автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Повышение эффективности технологических процессов сокращения потерь при сборе и подготовке углеводородного сырья

1 0 ^п?

На правах рукописи

ХАФИЗОВ АЙРАТ РИМОВИЧ

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ПРИ СБОРЕ И ПОДГОТОВКЕ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 - "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений"

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

УФА 1998

Работа выполнена в Уфимском государственном нефтяном техническом

университете

НАУЧНЫЙ КОНСУЛЬТАНТ ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ

доктор технических наук, профессор Ю.М .АБЫЗГИЛЬДИН

доктор технических наук, профессор ШИРКОВСКИЙ А.И. доктор технических наук, профессор ТРОНОВ в.п.

доктор, физико-математических наук, профессор САЯХОВ Ф.Л.

Институт проблем транспорта энергоресурсов АН РБ

Защита состоится 13 февраля 1998 г. в 15.00 ч на заседании диссертационного Совета Д.063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, г. Уфа, ул. Космонавтов. !.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Уфимского государственного нефтяного технического университета

Автореферат разослан 12 января 1998 г.

Ученый секретарь специализированного Совета доктор физико-математических

наук, профессор Р.Н.БАХТИЗИН

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ РАБОТЫ

Увеличение потребления углеводородного сырья требует комплексного и рационального подхода к использованию ценного "невосполнимого" природного сырья, сокращения его технологических потерь и утилизации при сборе, подготовке и хранении на нефтегазодобывающих предприятиях. Даже доли процента потерь составляют миллионы тонн углеводородов. Достижение потенциала стабильной нефти позволит увеличить ее выход для различных месторождений в среднем на 2,5...6,5 % мае.

Немаловажной является и другая сторона проблемы - загрязнение окружающей среды. Ископаемые углеводороды занимают первое место среди источников загрязнения окружающей среды.

Размещение основных месторождений нефти и газа в районах, удаленных от промышленно развитых регионов, требует разработки простых и эффективных технологий сокращения технологических потерь и утилизации углеводородного сырья. Анализ технологических потерь и отходов производства показывает, что сокращение потерь только наполовину позволит удовлетворить потребности промышленности без дополнительного ввода в эксплуатацию новых месторождений углеводородного сырья.

Системный подход к использованию углеводородных ресурсов с учетом отдельных источников потерь и внедрения технологий по их предупреждению является актуальным как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Диссертационная работа выполнялась в соответствии с тематическим планом важнейших научно-исследовательских работ УГНТУ; Межвузовской научно-технической программой "Комплексное решение проблемы разработки, транспорта И глубокой переработки нефти и газа" (приказ

Госкомвуза России от 20.03.96 № 468), указанием Госкомвуза России от 26.03.96 № 59-14); единым заказ-нарядом по тематическому плану НИР УГНТУ (1994-1997 гг.).

ЦЕЛЬ РАБОТЫ

Разработка комплекса технологий сокращения потерь и рационального использования углеводородного сырья на нефтегазодобывающих предприятиях.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ

1. Разработка комплекса технологий сокращения потерь и рационального использования углеводородного сырья на нефтегазодобывающих предприятиях:

1) совершенствование технологий промысловой стабилизации углеводородного сырья;

2) совершенствование и разработка технологических схем улавливания легких фракций из газового пространства резервуаров и низконапорных аппаратов;

3) совершенствование технологий подготовки природного газа;

4) разработка ресурсосберегающих малогабаритных установок, реализующих процессы многоступенчатого испарения и конденсации;

5) совершенствование и разработка технологий утилизации отработанных продуктов на местах применения;

6) разработка метрологически обеспеченных схем автоматического регулирования процессов.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

На основе теоретических и экспериментальных исследований разработан комплекс технологий с автоматизацией и метрологическим обеспечением по сокращению потерь и рациональному использованию углеводородного сырья на нефтегазодобывающих предприятиях и установлены:

- зависимости и граничные условия по степени извлечения бензиновых фракций из газа сепарационных установок однократной абсорбцией в трубопроводе смешения;

- граничные условия по степени извлечения бензиновых фракций при прямоточном и противоточном контактах абсорбента и газа из газового пространства резервуаров и низконапорных аппаратов;

- влияние начального давления разгазирования и эффективности работы сепараторов на величину технологических потерь и увеличение выхода углеводородного сырья;

- диапазон устойчивой и эффективной работы и зависимости показателей процесса стабилизации нефти от режимных параметров при подаче газа в промежуточное сечение отгонной секции колонны; выявлены функциональные зависимости расхода газа от упругости паров нефти для управления качеством продуктов стабилизации нефти;

- разработана методика теплового расчета горизонтального аппарата, реализующего процессы многоступенчатого испарения и конденсации; определен оптимальный диапазон работы аппарата, эффективность экспоненциального распределения тепловых затрат, установлены функциональные зависимости для регулирования температур нагрева исходного сырья в горизонтальном аппарате в зависимости от давления, температур кипения ключевых компонентов и содержания низкокипящих компонентов в смеси;

- допустимый диапазон работы установки осушки природного газа с предварительной осушкой абсорбентом в трубопроводе смешения;

- факторы, влияющие на эффективность регенерации отработанных продуктов.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЦЕННОСТЬ

Предложен комплекс мероприятий по сокращению технологических потерь и рациональному использованию природного углеводородного сырья (АНК "Башнефть", ВНИИЦ "Нефтегазтехнология", ОАО "Роснефть -Сахалинморнефтегаз", предприятие РАО Газпром "Надымгазпром" и др.).

Разработанные технологические схемы стабилизации углеводородного сырья позволяют снизить энергетические затраты на процесс и уменьшить потери целевых фракций на 0,30-0,35 % мае. Технологии стабилизации нефти внедрены в АНК "Башнефть" и АО "Татнефть" с экономическим эффектом соответственно 172,7 тыс. р./год и 14з,35 тыс. р./год (цены 1989 года).

Технологические схемы, основанные на процессе однократной абсорбции, позволяют улавливать бензиновые фракции из газа сепарационных установок и резервуаров, увеличить выход на 0,2-0,4 % мае. и повысить качество товарной нефти. Внедрение данной технологии в НГДУ "Уфанефть" позволит получить экономический эффект 898884,0 тыс. р./год (цены 1996 года).

Технологические схемы улавливания легких фракций на отдельных резервуарах позволяют уменьшить потери легких фракций на 80-90 % мае. и улучшить экологическую обстановку в районах подготовки и хранения углеводородного сырья. Рекомендации и комплексная технологическая схема улавливания легких фракций в пунктах подготовки нефти внедрены в АНК "Башнефть" и переданы ВНИИЦ "Нефтегазтехнология" для внедрения в проектах обустройства нефтяных месторождений.

Новые технологии разделения углеводородного сырья в аппарате многоступенчатого испарения и конденсации приняты к внедрению в проектах на разработку блочных установок по получению прямогонных фракций, получения растворителей (АНК "Башнефть"), регенерации абсорбентов при осушке природного газа (АО "Норильскгазпром") и в других проектах.

Технология регенерации отработанных масел внедрена на Шакшин-ском ремонтно-гехническом предприятии Уфимского агропрома с экономическим эффектом 478,800 тыс. р. на 1 т масла (цены 1995 года).

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Результаты работы докладывались на Всесоюзном совещании "Совершенствование техники и технологии сепарации нефти на промыслах" (Москва, 1986); Всесоюзном совещании "Пути сокращения потерь нефти на промыслах (Бугульма, 1986); IV Всесоюзном семинаре "Совершенствование процессов газофракционирования и сероочистки легкого углеводородного сырья" (Казань, 1987); II Международной конференции по химии нефти (Томск, 1994); Всероссийских конференциях молодых ученых, специалистов и студентов (Москва, 1995-1996); Всероссийской научно-технической конференции "Проблемы нефтегазового комплекса России" (Уфа, 1995); Международном семинаре-выставке "Нефть, Газ-96" (Уфа, 1996); Международной научно-технической конференции "Экологические проблемы промышленности зон Урала" (Магнитогорск, 1997); на республиканских научно-технических конференциях (Уфа, 1986-1997); методическом Совете ТатНИПИнефть ( Бугульма, 1997).

ПУБЛИКАЦИИ

Основное содержание работы изложено в 3 монографиях, 92 статьях и тезисах докладов. Получено 8 авторских свидетельств и патентов.

ОБЪЕМ РАБОТЫ

Диссертация состоит из введения , 6 глав, выводов, списка литературы из 209 наименований и 19 приложений. Работа изложена на 293 страницах машинописного текста и включает 61 рис., 60 табл.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

ВО ВВЕДЕНИИ обоснована актуальность темы диссертационной работы, изложены цели и задачи работы.

Отмечено, что большой вклад в решение вопросов сокращения технологических потерь внесен учеными институтов ТатНИПИнефть, ВНИИ-Нефть, ВНИИГаз, СибНИИНП, ИПТЭР, БашНИПИнефть, Гипро-востокнефть, УГНТУ и других организаций.

1 .ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА И АНАЛИЗ ПУТЕЙ СОКРАЩЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТЕРЬ И РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ УГЛЕВОДОРОДНОГО

СЫРЬЯ НА НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ

Требования к товарному газу предусматривают отсутствие в нем углеводородов С5+ (ОСТ 51.40-93). Для товарной нефти и конденсата требования предусматривают давление насыщенных паров (ДНП) соответственно не выше 66,67 кПа при 38 °С и 53,2 кПа при 20 °С. Для достижения предельной величины ДНП необходимо значительное количество бензиновых фракций, в то время как небольшое содержание газовых компонентов С1-С4 дает скачок ДНП. Желательно ввести в стандарты в качестве основного параметр, характеризующий содержание бензиновых фракций*, и производить корреляцию цены на углеводородное сырье в зависимости от этого параметра. На основании анализа нефтей ряда месторождений показано влияние содержания компонентов СгНб-.СбНм на технологические потери.

* В США регламентируется плотность в градусах АР1

Анализ технологических схем сбора, подготовки и хранения углеводородного сырья показывает, что основными источниками потерь являются сепарационные установки, низкокапориые аппараты и резервуары. Перспективным направлением является использование трубопровода в качестве технологической ступени подготовки углеводородного сырья.

Технико-экономические расчеты показывают, что при комплексном решении вопроса сокращения технологических потерь вложенные средства окупаются в течение короткого времени. По данным различных источников известно, что используется не более 90-97 % добытой нефти, остальная часть безвозвратно теряется.

За последние 25 лет в мире на факелах сожжено более 300 млрд.м3 газа, что эквивалентно 420 млн. т условного топлива. Кроме того, вместе с газом сожжено более 60 млн. т жидких легких углеводородов. На протяжении многих лет сложилось положение, что объекты для сбора газа и конденсата и их промысловой переработки вводятся в последнюю очередь, когда уже потеряно более половины ресурсов нефтяного газа и газового конденсата. Поэтому при обустройстве месторождений нефти и газа основное внимание необходимо уделять промысловой стабилизации углеводородного сырья. Задача промысловой стабилизации заключается в получении двух основных продуктов - стабильного жидкого углеводородного сырья и газа. При этом необходимо сохранить в углеводородном сырье максимальное количество фракций С5+,то есть добиться достижения потенциала стабильного углеводородного сырья.

Несовершенство процессов промысловой стабилизации углеводородного сырья выявило следующие основные проблемы: вынужденное сжигание на факелах газов концевых сепарационных установок (КСУ) из-за трудности их сбора; потери компонентов С5+ при перекачке тяжелых нефтяных газов; потери из резервуаров из-за большой упругости паров углеводородного сырья.

На межотраслевом совещании по сокращению потерь нефти и нефтепродуктов (Бугульма, 1986) было отмечено, что потери нефти и нефтепродуктов в стране достигают 35-50 млн. т/год. Кроме этого, необходимо учесть затраты на разведку, добычу, транспорт и подготовку нефти, отрицательное воздействие на экологическую обстановку.

Анализ ряда месторождений Западной Сибири и Башкортостана показывает, что оптимизация процесса стабилизации позволяет увеличить выход товарной нефти на 2,6...12,0 % мае. по сравнению с одноступенчатой сепарацией нефти (табл. 1, данные СибНИИНП). Достижение потенциала возможно процессом промысловой колонной' стабилизации, однако, как и многоступенчатая сепарация (более 4 ступеней), в промысловых условиях такой метод является экономически нецелесообразным.

Таблица 1

Анализ одноступенчатой сепарации и оптимального разделения углеводородов

Месторождение Плотность пластовой нефти, кг/м3 Газовый фактор, м3/м3 Выход нефти на ] т пластовой, кг Приращение выхода нефти, % мае.

при одноступенчатом разга-зировании при оптимальном разделении углеводородов

Усть-Балыкское, БС) 799 43,2 947,9 972,3 2,6

Мамонтовское, БСш 798 52,5 938,0 965,1 2,9

Самотлорское, БВ8 743 84,0 896,5 955,5 6,6

Федоровское, БСю 727 124,5 871,0 938,7 7,8

Арланское (угленосная свита) 881 17,0 970,9 987,6 1,7

Туймазинское, Д> 810 50,0 931,9 969,2 4,0

Шкаповское, Д4 738 123,0 835,4 935,2 12,0

Исследованиями, проведенными в институте ТатНИПИнефть, выявлено, что при температуре 40 °С и атмосферном давлении из 1 т тюменской нефти выделяется около 0,8 м3 газа; в нефти резервуаров головных сооружений трубопроводного транспорта содержится до 2,0 % мае. газовых компонентов С1-С3. При испарении из резервуара с газами увлекаются низкоки-пящие бензиновые фракции, их содержание в газе из газового пространства резервуаров может достигать 60 % мае. и более.

Герметизированная система сбора углеводородного сырья не исключает потери, а переносит их в центральные товарные парки, резервуарные парки трубопроводных управлений и нефтеперерабатывающих заводов. На долю потерь от испарения приходится до 75 % всех потерь при хранении. Например, при некачественной сепарации в 1 м3 нефти месторождений Западной Сибири содержится 0,15...0,76 м3 растворенного газа, который выделяется при закачке в резервуары.

В промысловых условиях потери от несовершенства процесса сепарации составляют более 50 %, 35-50 % приходится на потери от уноса бензиновых фракций. При существующих технологиях глубокая стабилизация приводит к увеличению потерь бензиновых фракций с нефтяным газом. Необходимость достижения потенциала стабильного углеводородного сырья приводит к увеличению содержания легких фракций в товарной нефти и ведет к потерям в резервуарах.

Сокращение технологических потерь на предприятиях АНК "Башнефть" только на 0,07 % позволит получить экономический эффект в размере 1,3...1,5 млрд. рублей.

Немаловажной проблемой на нефтегазодобывающих предприятиях является утилизация отработанных продуктов, в частности, регенерация абсорбентов и ингибиторов гидратообразования при осушке природного газа, регенерация отработанных масел.

На газовых и нефтяных месторождениях при небольших объемах используемого абсорбента и ингибитора существует проблема их регенерации и насыщенный ингибитор (абсорбент) вынуждены закачивать в пласт.

Актуальной является и экологическая проблема. В зонах повышенной загазованности идут процессы деградации растительного фонда, снижения плотности популяции птиц и животных, ухудшения здоровья людей. Значительный урон наносится почве и водоемам отработанными продуктами.

Анализ и поиск решения вышеизложенных проблем невозможен без системного подхода к промысловым объектам добычи, сбора, подготовки и хранения углеводородного сырья. Промысловые объекты представляют собой единую систему взаимосвязанных элементов. В связи со сложностью и многовариантностью различных промысловых систем необходимо рассматривать отдельные элементы - объекты стабилизации углеводородного сырья с применением сепарационных и стабилизационных установок, сбора и хранения углеводородного сырья в отдельных резервуарах и системе резервуаров, подготовки газа, утилизации (регенерации) отработанных продуктов и др.

Системный подход к сокращению потерь с выявлением источников потерь и путей их устранения по всей технологической системе сбора, подготовки и хранения углеводородного сырья включает следующие основные составные части:

1) разработка и принятие законодательных актов по запрещению эксплуатации промысловых объектов, объектов нефтепроводных управлений и нефтеперерабатывающих заводов без систем сокращения технологических потерь и утилизации углеводородного сырья;

2) разработка специального оборудования и технологий для сокращения технологических потерь, регенерации и утилизации углеводородного сырья с целью дальнейшего использования регенерированных продуктов;

3) изменение технологических процессов в направлении комплексного использования углеводородного сырья и сокращения его потерь.

Анализ потерь и технологий по их сокращению проведен с использованием отечественного и зарубежного опыта эксплуатации систем сбора и подготовки углеводородного сырья.

Для проведения анализа и сравнительных расчетных исследований использован пакет прикладных программ по фракционированию углеводородных смесей, разработанный в УГНТУ и апробированный на промысловых и заводских установках разделения углеводородного сырья.

2. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЙ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НА СЕПАРАЦИОННЫХ УСТАНОВКАХ ОДНОКРАТНОЙ АБСОРБЦИЕЙ

И РЕЦИРКУЛЯЦИЕЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОТОКОВ

Низкая четкость разделения углеводородных смесей в сепарационных установках требует необходимости разработки новых технологических решений по стабилизации углеводородного сырья, позволяющих сохранить его потенциал и получить отбензипенный газ.

Перспективным направлением является возможность использования трубопровода в качестве самостоятельного аппарата, например, как устройства предварительного отбора газа, внутритрубного разгазирования, внугритрубной деэмульсации и др.

Для улавливания бензиновых фракций из нефтяного газа и возврата их в нефть предлагается использовать процесс однократной абсорбции. Процесс осуществляется в трубопроводе путем смешения с частью нефти (абсорбентом) с последующим охлаждением и разделением на осушенный газ и насыщенный абсорбент. Насыщенный абсорбент закачивается в основной поток стабильной нефти.

Исследования процесса однократной абсорбции низкокипящих бензиновых фракций из газов сепарации нефтяных месторождений показали, что эффективность процесса зависит от температуры, давления и расхода нефти, подаваемой на абсорбцию. Выявлено, что расход нефти на абсорбцию предпочтительно поддерживать до 10 т/ч на I т нефтяного газа. Эффективность предлагаемой технологии повышается при проведении процесса на 20 и более градусов ниже температуры сепарации нефти. С повышением давления эффективность извлечения целевых компонентов возрастает, но при этом возрастает также содержание в стабильной нефти газовых компонентов С|-Сз. При необходимости увеличения давления*насыщенных паров стабильной нефти требуется проводить смешение и разделение вести при большем давлении. Это достигается путем эжектирования газа сепарации частью нефти. В частности, для условий Сергеевского месторождения выход нефти увеличивается на0,2...0,4% мае. (рис. 1-4).

Обоснованы и исследованы промышленные схемы абсорбционного разделения газов сепарационных установок. Схема стабилизации нефти с рециркуляцией насыщенного абсорбента приведена на рис. 2. При рециркуляции насыщенного абсорбента на второй технологический поток утилизируются бензиновые фракции основного потока и в то же время состав газа сепарации второго потока практически остается неизменным. Дополнительно закачиваемые бензиновые фракции не теряются, а остаются в нефти.

Разработаны технологические схемы сепарации нефти с рециркуляцией различных технологических потоков. Установлено, что чем выше давление начального разгазирования Рн и ниже к.п.д. сепараторов, тем меньше выход стабильной нефти. Кроме того, рост величины Рн и снижение к.п.д. резко повышают потери из резервуаров. Так, увеличение Рн от 0,3 до 0,8 МПа при к.п.д., равном 0,3, удваивает потери (2,8 % мае. вместо 1,4 % мае. для условий Сергеевского месторождения).

Технологическая схема сепарации нефти однократной абсорбцией

3

1 - сырая нефть; 2 - сепаратор; 3 - газ сепарации; 4 - стабильная нефть; 5 - абсорбент; 6 - трубопровод смешения; 7 - конденсатор-холодильник; 8 - емкость разделения; 9 - отбензиненный газ; 10 - насыщенный абсорбент; 11 - насос

Рис. 1

Схема сепарации нефти с рециркуляцией насыщенного абсорбента

1,9- сырая нефть; 2, 10 - сепараторы; 3 - стабильная нефть; 4 - абсорбент; 5 - трубопровод смешения; 6 - емкость разделения; 7 - насос; 8 - насыщенный абсорбент на параллельный поток

Рис. 2

Зависимость коэффициента извлечения бензиновых

Расход нефти на абсорбцию: 1,2- при температуре 20°С; 3,4- при температуре 3 0°С

Рис.3

Выход стабильной нефти в зависимости от расхода абсорбента

Расход нефти на абсорбцию: 1,3,5- при температуре 20°С; 2,4 - при температуре 10°С

Рис.4

Анализом технологических схем с рециркуляцией нефтяного газа выявлено:

1) потери нефти из резервуаров зависят от эффективности работы сепараторов; при снижении к.п.д. сепараторов от 100 до 30 % потери нефти увеличиваются на два порядка;

2) преобразование схем трехступенчатой сепарации в схемы с утилизацией газа концевых ступеней сепарации эффективно при работе сепараторов с к.п.д. 50 % и выше;

3) герметизированная система подготовки позволяет увеличить выход нефти, причем чем ниже к.п.д. сепараторов, тем выше выход нефти.

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ УЛАВЛИВАНИЯ ЛЕГКИХ ФРАКЦИЙ ИЗ ГАЗОВОГО ПРОСТРАНСТВА РЕЗЕРВУАРОВ И НИЗКОНАПОРНЫХ АППАРАТОВ

На основе анализа зарубежных и отечественных систем улавливания легких фракций для нефтегазодобывающих предприятий* разработаны и обоснованы расчетными исследованиями технологические схемы улавливания легких фракций, которые могут применяться как автономно, так и в комплексе с известными технологиями. Один из вариантов технологической схемы представлен на рис. 5. В качестве абсорбента предлагается использовать нефть из резервуара или нефть, откачиваемую из технологического потока. При извлечении бензиновых фракций из газа процесс должен быть адиабатическим. Более полное улавливание бензиновых фракций из газа возможно организацией противоточ-ного смешения нефти (абсорбента) и газа.

* Ведущая организация - институт ТатНИПИнефть

Принципиальная технологическая схема улавливания легких фракций из резервуаров

на КС

1 - сырьевой поток; 2 - резервуар; 3 - газопровод; 4, 9 - тощий и насыщенный абсорбент; 5 - трубопровод смешения; 6 - конденсатор-чолодильник; 7 - емкость разделения; 8 - отбензиненный газ; 10 - основной поток нефти; 11 - подпитка газом

Рис. 5

Доказано, чго расход нефти на абсорбцию необходимо поддерживать до 5 т/ч на 1 т газа. Как и в каждом массоббменном процессе, эффективность процесса абсорбции определяется степенью достигнутого равновесия фаз. При проведении смешения в трубопроводе до конденсатора-холодильника и емкости разделения равновесие фаз будет близко к теоретическому.

Автономная система улавливания легких фракций, основанная на абсорбции высококипящих компонентов из газа резервуаров, позволяет извлечь до 90 % высококипящих фракций, обеспечивает значительное сокращение потерь нефти, повышение качества нефти за счет возврата в нее бензиновых фракций, дает возможность решать вопросы охраны окружающей среды (рис. 6).

Разработаны комплексные технологические схемы, улавливания легких фракций для нефтесборных пунктов нефтегазодобывающих предприятий. Один из вариантов схемы приведен на рис. 7. Технологическая схема объединяет единой газосборной сетью устройства предварительного отбора жидкости, сепарационные установки, сырьевые и товарные резервуары (табл. 2). Газ с концевых ступеней сепарации и резервуаров откачивается с установки улавливания легких фракций и подается в газоотделитель. Газ из газоотделителя объединяется с газом из нефтяных сепараторов и направляется на компрессорную станцию (КС). В случае откачки нефти из резервуара газ из системы подается в резервуар. Представленная схема улавливания легких фракций обеспечена системой автоматизации. Для контроля технологических потерь определяются давления насыщенных паров нестабильной и товарной нефти соответственно ДНШ и ДНП я.

Выход газа из резервуара в зависимости от расхода абсорбента

5 10 - т/ч

Расход нефти на абсорбцию

15

1Л=30°С 3. г = 200 С 5. 1 = 10°С

прямоточный контакт

2 1= 30°С 4.; = 20 ° С 6.1 = 10°С

противоточныи контакт

Рис. б

Комплексная технологическая схема улавливания легких фракций

предварительного сброса; 7 - буферный резервуар; 8 - сырьевой насос; 9 - расходомер воды; 10 - теплообменник; 11 - печь; 12- отстойник; 13 - диспергатор воды; 14 - отстойник; 15 - электродегидрагор; 16 - резервуар предварительного сброса; 17 - концевой сепаратор; 18 - резервуар подготовки нефти; 19 - резервуар товарной нефти; 20 - пункт учета нефти; 21 - блок учета дренажной воды; 22 - блок учета газа; 23 - емкость УЛФ;

БР - блок реагента; К1-КЗ - компрессоры

Таблица 2

Результаты исследований процесса сепарации нефти с системой

улавливания легких фракций

Наименование параметра Коэффициент полезного действия аппаратов, Е

0,3 0,5 0,7 1,0

РАСХОД, т/ч: сырья 100 100 100 100

нефти с УПОЖ* 99,36 99,36 99,36 99,36

газа с УПОЖ* 0.64 0,64 0,64 0,64

нефти с сепаратора I ступени 99,30 99,25 99,20 99,13

газа с сепаратора 1 ступени 0,06 0,11 0,16 0,23

нефти с КСУ (И ст.) 98,76 98.39 98,04 97,58

газа с КСУ (II сг.) 0.54 0,86 1,16 1.55

нефти из резервуара 97,06 97,12 97,17 97,30

газа из резервуара 1,70 1,27 0,87 0,28

газа из газоотделителя 2,86 2,77 2,66 2.48

газа после компрессора 2,23 2,13 2.03 1,85

газа потребителю 2,94 2,88 2,83 2,70

ДНШ. мм рт.ст. (МПа) 1055(0,14) 1053 (0,14) 1049 (0,14) 1033 (0.14)

ДНПкпоГОСТ 1756-52, мм рт.ст. (МПа) 696 (0,09) 701 (0,09) 707 (0,09) 719(0,09)

Тем п ер а ту р а ста б ил ы I о й нефти. "С 8,5 8,6 8,7 9.1

* Устройство предварительного отбора жидкости

Теоретические исследования существующей и предлагаемой технологических схем подготовки нефти показывают, что при использовании системы улавливания легких фракций выход нефти увеличивается на 0,10...0,20 %, а выход газа потребителю - в 2,0...2,5 раза, в зависимости от состава сырья.

4. РАЗРАБОТКА РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ ПРИ СТАБИЛИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ В ПРОМЫСЛОВЫХ КОЛОННЫХ АППАРАТАХ

При потребности в широкой фракции легких углеводородов практически незаменимы стабилизационные установки, в которых используются колонны. При эксплуатации этих установок получается стабильная нефть требуемого качества. Установки характеризуются высокой энерго- и капиталоемкостью.

При сепарации нефти дополнительно вводимым в систему газом увеличивается доля отгона и уменьшается давление насыщенных паров стбильной нефти на 12,5...32,7 кПа. Это позволяет сократить технологические потери из резервуаров в случае утилизации газа. Подача газа позволяет увеличить отбор от потенциала низкокипящих углеводородных фракций до 50-70 %. Однако процесс однократного испарения с подачей газа в систему характеризуется низкой четкостью разделения, большим уносом бензиновых фракций и капельной нефти с газом сепарации и эффективен только при полной утилизации нефтяного газа, насыщенного бензиновыми фракциями.

С цслыо сокращения энергетических затрат предлагается технология стабилизации нефти в промысловых колонных аппаратах с подачей газа в промежуточное сечение отгонной секции (табл. 3).

В стабилизационных колоннах наблюдается физический унос паров (газа) на нижераслоложенную тарелку. Для исключения этого явления предлагается подавать газ под вторую - четвертую тарелку (счет, снизу).

Исследования проведены на нефти Сатаевского месторождения.

Таблица 3

Материальный баланс нефтестабилизациошюй установки Давление, МПа: в колонне - 0,38...0,42; газа - 0,50...0,52

Номер режима Температура, °С Поступило Получено

нестабильная нефть, т/ч газ, м'/ч стабильная нефть, т/ч нестабильный бензин, т/ч газ, иУч

Существующая технология

1 135-145 150 - 146,7 2,30 620

2 115-125 150 - 149,0 следы 540

3 100-105 150 - 149,2 следы 440

4 85-95 150 - 149,4 следы 385

Новая технология

5 130-140 150 460 143,3 4,06 1920

6 115-125 150 460 144,2 3,50 1690

7 100-105 150 460 146,0 2,16 1310

8 85-95 150 460 147,0 1,58 1090

Анализ различных вариантов подачи в колонну низкокипящих фракций показал, что процесс наиболее эффективен при применении сухого нефтяного газа. Экономически целесообразно использовать нефтяной газ, имеющийся в большом количестве на промыслах. Наиболее эффективный диапазон работы стабилизационной колонны: расход нефтяного газа 0,23... 1,0 % мае. на нефть, при температуре нагрева нефти 105-150 °С и давлении в колонне 0,4...0,5 МПа. Технология стабилизации нефти с подачей газа позволяет сократить потери из резервуаров на 0,8...1,2 %, снизить температуру процесса на 30 - 40 °С (УКПН НГДУ "Аксаковнефть"), исключить подачу воды перед колонной (УКПН НГДУ "Сулеевнефть").

Предложена схема с двухпоточньш питанием стабилизационной колонны нестабильной нефтью. При таком варианте тепловая нагрузка на печь уменьшается на 6,1...10,0 %. Использование данной технологии для стабилизации сероводородсодержащих нефтей позволяет, кроме того, выделить практически полностью сероводород из стабильной нефти.

5. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ СХЕМ ПРОМЫСЛОВОЙ СТАБИЛИЗАЦИИ И УТИЛИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ МНОГОСТУПЕНЧАТЫМ ИСПАРЕНИЕМ И КОНДЕНСАЦИЕЙ В ГОРИЗОНТАЛЬНОМ АППАРАТЕ

Технологии промысловой стабилизации углеводородного сырья в основном связаны с процессами однократного испарения или конденсации. Наиболее эффективным является процесс многоступенчатой сепарации углеводородного сырья. Процесс позволяет увеличить выход товарной нефти и сохранить наиболее ценные бензиновые фракции. При переходе от одно- к трехступенчатой сепарации выход нефтей Самотлорского и Усть-Балыкского месторождений увеличивается на 3,6 и 1,72 % соответственно. Но одновременно возрастают металлоемкость оборудования и эксплуатационные затраты, поэтому процесс ограничивается применением 3-4 ступеней. Для промысловых условий ректификация также неэффективна из-за больших энергетических и капитальных затрат.

В работе предлагается использовать совмещенный процесс многоступенчатого испарения и конденсации. Процесс реализован с применением горизонтального аппарата. Показана эффективность применения аппарата для стабилизации, разделения углеводородного сырья, регенерации абсорбентов при осушке природного газа и других процессах.

При применении традиционной схемы совмещенного процесса испарения и конденсации, основанного на процессе неадиабатического разделения смеси, величины теплоподвода и теплоотвода равны. Возможность регулирования подвода и отвода тепла по ступеням исключается. В разработанном процессе реализован процесс адиабатического разделения смеси. Паровой поток из испарителя без контакта с жидкостью основного потока вводится в конденсатор. Из конденсатора жидкость без контакта с парами основного потока вводится в испаритель. Расход жидкости и пара регулируется отводом и подводом тепла в ступени конденсации и испарения.

Один из вариантов горизонтального аппарата показан на рис. 8.

Исходная смесь Б вводится в аппарат, где разделяется на паровой и жидкий потоки. Имеются устройства отвода 1 и подвода 2 тепла. Имеются перегородки 3 и 4 для организации перекрестного течения потоков. В результате охлаждения смесь паров в верхней части аппарата частично конденсируется. Несконденсированная часть паров V] вводится в следующую ступень конденсации, на которой паровой поток смешивается с испарившейся частью жидкости Уг. Пройдя все ступени конденсации, пары выводятся из аппарата в качестве иизкокипящего продукта Оь Сконденсированная часть паров Ь? смешивается с жидкостью из предыдущей ступени испарения Ь| и вводится в последующую ступень. Пройдя все ступени испарения, жидкость выводится из аппарата в качестве высококипящего продукта Б:.

Проведен сравнительный расчетный анализ процесса многоступенчатого испарения и конденсации. При раздельном тсплоподводе и теплоотводе в ступенях аппарата качество продуктов разделения хуже, чем в совмещенном процессе многоступенчатого испарения и конденсации. Эффективность разделения смеси улучшается, если в ступенях испарения и конденса-

Принципиальная схема аппарата многоступенчатого испарения и конденсации

I

цин величина теплоотвода не соответствует величине теплоподвода. В ступенях обогащения пара ншкокипящими компонентами величина теплоотвода должна превышать величину теплоподвода. Разность отвода и подвода тепла по ступеням тем больше, чем ближе располагается ступень к концу аппарата, из которого выводится низкокипящий продукт. В ступенях обогащения жидкости высококипящими компонентами величина подвода тепла должна превышать величину отвода тепла. Чрезмерное увеличение разности между геплоотводом и теплоподводом нежелательно.

Проведенные расчетные исследования линейного, параболического и экспоненциального видов распределения тепла и холода по ступеням показали, что наиболее эффективным видом распределения является экспоненциальное. В этом случае достигается лучшее качество продуктов разделения. Путем расчета тепловых затрат по ступеням осуществляется оптимизация процесса разделения. В качестве основного параметра предложено использовать коэффициент относительной летучести ключевых компонентов а. Получены следующие зависимости для определения тепловых потоков:

б>С,-ех О

<2, = СУехр '

где 0\ О - величины теплоподвода и теплоотвода по ступеням, МДж/ч;

С:, Сг - коэффициенты, характеризующие тип разделяемой смеси и качество продуктов разделения, МДж/ч;

а - относительная летучесть компонентов;

Р = 1/а - коэффициент, обратный относительной летучести компонентов;

л-„. - содержание высококилящего ключевого компонента (ВКК) или группы компонентов в жидкости;

у о - содержание низкохипящего ключевого компонента (НКК) или группы компонентов в дистилляте;

) - номер ступени;

п - количество ступеней.

При стабилизации в аппарате многоступенчатого испарения и конденсации в место значения а может быть использовано отношение упругостей компонентов СзШ и СбНи. Для бинарной смеси гексан-гептан коэффициенты С| и С? равны соответственно 7,87 и 3270 МДж/ч.

Наиболее приемлемый диапазон работы горизонтального аппарата многоступенчатого испарения - число ступеней от 5 до 10, что соответствует 3-4 теоретическим тарелкам в вертикальной колонне.

При применении аппарата горизонтального исполнения тепловые затраты на разделение уменьшаются. При стабилизации углеводородного сырья в сепараторах тепло используется в одной единственной ступени испарения, температура теплоносителя на выходе из устройства теплолодвода должна быть выше температуры высококилящего продукта разделения Ог. В горизонтальных аппаратах использованный в предыдущей ступени теплоноситель может применяться в последующей ступени.

Проведены экспериментальные исследования с использованием горизонтального аппарата с шестью совмещенными ступенями испарения и конденсации. Анализ расчетных и экспериментальных данных показал их удовлетворительную сходимость.

Исследования с применением нефгей Ромашкинского, Арланского и смесей нефтей Западно-Сибирских месторождений подтвердили эффективность стабилизации и разделения нефти для получения прямогонных фракций и растворителей (табл. 4). Так, по сравнению с двухступенчатой сепарацией в аппарате с шестью ступенями контакта выход нефти увеличивается на 0,37 %, содержание компонентов Сб+ в газе сепарации уменьшается на 48 % мае., повышается качество нефти за счет увеличения содержания бензиновых фракций на 7 % (для нефтей Ромашкинского месторождения). При определенных режимных параметрах процесса могут быть получены отбен-зиненный газ и стабильная нефть. При применении горизонтального аппарата энергетические затраты ниже на 20-30 % по сравнению с использованием вертикальных колонн. При одинаковых режимных параметрах высота колонны достигает 15-20 м, длина горизонтального аппарата составляет лишь 2.3...2,5 м.

Актуальной проблемой является регенерация отработанных продуктов. Разработаны технологические схемы регенерации абсорбентов и ингибиторов гидратообразования с использованием горизонтального аппарата разделения. Исследования показали эффективность работы аппарата и возможность получения абсорбентов и ингибиторов гидратообразования требуемой концентрации. При этом по сравнению с вертикально!! ректификационной колонной тепловые затраты снижаются на 30-35 %. а капитальные - в 2,5...3,0 раза.

В газовой промышленности самыми энергоемкими являются процессы осушки природного газа. Глубина осушки газа зависит от температуры и давления газа, концентрации гликоля и его расхода, эффективности массо-обмеиных устройств, типа гликоля. Наиболее важными являются концентрация диэтиленгликоля и его расход. Для увеличения диапазона устойчивой работы необходимо заменить контактные устройства на регулярные насадки. Концентрация гликоля и его расход ограничиваются возможностями

Таблица 4

Основные режимные параметры стабилизации нефти

Двухступенчатая Многоступенчатое

Параметр сепарация испарение и конден-

сация

Расход, г/ч:

нестабильной нефти 100 100

нефти после 1-й ступени 99,98 -

газа сепарации 1-й ступени 0,02 -

стабильной нефти 99,09 99,46

газа сепарации 0,91 0,54

Давление, МПа:

1-й ступени сепарации 3,50 -

концевой ступени сепарации 2,50 2,50

Температура, °С:

1 -й ступени сепарации 20 -

концевой ступени сепарации 60 -

на входе в аппарат - 20

на выходе из аппарата 60

Теплоподвод, МДж/ч 4625 4625

Содержание углеводородов в

стабильной нефти, % мае.:

С| -Сз 0.83 0.96

е а+с5 2.68 2.82

Сб+ 96,49 96,22

Состав газа сепарации, % мае.:

О - Сз 56.25 70,95

I С4+С5 29,52 21,64

Сб+ 14,23 7.41

установки регенерации и требуемой точки росы. При абсорбционной осушке природного газа 85-90 % всех затрат приходится на возмещение потерь абсорбента. Проблема становится актуальной в период падающей добычи газа, при котором снижается пластовое давление и увеличивается влагосодержание газа. Возникает необходимость строительства дожимных компрессорных станций - при этом температура газа (1Г) повышается до 25-40 "С. Существующие установки не обеспечивают требуемой точки росы. Для получения осушенного газа требуется резкое увеличение расхода абсорбента, что ведет к увеличению его потерь с газом.

При повышении температуры газа увеличивается унос гликоля с осушенным газом.

Предложена технологическая схема с предварительной осушкой газа однократной абсорбцией в трубопроводе смешения до основного аппарата. В этом случае достигается требуемая точка росы (Ь.р.), уменьшается унос и сокращается расход ДЭГа на процесс (табл. 5). При необходимости проведения процесса при низких температурах используется бинарный абсорбент.

Таблица 5

Сравнительные расчетные данные существующей и разработанной двухступенчатой технологии осушки газа

Осушка в абсорбере Двухступенчатая осушка газа

трубопровод смешения абсорбер после трубопровода

Р=6,4 МПа ^ = 30 °С 1т.р=-15«С Р=6.4 МПа ъ- = 30 ОС 1Тр.=-10®С Р=6,4 МПа и-= 30 °с 1т.р =-5 °С Р=6,4 МПа Ь = 15 «С 1т.р=-15°С Р=6.4МПа 1г= 15 °С 1т.р.=-15°С

3606,95* 2249,99* 2045,45* 457,03* 612,50*

* Расход регенерированного ДЭГ на осушку, кг/ч

Немаловажным на нефтегазодобывающих предприятиях являются и вопросы утилизации и регенерации отработанных масел. Разработана установка регенерации, представленная на рис. 9. В зависимости от типа и загрязненности отработанных масел в работу могут быть включены соответствующие части установки. Испытания показали эффективность установки регенерации отработанных масел. Установлено, что затраты на восстано вление составляют не более 40 % от стоимости свежего масла. Возможнс восстановление 80-90 % исходного отработанного масла.

Предложена химмотологическая система взаимосвязи механизмов I установок, топлива, смазочных материалов, эксплуатации, метрологии 1 экологии. Применение системы позволяет комплексно подходить как 1 предупреждению загрязнения окружающей среды, так и к вопросам утили зации отработанных продуктов.

6. КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА И МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЙ СОКРАЩЕНИЯ ПОТЕРЬ И УТИЛИЗАЦИИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ

Сокращение технологических потерь, эффективная, рациональная экологически безопасная эксплуатация технологических установок немы Лимы без контроля качества и метрологического обеспечения методов ко1 троля качества углеводородного сырья. К скважинной продукции предъя ляются определенные требования по показателям качества, которые опред ляются соответствующими методами испытаний. В то же время необходш обеспечение точности и единства измерений показателей качества скважи ной продукции в нефтяной и газовой промышленности.

ТЕХНОЛОГИЯ РЕГЕНЕРАЦИИ ОТРАБОТАННЫХ МАСЕЛ

Рис. 9

Одним из самых действенных путей повышения эффективности работы оборудования и технологических схем является использование комплексных энерготехнологических схем: в схемах с горизонтальным аппаратом -отвод и подвод тепла тепловым насосом; использование гидравлических турбин - при абсорбционной осушке природного газа; применение тепловых насосов - при регенерации абсорбента; применение гидравлических турбин и тепловых насосов - при стабилизации нефти с использованием колонн.

Б комплексе с системой автоматического регулирования применение энерготехнологических схем позволяет более рационально использовать энергию.

При наличии автоматического регулирования энергетические расходы сокращаются на 10-20 %, производительность установок увеличивается на 5-10 %, потери целевых компонентов сокращаются на 5-20 %.

На рис. 7, 10 и 11 приведены схемы автоматического регулирования системы улавливания легких фракций процессов разделения углеводородного сырья в стабилизационной колонне и горизонтальном аппарате.

Регулирование стабилизационной колонны реализуется на основе соотношения

а,=~АА МГ' ( }

где Мь М2 - молекулярная масса соответственно нефтяного газа и дистил лята;

вг, Он - расход соответственно дополнительного газа в колонну верхнего продукта, т/ч;

Рк - давление в колонне, МПа;

ДР5 - разность ДНП нестабильной и стабильной нефти, МПа.

Принципиальная схема автоматического регулирования нефтестабилизационной колонны

I - VI - соответственно, потоки нестабильной нефти, газа в колонну, нестабильной нефти, широкой фракции легких углеводородов, газа стабилизации и орошения; К - стабилизационная колонна; КХ - конденсатор-холодильник; Е - емкость разделения

Рис. 10

Принципиальная схема автоматического регулирования процесса разделения многокомпонентной смеси

Б, Б - технологические потоки исходного сырья, высококипящего и низкокипящего продуктов, соответственно; В;, Вг - теплоноситель; Вз, В4 - хладоагент

Рис. И

Автоматическое регулирование процесса разделения в горизонтальном аппарате реализуется на основе соотношения

Т = К (Твкк (1 -С) + Тнкк С), (4)

где Твкк, Тнкк - температура кипения соответственно высококипящих и низкокипящих компонентов при давлении Р, °С;

К - коэффициент, зависящий от типа и состава смеси;

С - содержание низкокипящих компонентов в смеси.

Требуемое качество углеводородного сырья может быть обеспечено применением надежных методов контроля. Точность методов испытаний зависит от достигнутого уровня обеспечения единства измерений и соответствующего метрологического обеспечения. Наиболее эффективным и перспективным направлением метрологического обеспечения является использование стандартных образцов. С участием автора разработаны стандартные образцы для контроля и аттестации методов испытаний в нефтегазодобывающей промышленности: ДНП, плотности, вязкости, содержания серы, воды, хлористых солей.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ

На основе теоретических и экспериментальных исследований разработан комплекс технологий с автоматизацией и метрологическим обеспечением по сокращению потерь и утилизации углеводородного сырья на нефтегазодобывающих предприятиях.

1. На основе выявленных особенностей процессов однократной абсорбции в трубопроводе смешения и рециркуляции технологических потоков обоснованы технологии: промысловой стабилизации углеводородного сырья, улавливания легких фракций из газового пространства резервуаров и низконапорных аппаратов, осушки природного газа, промысловой стабилизации углеводородного сырья с подачей газа в промежуточное сечение отгонной секции колонны.

- Промысловая стабилизация углеводородного сырья.

Установлено, что наиболее приемлемыми параметрами процесса являются отношение массовых расходов абсорбента и нефтяного газа до 10:1 при температуре на 20 "С и ниже, чем температура сепарации нефти. При этом выход товарной нефти увеличивается на 0,2...0,4 %. При повышении начального давления разгазирования и снижении эффективности работы (к.п.д.) сепараторов увеличиваются потери из резервуаров. При прогнозных расчетах необходимо учитывать к.п.д. сепарационных установок. При сепарации нефти с подачей дополнительного газа увеличивается отбор бензиновых фракций до 50-70 %, уменьшается ДНП стабильной нефти на 12,5...32,7 кПа, в результате сокращаются технологические потери из резервуаров.

- Улавливание легких фракций из газового пространства резервуаров и низконапорных аппаратов.

Установлены граничные условия процесса - отношение массовых расходов абсорбента и газа до 5:1 при температуре на 20 °С и ниже, чем температура газа. Эффективность технологии улавливания легких фракций при

противоточном контакте абсорбента и газа выше, чем таковая при прямоточном, - на 8-13 %. Технологические схемы улавливания легких фракций позволяют уменьшить потери бензиновых фракций до 90 % и улучшить экологическую обстановку в районах подготовки и хранения углеводородного сырья. Разработана комплексная технологическая схема улавливания легких фракций для нефтесборных пунктов, связывающая все аппараты. Применение схемы позволяет увеличить выход нефти на 0,1...0,2 % мае., газа - в 2,0. .2,5 раза.

- Осушка природного газа.

При внедрении схемы осушки газа исключаются проблемы, связанные с повышением температуры газа после дожимных компрессорных станций; расход абсорбента уменьшается на 15-30 %.

- Промысловая стабилизация углеводородного сырья в колонных аппаратах ,

Установлены зависимости показателей процесса стабилизации нефти от режимных параметров и расход газа, необходимый для устойчивой работы стабилизационной установки, - 0,23 - 1,00 % мае. от расхода нестабильной нефти. Внедрение данной технологии позволяет сократить технологические потери на 0,8... 1,2 уменьшить расход топлива в нагревательных печах и снизить температуру процесса на 15-30 °С.

2. На основе анализа процессов многоступенчатого разделения для условий нефтегазодобывающих предприятий разработаны следующие технологии:

а) технология стабилизации нефти многоступенчатым испарением и конденсацией углеводородных смесей, реализованная в аппаратах горизонтального исполнения.

Разработана методика расчета и выявлена эффективность экспоненциального распределения тепловых затрат по длине аппарата. Выявлен оптимальный диапазон работы аппарата. Технология позволяет уменьшить

энергетические затраты и повысить эффективность процесса стабилизации углеводородного сырья. Выход товарной нефти увеличивается на 0,3...0,4 %, массовое содержание бензиновых фракций в нефтяном газе уменьшается на 70-75 %;

б) технология получения растворителей и прямогонных фракций для обработки скважин;

в) технология регенерации абсорбентов и ингибиторов гидратообра-зования.

3. Анализом существующих схем утилизации и технологий регенерации отработанных масел разработаны: *

- альтернативная концепция сбора и утилизации отработанных масел на местах применения;

- технология регенерации отработанных масел, позволяющая регенерировать до 90 % от исходного отработанного масла; затраты на регенерацию составляют не более 40 % от стоимости свежего масла.

4. Разработаны метрологически обеспеченные схемы автоматическогс регулирования сепарационных установок; резервуаров и низконапорньо аппаратов; установок осушки природного газа; установок, реализующие процессы многоступенчатого испарения и конденсации; стабилизационньп установок.

Выявлены функциональные зависимости расхода газа от упругосп паров нефти для управления качеством продуктов стабилизации.

Установлены функциональные зависимости для регулирования про цесса разделения в аппарате горизонтального исполнения.

5. Анализ экологической обстановки и экономических показателе] существующих и разработанных технологий позволяет сделать вывод о не обходимости запрещения эксплуатации нефтепромысловых объектов бс систем сокращения технологических потерь углеводородного сырья.

Основные материалы диссертации изложены в следующих работах:

1. Хафизов А.Р. К вопросу повышения качества стабилизации нефти 1утем однократного испарения II Проблемы повышения качества нефти, raía и нефтепродуктов.- Уфа: УНИ, 1986,- С. 56-59.

2. Хафизов А.Р. К применению физико-химической механики нефтя-шх дисперсных систем для интенсификации процесса низкотемпературной ггабилизации нефти И Проблемы повышения качества нефти, газа и нефте-фодуктов,- Уфа: УНИ, 1986,- С. 71-74.

3. Мухамедзянов А.Х., Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. и др. Стабили-:ация нефти с подачей нефтяного газа // Нефтяное хозяйство.- 1987,- № 5.- С. ¡9-41.

4. Хафизов А.Р. Повышение эффективности процесса стабилизации ¡ефти на промыслах И Творческие возможности молодых нефтяников.-\лъметьевск: ТатНИПИнефть, 1987.- С. 127-128.

5. Мухамедзянов А.Х., Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Оптимизация :хемы выработки ШФЛУ на промыслах // Совершенствование процессов азофракционирования и сероочистки легкого углеводородного сырья.- Ка-ань, 1987.-С. 17.

6. Мухамедзянов А.Х., Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Оптимизация »аботы нефтестабилизационной колонны II Проблемы углубления перерастай нефти,- Уфа: УНИ, 1988.- С. 12-13.

7. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Мухамедзянов А.Х. Повышение ка-:ества нефти на промыслах II Проблемы углубления переработки нефти.-'фа: УНИ, 1988.-С. 81.

8. Хафизов А.Р. Способ сокращения потерь углеводородных фракций ' Проблемы нефти и газа.- Уфа: УНИ, 1988,- С. 79.

9. Абызгильдин Ю.М., Умергалин Т.Г., Мухамедзянов А.Х., Хафизов к.Р., Ахмадеев М.Г. Интенсификация процесса стабилизации нефти II Неф-яное хозяйство.- 1989.- № 6.- С. 47-54.

10. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Мухамедзянов А.Х., Абызгильдин Э.М. Технология улавливания низкокипящих бензиновых фракций из ре-ервуаров // Нефтяное хозяйство.- 1989.-№ 10,- С. 6-10.

11. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Оптимальное распределение тепла в ппарате многоступенчатой конденсации и испарения II Приборы и уст-ойства для нефтяной и газовой промышленности,- Уфа, 1989.- С. 151-155.

12. Мухамедзянов А.Х., Хафизов А.Р., Абызгильдин IO.M. Совершен-гвование процессов промысловой стабилизации нефти // Проблемы освое-ия нефтегазовых ресурсов Западной Сибири.- Тюмень, 1989.- С. 214-217.

13. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Разработка промышленных схем габилизации нефти//Проблемы нефти и газа,- Уфа: УНИ, 1990,-С. 45-б.

14. Пручай B.C., Хафизов А.Р. Расчетный способ оценки показателей гпарации нефти И Проблемы нефти и газа,- Уфа, 1990,- С. 69-71.

15. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Технология промысловой стабилизации нефти многоступенчатым испарением и конденсацией // Техника и технология добычи нефти и обустройство нефтяных месторождений: Экс-пресс-информ. - 1990,- № 10.- С. 50-54.

16. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Аппарат многоступенчатого испарения и конденсации И Нефтепереработка и нефтехимия,- 1990,- № 5,- С. 4143.

17. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. К автоматическому регулированию процессов конденсации и испарения //Нефтепереработка и нефтехимия.-

1990.-№9,-С. 37-39.

18. Пестрецов Н.В., Пручай B.C., Мухамедзянов А.Х., Хафизов А.Р. Анализ работы различных схем сепарации нефти // Нефтяное хозяйство,-

1991.-№ 1.- С. 38-41.

19. Зайнуллин Р.Ф., Хафизов А.Р. Свидетельство на стандартные образцы содержания хлористых солей в нефти (комплект ХС). ОСО-90.- Уфа, 1990.

20. Зайнуллин Р.Ф., Хафизов А.Р. Свидетельство на стандартные образцы массовой доли воды (комплект В). ГСО 5760-90-ГСО 5763-90,- Уфа, 1990.

21. Зайнуллин Р.Ф., Хафизов А.Р. Свидетельство на стандартные образцы массовой доли серы в нефтепродуктах (комплект CJ1). ГСО 5479-90 -ГСО 5491-90.- Уфа, 1990.

22. Зайнуллин Р.Ф., Хафизов А.Р. Свидетельство на стандартные образцы массовой доли микропримесей серы в нефтепродуктах (комплект СМ). ГСО 5764-90-ГСО 5767-90.- Уфа, 1990.

23. Зайнуллин Р.Ф., Хафизов А.Р. Свидетельство на стандартные образцы массовой доли серы в нефти и нефтепродуктах (комплект СУ). ГСС 5482-90 - ГСО 5485-90.- Уфа, 1990.

24. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Технология и аппарат многосгупен чатой конденсации и испарения // Информ. листок БашЦНТИ,- Уфа.- 1991. №91-32.

25. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Технология промысловой стабили зации нефти II Информ. листок БашЦНТИ.- Уфа - 1991,- №91-33.

26. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р. Технология улавливания легких уг леводородных фракций//Информ. листок БашЦНТИ,- Уфа,-1991.-К 233-91.

27. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Отбензинивание газов сепаращн установок подготовки нефти // Научно-технические достижения и передово1 опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности.- М. 1991-Вып. 7.- С. 26-29.

28. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Слесарева С.Г. Фракционировани многокомпонентной смеси в малогабаритном горизонтальном аппарате , Материалы I съезда химиков, нефтехимиков, нефтепереработчиков и работ пиков промышленности строительных материалов Башкортостана.- Уф:

1992.- С. 39-45.

29. Умергалин Т.Г., Хафгоов А.Р., Слесарева С.Г. Фракционирование нефти в горизонтальном аппарате. Физико-математические проблемы и моделирование нефтепромысловых и нефтехимических процессов,- Уфа, 1992.-С. 135-140.

30. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Слесарева С.Г. и др. Фракционирование газоконденсата в малогабаритном горизонтальном аппарате // Нефть и газ Западной Сибири. Проблемы добычи и транспортировки.- Тюмень: ТИИ, 1993,-С. 173-174.

31. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Слесарева С.Г. Возможности использования блочной установки для получения прямогонных фракций моторных топлив на промыслах И Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений,-Уфа, 1994.- С. 157-162.

32. Ишмаков P.M., Хафизов А.Р. О регенерации отработанных масел на предприятиях Западной Сибири // Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- Уфа, 1994.- С. 171-176.

33. Абызгильдин А.Ю., Хафизов А.Р. Совершенствование процессов очистки газовых конденсатов от меркаптанов II Вопросы интенсификации и разработки газовых и газоконденсатных месторождений,- Уфа, 1994,- С. 188207.

34. Умергалин Т.Г., Хафизов А.Р., Слесарева С.Г. Технология многоступенчатого испарения и конденсации для разделения нефтегазовых смесей II Тезисы II Международной конференции по химии нефти,- Томск, 27-30 сентября 1994 г.-С. 155-156.

35. Абызгильдин А.Ю., Хафизов А.Р. Окислительная демеркаптаниза-ция газового конденсата II Тезисы II Международной конференции по химии нефти.- Томск, 27-30 сентября 1994 г.- С. 173-174.

36. Абызгильдин А.Ю., Абызгильдин Ю.М., Хафизов А.Р. Об описании технологического наследования в виде графов.- Деп. в ВИНИТИ 31.10.94,-№2464-В94.

37. Абызгильдин А.Ю.. Абызгильдин Ю.М, Хафизов А.Р. Технологическая наследственность как основа для исследования влияния неуглеводородных примесей в процессах добычи, подготовки и применения нефти, газа и нефтепродуктов,- Деп. в ВИНИТИ 31.10.94,-№ 2463-В94.

38. Ишмаков P.M., Хафгоов А.Р. Устройство для очистки жидкостей от механических примесей, воды и углеводородных фракций.- Деп. в ВИНИТИ 31.10.94,- № 2461-В94.

39. Ишмаков P.M., Хафизов А.Р. Интенсификация процесса очистки отработанных масел.- Деп. в ВИНИТИ 31.10.94- №2462-094.

40. Соколовский A.B., Хафизов А.Р., Тазетдинов Н.Ш. Повышение эффективности работы абсорбционных аппаратов по осушке природного газа // Новые технологии в газовой промышленности: Тез. докл. конф. молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России - М.: Нефть и газ, 1995.- С. 205-206.

41. Хафизов А.Р. Ресурсосберегающие технологии при осушке природного газа II Проблемы нефтегазового комплекса России: Тез. докл. Всс-российск. НТК.- Уфа, 1995,- С. 80.

42. Хафизов А.Р. Прогнозирование технологических потерь в системе нефтегазосбора II Роль технической диагностики в обеспечении промышленной и экологической безопасности на объектах нефтегазохимического комплекса: Тез. республ. НТК.-Уфа, 1995.-С. 16.

43. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В., Абызгильдин А.Ю., Аввакумов Н.В. Рекомендации по контролю и предупреждению потерь в системах сбора и подготовки скважинной продукции // Современные проблемы буровой и нефтепромысловой механики.- Уфа: УГНТУ, 1996.-С. 174-181.

■44. Умергалин Т.Г., Слесарева С.Г., Хафизов А.Р. Использование аппарата горизонтального исполнения в схеме малогабаритной установки для разделения нефтяных смесей // Теория и практика масообменных процессов химической технологии: Материалы Всероссийск. НТК.- Уфа: УГНТУ, 1996,- С. 190-191.

45. Зайнуллин В.Ф., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Хафизов А.Р. Совершенствование процесса адсорбционной осушки природного газа на примере месторождения Медвежье.- Уфа: УГНТУ, 1996.- 40 с.

46. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Утилизация конденсата на газовых месторождениях // Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений.- Тез. докл. НТК.- М., 1996.- С. 25-26.

47. Хафизов А.Р., Зайнуллин В.Ф., Соколовский A.B. Совершенствование процессов осушки природного газа II Проблемы разработки газовых и газоконденсатных месторождений: Тез. докл. НТК,- М., 1996.- С. 91-92.

48. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Аппарат для разделения жидких отходов фракционированием II Промышленные и бытовые отходы. Проблемы и решения: Материалы региональной конференции.- Уфа, 1996.-Ч. 1.-С. 166-168.

49. Хафизов А.Р., Ишмаков P.M., Сайфуллин Н.Р. Устройство дл* очистки нефтесодержащих отходов II Промышленные и бытовые отходы Проблемы и решения: Материалы региональной конференции.- Уфа, 1996.Ч. 1.-С. 169-172.

50. Хафизов А.Р., Ишмаков P.M., Сайфуллин Н.Р. Концепция сбора j регенерации отработанных масел // Промышленные и бытовые отходы Проблемы и решения: Материалы региональной конференции.- Уфа, 1996. Ч. 1.-С. 180-184.

51. Хабибуллин З.А., Сайфуллин Н.Р., Ишмаков P.M., Хафизов А.Р Использование отработанных масел в качестве компонента ингибитора па рафиноотложений при добыче нефти // Башкирский химический журнал. 1996,-Т. 3.- № 7.- С. 38-39.

52. Хафизов А.Р., Ишмаков P.M., Сайфуллин Н.Р., Гадиев 3-Х. Утили зация отработанных масел II Экология автотранспортного комплекса: Тез докл. междунар. НТК .- М„ 1996.- С. 118-119.

53. Хафизов А.Р., Ишмаков P.M., Абызгильдин Ю.М. Основные направления предупреждения и уменьшения загрязнения окружающей среды // Экологические проблемы промышленных зон Урала: Тез. докл. междунар. НТК.- Магнитогорск, 1996.-С. 100.

54. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г., Абызгильдин Ю.М. Новая технология разделения жидких отходов // Экологические проблемы промышленных зон Урала: Тез. докл. междунар. НТК.- Магнитогорск, 1996.- С. 101.

55. Хафизов А.Р., Умергалин Т.Г. Сокращение технологических выбросов из низконапорных аппаратов П Экологические проблемы промышленных зон Урала: Тез. докл. междунар. НТК,- Магнитогорск, 1996,- С. 101102.

56. Хафизов А.Р., Сайфуллин Н.Р., Ишмаков P.M., Абызгильдин А.Ю. Утилизация отработанных масел,- Уфа: Реактив, 1996,- 260 с.

57. Хафизов А.Р. Технологии сокращения промысловых потерь углеводородного сырья.-Уфа, 1997.- 186 с.

58. Хабибуллин З.А., Галимов Ж.Ф., Хафизов А.Р. и др. Ингибиторы асфальтосмолопарафиновых отложений // Изв. вузов. Нефть и газ,- Тюмень,-1997,-№2,-С. 46-49.

59. Хафизов А.Р. Об интенсификации процессов промысловой стабилизации нефти // Межвузовский научно-технический сборник.- Уфа, 1997.-С. 69-71.

60. A.C. 1442535 СССР МКИ CI0G7/02. Способ стабилизации нефти / Ю.М. Абызгильдин, А.Х. Мухамедзянов, А.Р. Хафизов., Т.Г. Умергалин // Открытия. Изобретения,- 1988.-№ 5.

61. A.C. 1452536 СССР МКИ В01РЗ/06, 3/32. Тепломассообменный аппарат (получен патент № 1452536 от 11.06.93) / Т.Г. Умергалин, А.Р. Хафизов, Я.Г. Умергалин //Открытия. Изобретения,- 1989,-№3.

62. A.C. 1454826 СССР МКИ C10G7/00. Способ автоматического регулирований процесса промысловой стабилизации нефти / А.Х. Мухамедзянов, А.Р. Хафизов, Ю.М. Абызгильдин // Открытия. Изобретения.- 1989-№4.

63. A.C. 1560253 СССР МКИ B01D3/00. Способ разделения многокомпонентной смеси. / Т.Г. Умергалин, А.Р. Хафизов, Г.М. Теляшева // Открытия. Изобретения.- 1990.- № 16.

64. A.C. 1595878 СССР МКИ C10G7/00. Способ стабилизации нефти / Т.Г. Умергалин, А.Р. Хафизов, Ю.М. Абызгильдин и др. // Открытия. Изобретения.- 1990.-№16.

65. A.C. 1643035 СССР МКИ B01D3/42, G05D27/00. Способ автоматического регулирования процесса разделения многокомпонентной смеси в аппарате многоступенчатой конденсации и испарения/Т.Г. Умергалин, А.Р. Хафизов, Ю.М. Абызгильдин и др. // Открытия. Изобретения-1991,-№ 15.

66. A.C. 1698273 СССР МКИ C10G7/00. Способ промысловой стаби лизации нефти / А.Р. Хафизов, Т.Г. Умергалин, Ю.М.Абызгильдин // От крытия. Изобретения.-1991.- №46.

67. Патент 2058368 РФ МКИ C10G7/02, B01D3/32, 3/24. Способ фрак ционирования нефти / Т.Г. Умергалин, А.Р. Хафизов, С.Г. Слесарева и дг //Открытия. Изобретения.- 1996,-№ 11.

Соискатель

А.Р. ХАФИЗОВ