь* Х[; •

Составы компонентов в жидкой и паровой фазах х1 = -—- ; VI = К| * Xi

1 + е(К4-1)

При невыполнении условия (2.1) полагают в первом случае

Ь=0; Уч = ¥*ъ;

Во втором случае

У=0; и =

В таблице 2.1 приведены составы, плотность и молекулярная масса компонентов и узких нефтяных фракций исходной нефти установки № 1 центральной станции. Как видно из таблицы, нефть месторождения Румайла характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором. Так, содержание Сг Сз около 12 % , содержание Св + более 82 % масс.

Проведен расчетный анализ работы УПН по существующей схеме, которая состоит из 4 последовательных ступеней сепарации нефти (рисунок 2.1). Основные режимные параметры работы установки приведены в таблице 2.2. Экспериментальные данные работающей установки приведены в приложениях 1 и 2.

Расчетные расходы и составы потоков приведены в таблицах 2.3 и 2.4. Попутные газы первых трех ступеней, сепарируемых при давлениях 4,186, 0,816, 0,285 МПа, направляются по трубопроводу потребителю (см. рис. 2.1).

При стабилизации нефти на промыслах существует проблема снижения потерь углеводородных компонентов. Наибольшие потери наблюдаются из товарных резервуаров и с газом концевой ступени сепарации. Как правило, низконапорный газ концевой ступени сепарации сжигается на факелах. Данная проблема очень остра для месторождений нефти Юга Ирака, в которых среднегодовая температура довольно высока.

1. UNIDO and Gulf Organization for Industrial Consulting //The Industrial Uses of Associated Gas, April 30, 1982.

2. Хафизов A. P. Повышение эффективности технологических процессов сокращения потерь при сборе и подготовке углеводородного сырья: дисс. На соискание уч. ст. д-ра тех. наук. — Уфа, 1998.

3. Тронов В. П. Подготовка нефти за рубежом / В. П. Тронов. М.: Недра, 1983.-214 с.

4. Мательков В. П. Совершенствование оборудования для сбора и сепарации нефти / В. П. Мательков // Нефтепромысловое дело.- 1983-№7,- С. 13-15.

5. Коржубаев А. Г. Попутный газ проблемы и перспективы / А. Г. Коржубаев // ЭКО 2006. № 5. - С. 121-129.

6. Oil information (2004 edition). IEA Statistics, 2004.

7. Natural gas information (2004 edition). IEA Statistics, 2004.

8. Тур E. В. Состояние переработки попутного нефтяного газа в Тюменской области / Е. В. Тур, Р. 3. Магарил // Изв. вузов Нефть и газ.-2007.- №6.- С. 122-127.

9. Шаламберидзе О. В. Способ снижения потерь бензина от испарения / О. В. Шаламберидзе, Е. Р. Магарил, Р. 3. Магарил // Изв. вузов. Нефть и газ. -2002. № 1. - С. 86-89.

10. Кратиров В. А. Проблема свободного газа в товарной нефти / В. А. Кратиров, M. М. Гареев, Р. Л. Бикбаев // Нефтяное хозяйство. 2001— № 1. - С. 72-74.

11. Ишметов М. Г. К вопросу о состоянии использования нефтяного газа / М. Г. Ишметов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом.- 2007 № 4. - С. 7-10.

12. Маринин Н. С. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Н. С. Маринин, Я. М. Каган и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

13. Саватеев Ю. Н. Некоторые задачи оптимизации процесса дегазации нефти / Ю. Н. Саватеев, Н. С. Маринин и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: ОИ.О М., 1983.

14. РД 39-0147103-388-87. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности. Уфа, 1987.-81 с.

15. Тронов В. П. Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах / В. П. Тронов и др. // Нефтяное хозяйство-1985.- №3.-С. 49-50.

16. Гумеров М. Р. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов на нефтерерабатывающих предприятиях / М. Р. Гумеров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья: ОИ.-М., 1976 66 с.

17. Андреева Н. Н. Рациональное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов / Н. Н. Андреева, В. Н. Миргородский, В. Г. Мухаметшин, Н. А. Чернышева, Р. Г. Джабарова //Нефтяное хозяйство-2007-№ 9- С. 133-137.

18. Низамов К. Р. Определение фактических потерь нефти от испарения и содержания растворенного газа на объектах подготовки нефти ОАО «Башнефть»/ К. Р. Низамов, В. Д. Шамов, Б. А. Баринов // Нефтяное хозяйство.- 2007.- № 4.- С. 80-81.

19. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г. С. Лутошкин.-М.: Недра, 1977 193 с.

20. Ткачев О. А. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении / О. А. Ткачев, П. И. Тугунов. М.: Недра, 1988.- 118 с.

21. Яковлев В. С. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды / В. С. Яковлев. М.: Химия, 1987 - С. 5-59.

22. Байков Н. М. Сбор нефти и нефтяного газа на промыслах за рубежом / Н. М. Байков, Е. В. Байкова. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- 80 с.

23. Раневский Б. С. Охрана окружающей среды при транспорте и хранении жидких углеводородов / Б. С. Раневский // Охрана окружающей среды: ОИ.-М., 1980.-61 с.

24. Коршак А. А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения / А. А. Коршак . Уфа: ДизайнПолиграфСервис — 2001.- 78 с.

25. Коршак А. А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов/ А. А. Коршак . -Уфа: ДизайнПолиграфСервис 2006.- 138 с.

26. Патент 48-139702 Япония, МКИЗ СЮ 05/04. Способ улавливания летучих из паровой фазы резервуаров / М. Масааки, Т.Осаму.

27. Янг-Чан-сан. Адсорбционная защита окружающей среды от загрязнений при "дыхании 11 резервуаров / Чан-сан-Янг, X. Р. Киллат // Переработка углеводородов. 1976. - № 9. - С. 17-18.

28. Хафизов А. Р. Технология сокращения промысловых потерь углеводородного сырья / А. Р. Хафизов. Уфа, 1997 - 186 с.

29. Умергалин Т. Г. Технология улавливания низкокипящих бензиновых фракций из резервуаров / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов // Нефтяное хозяйство.- 1989.-№ 10. С. 6-10.

30. Умергалин Т. Г. Технология улавливания легких углеводородных фракций / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов // Информ. листок БашЦНТИ.- Уфа, 1991.- №233-91.1 911. Г )

31. Иванов С. И. Утилизация низконапорных газов на объектах добычи и переработки В ООО «Оренбурггазпром» / С. И. Иванов, В. И. Стольпин, С. А. Молчанов, М. М. Морозов, Е. А. Зубанова // Зашита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2006. № 7 - С.32-35.

32. Дроздов А. Н. Утилизация попутного газа в нефтепромысловом сборе с использованием струйного аппарата / А. Н. Дроздов, М. А. Мохов, Л. В. Осичева, X. X. Хабибуллин // Нефтепромысловое дело. 2004. № 5.I1. С. 37-39.

33. Рошак И. И. Разработка насосно-эжекторных установок для охраны окружающей среды от продуктов сгорания нефтяных газов / И. И. Рошак, А. В. Гордиевский //Нефтяное хозяйство 1990-№ 2— С. 64-66.

34. Кемптон Е. А. Экономические преимущества газовых эжекторов / Е. А. Кемптон//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом- 1981- №11- С. 26-28.

35. Тронов В. П. Состояние и совершенствование технологических схем утилизации низконапорного газа / В. П. Тронов, А. Н. Шаталов, Р. 3. Сахабутдинов, Р. Г. Ганиев, Ф. А. Закиев // Нефть Татарстана. 1999. -№ 3.- С. 36-39.

36. Маринин Н. С. Аппарат каплеуловитель для нефтяного газа / Н. С. Маринин, Ю. Н. Саватеев и др. // Тр. Сиб НИИНП Тюмень, 1980-Вып. 17.- С. 77-82.

37. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов / Т. М. Бекиров. -М.: Недра, 1987 256 с.

38. Берлин М. А. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом / М. А. Берлин, Н. П. Волков и др. // Нефтепромысловое дело: ОИ.-М., 1986,-Вып. 10 9117.- 48 с.

39. Тронов В. П. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к транспорту / В. П. Тронов и др. // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация- 1987-Вып. 8-С. 18-20.

40. Лунтовский Е. А. Стабилизация газового конденсата / Е. А. Лунтовский и др. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ОЙ М., 1976 - 67 с.

41. Minkkinen. Make best use of associated gas / Minkkinen // Hydrocarbon processing, 1981.- 60.- N4.- P. 119-122.

42. Marchal P. Skid mounted rotating thermal separator efficiently recovers NGL from associated gas / P. Marchal, S. Maltek, I. Ch. Viltard // Oil and Gas Journal.-1984. V.82.- N. 49.

43. Маринин H. С. Технологические схемы утилизации газа и сокращение потерь нефти при разгазировании / Н. С. Маринин и др. // Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири Тюмень, 1983.- С. 37-42.

44. Быков В. А. Промысловая стабилизация нефти / В. А. Быков // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985 № 5 - С. 30-32.

45. Ризванов Р. Г. Проблемы и перспективы переработки нефтяных газов / Р. Г. Ризванов, И. С. Гусейнов, В. Е. Шейнин и др. // Нефтяное хозяйство.-1994.-№ 11-12.- С, 80-81.

46. Solas Mariano. Sistema de recuperation de gas antorcha Oil and Gas J — 1983 - 16.-N 192.-P. 66-68.

47. Adams Gene H., Rowe Hunter J. Slaughter Estate Unit C02 pilot surface down hole equipment construction and operation in the presence of H2S. — J. Petrol Technol- 1981.- 33.-N6,-p. 1065-1074.

48. Рамм В. M. Абсорбция газов / В. М. Рамм. М.: Химия, 1976 - 656 с.

49. Марушкин Б. К. Некоторые особенности абсорбции углеводородныхгазов / Б. К. Марушкин и др. // Химическая технология переработки нефти и газа Казань, 1984.- С. 51.

50. Пручай В. С. Разработка энергосберегающих технологий стабилизации нефти и нефтяных фракций / В. С. Пручай // Дис. канд. техн. наук — Уфа, 1987.-216 с.

51. A.C. 1595878 СССР. СЮ G7/00. Способ стабилизации нефти / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов и др. // Открытия. Изобретения- 1990 № 36.

52. Систер В. Г. Принципы повышения эффективности тепломассообменных прцессов/ В. Г. Систер, Ю. В. Мартынов // Калуга: Издательство Н. Бочкоревой, 1998. 508 с.

53. Хафизов Ф. Ш. Оценка эффективности работы прямоточных смесителей для перемешивания гомо- и гетерогенных систем/ Ф. Ш. Хафизов, В. Г. Афанасенко, И. Ф. Хафизов, А. Ш. Хайбрахманов // Химическая промышленность-2008-т. 85.-№ З.-С. 153-155.

54. Марк А. Джискут. Устройство струйного перемешивания для подгототов потока к отбору пробы жидкости / А. Джискут. Марк // Нефтегазовые технологии 2001 - №.- 4.- С. 104-106.

55. Шулаев Н. С. Эффективность работы малообъемных роторных смесителей при импульсном режиме обработки сред/ Н. С. Шулаев // Ваш. хим. журн-1997-Т. 4, вып. 2.-С. 29

56. Афанасенко В. Г. Совершенствование конструкции массообменнош устройства для проведения процесса абсорбции, дисс. На соискание уч. ст. кн-та тех. наук. Уфа, 2008.

57. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. -Химия, 1980.— 408с.

58. Плановский А. Н., Николаев П. И. Процессы и аппараты химической нефтехимической технологии. М., Химия, 1972. — 496 с.

59. Цибровский Я.Н. Основы процессов химической технологии Перевод с польского под ред. Романкова П. Г. Л.: Химия, 1967. — 720 стр.

60. Соловьев А. В. Эффективность перемешивания в цилиндрическом аппарате с использованием решетки с крыловыми профилями / А. В. Соловьев, A.B. Борисов// Химическое и нефтегазовое машиностроение 2003.- № 6.- С. 8-9.

61. Тахавутдинов Р. Г. Турбулентное смешение в малогабаритных трубчатых аппаратах химической технологии / Р. Г. Тахавутдинов, Г. С. Дьяконов, Р. Я. Дебердеев, К. С. Минскер // Химическая промышленность. 2000. № 5. - С.41-49.

62. Берлин А. А. Трубчатые турбулентные реакторы основа энерго и ресурсосберегающих технологий / А. А. Берлин, К. М. Дюмаев, К. С. Минскер, Ф. Р. Халафов, С. В. Колесов // Химическая промышленность. - 1995. № 9 - С. 550-556.

63. Котов С. В. Получение и использование низкомолекулярных полибутенов / С. В. Котов, К. В. Прокофьев, К. С. Минскер, Ю. А. Сангалов, А. А. Берлин // Химия и технология топлив и масел. 1990. №4.-С. 14-15.

64. Прочухан К. Ю. Новый способ сернокислотного алкилирования изопарафинов олефинами / К. Ю. Прочухан, Э. Р. Исламов, И. В. Нефедова, Р. Н. Гимаев, Ю. А. Прочухан, П. Г. Навалихин, Г. Г. Алексанян // Химия и технология топлив и масел. 1999. № 2. - С. 1617.

65. Бодров В. И. Оптимальное проектирование энерго- и ресурсосберегающих процессов и аппаратов химической технологии / В. И. Бодров, С. И. Дворецкий, Д. С. Дворецкий // Теоретические основы химической технологии. 1997. Т. 31. № 5. - С. 542-548.

66. Дворецкий С. И. Разработка энерго- и ресурсосберегающих технологических установок непрерывного действия / С. И. Дворецкий, В. В. Карнишев, Д. С. Дворецкий // Химическое и нефтегазовое машиностроение. — 1998. № 4. -С 4-7.

67. Минскер К. С. Энерго- и ресурсосберегающая технология получения хлорбутилкаучука с использованием трубчатых турбулентныхаппаратов / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Р. Я., Иванова С. Р. Дебердеев // Химическая промышленность. 2000. №11.- С. 26-30.

68. Исламов Э. Р. Влияние турбулентности на процесс хлорирования бензола / Э. Р. Исламов, Ю. А. Прочухан, Р. Н. Гимаев // Известия вузов. Химия и химическая технология. 1999. Т. 42. № 2. - С. 73-76.

69. Berlin A. A., Prochukhan Y. A., Minsker К. S., Konoplyov А. А., Kompanietz V. Z. Пат. 5397179 США, МКИ В 01 Р 5/05.Method and apparatus for mixing fluids. №277257; Заявл. 06.10.94; Опубл. 03.04.95; Б.И.№13. 1995.

70. Крехова М. Г. Влияние турбулентности на эффективность смешения потоков разной плотности / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, Ю. А. Прочухан, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. 1994. Т. 28. №3.- С. 271-273.

71. Вурзель А. Ф. Исследование проточных смесителей для образования водонефтяных эмульсий / А. Ф. Вурзель, A. JI. Сурис // Известия вузов. Химия и химическая технология. 1997. Т. 40. № 2. - С. 116-118.

72. Крехова М. Г. Влияние вязкости несмешивающихся жидкостей на формирование эмульсий из растворов каучуков / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. 1995. Т. 29. № 5. - С. 496-499.

73. Лебедева Е. В. Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентоскоростном поле / Е. В. Лебедева, В. Т. Ситенков // Химия и технология топлив и масел 1999. № 1С. 17-18.

74. Попов В. Ф. Прогноз распределения капель по размерам при эмульгировании жидкостей в турбулентном потоке / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградова// Химическая промышленность. 1984. № 1. - С. 53-55.

75. Попов В. Ф. Оценка величины межфазной поверхность и затрат энергии при эмульгировании жидкостей в турбулентном реакторе / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградов // Химическая промышленность. 1984. № 6.-С. 49-51.

76. Коноплев А. А. Интенсификация процессов экстрагирования / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л. Рытов, А. А. Берлин. М.: Сб. ст. ИХФ РАН, "Полимеры-2002".- С. 24-25.

77. Берлин А. А. Массоотдача от пузырей и капель в каналах сложной конструкции Черноголовка / А. А. Берлин, К. С. Минскер, А. Г., Тахавутдинов Р. Г. Мухаметзянова, Г. С. Дьяконов, Г. Г., Рытов Б. Л. Алексанян, А. А. Коноплев.: "Полимеры 2003". - 188 с.

78. Коноплев А. А. Новый эффективный метод интенсификации конвективного теплообмена / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л., Берлин А. А. Рытов // Теоретические основы химической технологии. — 2002. Т. 36. № 2. -С. 220-222.

79. Шевляков Ф. Б. Анализ структуры потоков в малогабаритных трубчатых турбулентных реакторах, дисс. На соискание уч. ст. кн-та тех. наук. — Уфа, 2006.

80. Барабаш В. М., Смирнов Н. Н. Перемешивание в жидких средах / В. М. Барабаш // Журнал прикладной химии. 1994. Т. 67. № 2. - С. 196-203.

81. Разумов И. М. Пневмо- и гидротранспорт в химической промышленности / И. М. Разумов М.: Химия, 1979. 248 с.

82. Ситенков В. Т. Теория и расчет двухфазных систем / В. Т. Ситенков // Нефтегазовые технологии. 2003. №.3. - С. 54-59.

83. Лебедева Е. В. Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентно-скоростном поле / Е. В. Лебедева, В. Т. Ситенков // Химия и технология топлив и масел 1999- № 1.

84. Коноплев А. А. Новый эффективный метод интенсификации конвективного теплообмена / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л. Рытов, А. А. Берлин // Теоретические основы химической технологии. 2002. Т. 36. № 2. - С. 220-222.

85. Long W. М. On dissolution of a spherical gas bubble in the presence of fast reaction / W. M. Long, L. V. Kalachev // Chemical Engineering Science. -2000. V. 55.-P. 2295-2301.

86. Павлушенко И. С. О влияния перемешивания на процесс химического превращения в системе газ-жидкость / И. С. Павлушенко, Л. Н. Брагинский, В. Н. Брылов // Журнал прикладной химии. 1961. Т. 34. № 5.-С. 805-814.

87. Serizawa A. Turbulent structure of air-water bubbly flow / A. Serizawa, I. Kataoka, I. Michiyoshi // Intern. J. Multiphase Flow. 1975. V. 2. - P. 235246.

88. Nakoryakov V. E., Kashinsky O. N., Burdukov A. P., Odnoral V. P. Local characteristic of upward gas-liquid flows / V. E. Nakoryakov, O. N. Kashinsky, A. P. Burdukov, V. P. Odnoral // Intern. J. Multiphase Flow. -1981. V. 7.- P. 63-81.

89. Wang S. K. 3-D turbulence structure and phase distribution measurements in babble two-phase flows / S. K. Wang, S. J. Lee, О. C. Jones, R. T. Lahey // Intern. J. Multiphase Flow. 1987. V. 13. - P. 327-343.

90. Zun I. The transverse migration of bubbles influenced by walls in vertical babbly flow / I. Zun // Intern. J. Multiphase Flow. 1980. V. 6. - P. 583588.

91. Burnea D. Gas-liquid flows in inclined tubes: Flow pattern transition for upward flow / D. Burnea, O. Shoham, Y. Taitel, A. E. Dukler // Chem. Eng. Sci.- 1985.V. 40.- P. 735-740.

92. Кашинский О. H. Пузырьковое газожидкостное течение в наклонном прямоугольном канале / О. Н. Кашинский, А. В. Чинак, Е. В. Каипова // Теплофизика и аэромеханика. 2003. Т. 10. № 1. - С. 71-78.

93. Минскер К. С. Взаимосвязь кинетических констант с геометрическими параметрами реакционной зоны / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Ю. А. Прочухан, Н. С. Ениколопян // Высокомолекулярные соединения. — 1986. Б. Т. 28. № 6. С. 466-469.

94. Кутателадзе С. С. Гидродинамика газожидкостных систем / С. С. Кутателадзе, М. А. Стырикович-М.: Энергия, 1976. 296 с.

95. Мамеев В. А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамеев, Г. Э. Одишария, О. В. Капчук, А. А. Точилин М.: Недра, 1978.- 270 с.

96. Тхык Ф. Д. Полуэмпирическая модель двухфазного пробкового потока для условий транспорта высокопарафинистых нефтей / Ф. Д. Тхык // Нефтяное хозяйство 2000.- № 3 - С.53-55.

97. Ситенков В. Т. Разработка модели процесса трубопроводного транспорта двухфазных потоков / В. Т. Ситенков // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности 2004— № 2 — С. 19-20.

98. Сулейманов Р. С. Сбор, подготовка и хранение нефти газа. Технологии и оборудование / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков, В. В. Чеботатов, В. А. Ставицкий, О. П. Кабанов, Н. В. Пестрецов. -Уфа.- 2007.- с. 64.

99. Perry R. Н. Perry's Chemical Engineer's Handbook / R. H. Perry, D. W. Green, J. O. Maloney New York, McGraw-Hill Book Company - 1999-P.657.

100. Справочник по теплообменникам: В 2 т. 1 / С74 Пер. с англ., под ред. Б. С. Петухова, В. К. Шикова.-М.: Энергоатомизат, 1987. 182 с.

101. Верма М.К. Запасы нефти и ресурсы недр в общих нефтяных формациях Ирака / М.К Верма и др. // Нефть, газ и энергетика 2005-№ 3.— С.9-21.

102. Умергалин Т. Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии / Т. Г. Умергалин., Ф. М. Галиаскаров- Уфа: Изд-во У ГНТУ.-2007.- 236 с.

103. Хафизов А. Р. Нефтяная и газовая промышленность Научно-технические достижения, передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности / А. Р. Хафизов, Т. Г. Умергалин. 1991.- № -7. С. 26-29.

104. Айнштейн В. Г. и др. // Общий курс процессов и аппаратов химической технологии-Москва, Высшая школа- 2003-Кн. 1- С. 181.

105. Crane Technical Paper No. 410, Flow of Fluids, Crane Co., 1977.

106. Каеем Д. X. Аппарат однократной абсорбции высококипящих компонентов из попутного газа / Д. X. Каеем, Т. Г. Умергалин, В. П. Захаров, Ф. Б. Шевляков// Изв. вузов. Нефть и газ. -2009. № 1. - С. 32-34.