автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Разработка оптимальных технологических режимов и рациональных схем фракционирования газового конденсата на малогабаритных установках

□□3466259

На правах рукописи

ЖУРБИН АЛЕКСЕИ ВЛАДИМИРОВИЧ

РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНЫХ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕЖИМОВ И РАЦИОНАЛЬНЫХ СХЕМ ФРАКЦИОНИРОВАНИЯ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА НА МАЛОГАБАРИТНЫХ УСТАНОВКАХ

Специальность 05.17.07 - Химия и технология топлив и специальных продуктов

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

- з ДЕК 2009

Астрахань - 2009 г.

003486259

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Северо-Кавказский государственный технический университет» (СевКавГТУ, г. Ставрополь)

кандидат химических наук, доцент Овчаров Сергей Николаевич

доктор технических наук, профессор Тараканов Геннадий Васильевич

кандидат химических наук, доцент Завалинская Илона Сергеевна

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина

Защита состоится « ^ » декабря 2009 г. в ^ ~ часов на заседании диссертационного совета ДМ 307.001.04 при Астраханском государственном техническом университете (АГТУ) по адресу:

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

С диссертацией можно ознакомиться в научной библиотеке АГТУ (г. Астрахань, ул. Татищева, 16, главный учебный корпус АГТУ)

Автореферат разослан « _» ноября 2009 г.

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация:

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат химических наук, доцент

Е.В. Шинкарь

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования Около 20% добываемого в России газового конденсата перерабатывается на малогабаритных установках как самостоятельно, так и совместно с нефтями. Для того чтобы полностью использовать потенциал сырья, технология разделения должна учитывать специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений фракционный и групповой углеводородный состав добываемого конденсата довольно быстро меняется. С падением пластового давления ниже давления начала конденсации часть высококипящих углеводородов выделяется в жидкую фазу и оседает в порах пласта, при этом извлекаемый конденсат со временем становится более легким. Следовательно, литературные данные о составе и свойствах конденсатов быстро устаревают, и при выполнении научно-исследовательских, проектных и технологических работ необходимо уточнять характеристики подлежащего переработке газоконденсатного сырья.

Для улучшения работы ректификационных установок важно решение следующих задач: обеспечение высоких выходов целевых дистиллятных фракций, соответствующих требованиям по номенклатуре и качеству; снижение энергопотребления, особенно высокопотенциального печного тепла; обеспечение устойчивой и эффективной работы при изменении состава и качества поступающего сырья, производительности, номенклатуры получаемых продуктов. Необходима оптимизация параметров процесса ректификации и технологических схем малогабаритных установок, которые должны особенно оперативно реагировать на изменение состава сырья и потребностей рынка. При этом технические решения должны удовлетворять жестким экономическим критериям.

Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования газоконденсатного сырья, разработка оптимальных технологических режимов и рациональных схем этого процесса применительно к малогабаритным установкам является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.

Цель работы Исследование физико-химических свойств газовых конденсатов, разработка методов оптимизации параметров технологического режима и рациональных схем процесса ректификации на малогабаритных установках, позволяющих повысить глубину отбора, качество целевых фракций и, в конечном итоге, рационально использовать потенциал газоконденсатного сырья.

Основные задачи исследования

- исследовать и уточнить составы и физико-химические свойства газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового состава и их целевых фракций, а также направления переработки;

- исследовать и обобщить влияние основных факторов на процесс ректификации газовых конденсатов, разработать пригодные для реализации на малогабаритных установках методы оптимизации технологического режима;

- разработать для малогабаритных установок технологию переработки легкого газоконденсатного сырья низкотемпературным способом;

- исследовать закономерности переработки газовых конденсатов и нефтегазоконденсатных смесей на малогабаритных установках и на их основе • разработать рациональные технологические приемы и схемы, позволяющие повысить глубину отбора от потенциала и качество целевых фракций.

Научная новнзна работы

1. Разработан метод оптимизации параметров процесса ректификации газовых конденсатов для секций атмосферной колонны, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции, за счет изменения тарелок отбора и перераспределения орошений увеличить глубину извлечения дистиллятных фракций от потенциала и четкость фракционирования.

2. Разработан метод выбора прямогонных бензиновых фракций с оптимальной для процесса компаундирования детонационной стойкостью и максимально возможным выходом от потенциала в сырье, предложены уравнения, позволяющие расчетным путем определять октановые числа бензиновых фракций с учетом их газоконденсатного или нефтяного происхождения.

3. Предложен и научно обоснован метод фракционирования легкого газоконденсатного сырья с использованием конденсирующего агента, позволяющий увеличить глубину отбора светлых фракций от потенциала.

4. Разработан и обоснован для малогабаритных установок низкотемпературный способ перегонки легких газовых конденсатов с температурой конца кипения ниже 360°С.

Защищаемые положения

- результаты исследований газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового углеводородного состава и выявленные закономерности их фракционирования на малогабаритных установках;

— методы оптимизации параметров технологического режима ректификации, выбора целевых фракций для получения товарных продуктов, увеличения глубины отбора светлых фракций при переработке газоконденсатного сырья;

- рациональные технологические приемы и схемы переработки газовых конденсатов на малогабаритных установках.

Практическая ценность и реализация работы

1. Исследованы физико-химические характеристики газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового состава и их целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов.

2. Разработаны и предложены для практического применения новые методы оптимизации параметров технологического режима ректификации, выбора целевых фракций для получения товарных продуктов, увеличения глубины отбора дистиллятных фракций при переработке газоконденсатного сырья на малогабаритных установках.

3. Разработаны рациональные технологические приемы и схемы переработки газовых конденсатов различного фракционного и группового состава, на основе которых выполнены проекты установок УПГК-16/30 и УПГК-10/15, предложена реконструкция установки БДУ-2К, позволяющая при двукратном увеличении производительности повысить глубину отбора целевых фракций.

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

Апробация работы Материалы диссертационной работы в 2004-2009 г.г. докладывались на XXXIV, XXXVI, XXXVIII научно-технических конференциях Северо-Кавказского государственного технического университета; на VIII и X региональных научно-технических конференциях «Вузовская наука - СевероКавказскому региону» в г. Ставрополе; на международной научно-практической конференции "Нефтегазопереработка и нефтехимия-2006" (г. Уфа); на конкурсе молодежных разработок по проблемам топливно-энергетического комплекса «ТЭК-2008» (Москва, 2009 г., грамота победителя конкурса).

Публикации По результатам диссертации опубликовано 13 научных работ, в том числе 2 статьи в рецензируемых научных журналах, входящих в Перечень ВАК, 8 тезисов докладов на конференциях, получено 3 патента на изобретения.

Объем и структура работы Диссертация изложена на 134 страницах, включает 63 таблицы, 17 иллюстраций и состоит из введения, 5 глав, выводов, списка использованных источников из 140 наименований и приложения.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность выбранной темы диссертации, определены задачи исследования.

В первой главе рассмотрено современное состояние сырьевой базы газовых конденсатов, перспективы увеличения их добычи, технологические особенности и конструктивное оформление переработки на малогабаритных установках. Показано, что при разработке месторождений существует общая закономерность изменения состава газовых конденсатов во времени, что требует оперативного изменения параметров технологического режима и схем фракционирования для полного использования потенциала сырья. В этой связи при проектировании новых и модернизации действующих установок необходимо уточнять физико-химические свойства газовых конденсатов, формировать потоки сырья, обеспечивая в них оптимальное соотношение легких и тяжелых фракций, располагать методами, позволяющими в условиях действующего производства оптимизировать процесс ректификации. Выполнен анализ известных методов расчета параметров ректификации, показаны недостатки, не позволяющие использовать их для оперативного управления процессом при изменении состава сырья установок и номенклатуры целевых фракций.

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

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

Поставленные в диссертации задачи решались путем выполнения исследований по следующим направлениям:

- ■ определение физико-химических характеристик газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового углеводородного состава, нефтей, вовлекаемых в переработку совместно с конденсатами, нефтегазоконденсатных смесей и получаемых при перегонке фракций -стандартными методами в соответствии с ГОСТ и отраслевыми методиками;

— обследование и обобщение показателей работы действующих малогабаритных установок, в частности, их основного аппарата — атмосферной ректификационной колонны;

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

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

Для оценки возможности получения качественных моторных топлив были подробно исследованы физико-химические характеристики газовых конденсатов валанжинской залежи Ямбургского и ачимовской залежи Уренгойского ГКМ (таблица 1), а также их узких фракций. Атмосферно-вакуумная разгонка конденсатов проведена на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85.

Таблица 1 - Физико-химические характеристики газовых конденсатов валанжинской залежи Ямбургского и ачимовской залежи Уренгойского ГКМ

Конденсат ГОСТ или методика

Показатели валанжинской ачимовской

залежи залежи

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

воды до обезвоживания отс. отс. 2477

хлористых солей, мг/л отс. отс. 21543

Давление насыщенных паров при38°С, мм рт. ст. 256 117 1756

Фракционный состав, % об.: до 100°С 16 8 2177

до 200°С 55 50

до 300°С 81 73

Плотность при 20°С, кг/м3 775 801,8 3900

Средняя молекулярная масса 125 126 методика ВНИИНП

Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с 1,36 2,3 33

Температура застывания, °С (с обработкой) -50 -2 20287

Кислотное число, мг КОН/ г 0,01 0,02 5985

Коксуемость, % масс. 0,01 0,02 19932

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

- смол силикагелевых отс. отс. 11858

- парафина/^, °С - серы общей 0,9/50 0,02 3,4/53 0,03 11851 1437

Конденсат валанжинской залежи Ямбургского ГКМ малосернистый, малопарафинистый, содержит 96,5% масс, фракций до 350°С, имеет технологический индекс ГА2Н3Ф3. Из него могут быть получены:

- реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230^0, выход 25,6%);

- осветительный керосин К0-20 (фракция 140-250, выход 34,5%);

- малосернистое зимнее дизельное топливо марки 3-0,2 минус 45 (фракция 140-300°С, выход 49,5%);

- малосернистое зимнее дизельное топливо марки 3-0,2 минус 35 (фракция 140-350°С, выход 55,7%);

- малосернистое летнее дизельное топливо марки Л-0,2-40 (фракция 140-350°С, выход 65,3%);

- малосернистое котельное топливо М 40 или 100 из высококипящих фракций.

Прямогонная бензиновая фракция валанжинского конденсата н.к.-180°С (выход 48,6%) имеет октановое число 58,5 пункта. Для повышения октанового числа и получения товарных автобензинов необходимо применение процесса каталитического риформинга. Узкие фракции 85-180 или 105-180°С являются благоприятным сырьем этого процесса. Фракция н.к.-140°С (выход 34,7%) может быть использована для производства автобензина Нормаль-80 с применением антидетонаторов. Широкая бензиновая фракция н.к.-180°С может направляться на нефтехимические предприятия в качестве сырья процесса пиролиза.

Конденсат ачимовской залежи Уренгойского ГКМ малосернистый, парафинистый, содержит 79,46% масс, фракций до 350°С, имеет технологический индекс 1А3Н1Ф3. Из него могут быть получены следующие товарные продукты:

- реактивное топливо ТС-1 (фракция 130-230°С, выход 27,2%);

- осветительный керосин К0-20 или КО-25 (фракции 140-250 или 150-280°С, максимальный выход 31,8%);

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

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

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

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

- малосернистое котельное топливо М 40 или 100 из высококипящих фракций.

Прямогонная бензиновая фракция ачимовского конденсата н.к.-180°С (выход 41,9%) имеет октановое число 58 пунктов. Для повышения октанового числа и получения товарных автобензинов необходимо применение процесса каталитического риформинга. Узкие фракции 85-180 или 105-180°С являются благоприятным сырьем этого процесса. Фракция н.к.-130°С может быть использована для производства автобензина Нормаль-80 с применением антидетонаторов. Широкая бензиновая фракция н.к.-180°С может направляться на нефтехимические предприятия в качестве сырья процесса пиролиз!

Рассмотрена возможность переработки стабильного газового конденсата Астраханского ГКМ совместно с нефтями на малогабаритной установке. В качестве сырья исследовались нефти региона (нефть оторочки Астраханского ГКМ и олейниковская), а также тенгизская нефть. Показано, что астраханский газовый конденсат по физико-химическим свойствам и составу резко отличается от нефтей региона. При приеме их в переработку необходимо значительно сужать интервал кипения фракции дизельного топлива для обеспечения норм ГОСТ по температуре помутнения и застывания. Снизится выход бензина по сравнению с перего.жой только конденсата в связи с меньшим потенциальным содержанием соответствующих фракций в нефтях, возрастет выход мазута, имеющего высокую (35-40°С) температуру застывания, что усложнит его реализацию. По этим причинам приём на переработку нефтей Астраханской области в смеси с газовым конденсатом АГКМ нецелесообразен. Для обеспечения загрузки установки может быть принята смесь астраханского стабильного газового конденсата и тенгизской нефти. Из смесевого сырья могут быть получены компоненты летних дизельных теплив в широком диапазоне отбора фракций (таблица 2). Для получения товарных дизельных топлив требуется снижение содержания общей и меркаптановой серы, что в условиях малогабаритной установки невозможно. Остаток от перегонки может использоваться в качестве котельного топлива или подвергаться более глубокой переработке. Для перегонки смеси астраханского газового конденсата и тенгизской нефти (1:1) рекомендуется двухколонная схема с максимальным отбором компонента летнего дизельного топлива Л-0,5-40. В качестве интенсификатора процесса фракционирования сырья вместо водяного пара можно использовать паровой отгон дизельных фракций.

Полученные данные могут быть использованы при решении вопроса о возможности увеличения мощности топливного производства Астраханского газоперерабатывающего завода за счет вовлечения в переработку астраханского газово! о конденсата в смеси с нефтями.

Таблица 2 - Характеристика базовых товарных фракций, получаемых из смеси астраханского газового конденсата и тенгизской нефти (1:1)

Наименование показателей Пределы выкипания фракции, °С

ч*ц.к.-85 85-180 180-360

Выход на нефть, % масс. 14,48 28,38 38,53

Плотность при 20°С, кг/м3 680 750 839

Содержание серы, % масс.: - общей 0,28 0,24 0,95

- меркаптановой 0,175 0,24 0,07

Температура, °С:

- вспышки - - 90

- помутнения - - -12

- застывания - - -20

Кинематическая вязкость при 20°С, мм2/с - — 3,9

Кислотность, мг КОН/100 мл топлива - - 3,2

Фракционный состав по ГОСТ 2177, °С -н.к. 28 78 162

-10% об. 35 84 190

- 20% об. 42 95 210

-30% об. 48 100 232

-40% об. 52 110 253

- 50% об. 56 120 266

- 60% об. 60 128 278

-70% об. 64 138 290

- 80% об. 68 150 316

- 90% об. 74 165 338

-96% об. - - 354

-98% об. 80 172 -

- к.к. 84 178 -

Содержание ароматических углеводородов, % масс. 17,1 25,1 -

Цетановое число - - 51

В третьей главе представлены разработанные методы оптимизации технологического режима атмосферной колонны при ректификации газовых конденсатов, выбора прямогонных бензиновых фракций для компаундирования и оперативного определения их октановых чисел, увеличения глубины отбора светлых фракций из остатка перегонки легкого нефтегазоконденсатного сырья.

Метод оптимизации технологического режима позволяет решать на практике задачу нахождения основных параметров процесса ректификации в секции атмосферной колонны с использованием температурной границы деления смеси Для расчета числа теоретических тарелок необходимо иметь кривые ИТК

ректификата, флегмы и парового питания секции в мольных долях. За исходную информа1рио для расчета принимаются также основные показатели технологического режима: температуры tcp, tF, Тср, TF, давления Рср, PF; флегмовые числа RçP и RF в секции колонны. Оптимальное число теоретических тарелок Not,T и флегмовое число R^ рассчитывают при максимальном значении RMHl(, корень итерационного уравнения которого 0 обычно находится между двумя ключевыми компонентами до и после границы разделения парового питания у^ на ректификат xk>D и флегму Если число тарелок N0„T не равно NT, сходимость этих параметров легко регулируется изменением мольной доли к-того компонента флегмы на границе разделения парового питания секции на ректификат и флегму по уравнению:

1,7 V,

- •■ —- , "Г

где Хкду и — мольные доли к-того компонента флегмы и ректификата;

^ - число теоретических тарелок при условии ]Ч0ПТ =

^— относительная летучесть компонентов.

аие

Конечная цель оптимизации процесса ректификации заключается в подборе такого технологического режима, когда за счет рационального перераспределения тепловых и материальных потоков колонны обеспечивается максимальное извлечение целевых фракций от их потенциала в сырье. Эта цель достигается приведением двух независимых рабочих параметров процесса Я и N к расчетным значениям Нот- и 1Чот. путем изменения тарелок отбора целевых фракций и количества флегмы, поступающей на орошение секции.

Разработанный метод позволяет на практике установить оптимальные параметры работы колонны при изменении состава сырья и обеспечить высокую глубину отбора целевых фракций от их потенциала в сырье.

В связи с тем, что малогабаритные установки не всегда располагают хорошо оснащенными лабораториями, актуальна разработка достаточно точных расчетных методов оценки характеристик продуктов. Нами разработан метод выбора прямогонных бензиновых фракций (ПБФ) для компаундирования, на который получен патент РФ 2273657. Расчет позволяет выбрать фракцию с оптимальной для компаундирования детонационной стойкостью и максимально возможным выходом от потенциала в сырье. Реализуется он следующим образом: из газового конденсата выделяют узкие бензиновые фракции с интервалами выкипания от температуры начала кипения до 85+180°С и рассчитывают их

детонационную стойкость на основе легко определяемых характеристик. Затем вычисляют детонационный фактор, характеризующий изменение выхода ПБФ в

% масс, на один пункт октанового числа по моторному методу (ОЧММ):

дф ---

сЦОЧ)

где ДФ - детонационный фактор ¡-той фракции; <Ю — изменение выхода ПБФ, % масс.; с1(0Ч) - изменение ОЧММ бензиновых фракций в пунктах. Определяют коэффициенты корреляции, характеризующие динамику изменения детонационного фактора бензиновых фракций:

\-с!{ОЧу \с!{ОЧ)

к.—

1 -екуро

где К; - коэффициент корреляции ¡-той фракции;

I - первая рассматриваемая бензиновая фракция (н.к.-85°С); 1 - последующие бензиновые фракции (н.к.-100-Н80 °С);

I

^сЮ - изменение выхода между ¡-той и первой ПБФ, % масс.;

I

I

^{ОЧ) - изменение ОЧММ между ¡-той и первой ПБФ в пунктах.

I

Выбирают целевую ПБФ для компаундирования и производства товарного автобензина с использованием формулы:

о,(о2-о,)

где П, = ОЧД}) - удельное содержание ОЧММ на один % масс, выхода ¡-той ПБФ; Оь С2, ф - выход первой, второй, ¡-той ПБФ, % масс; 0ЧЬ 04 2 — ОЧММ первой и второй ПБФ в пунктах.

Выполнен анализ имеющихся в литературе формул для расчета октанового числа бензиновых фракций нефтей по легко определяемым характеристикам. Показано, что они дают очень высокую погрешность при определении детонационной стойкости ПБФ газовых конденсатов. Для определения октановых чисел прямогонных бензиновых фракций нами рекомендуются уравнения: - для газового конденсата

100

+ 0"

м

_ V о

- для нефти (на примере самотлорской)

100

где агост - наклон кривой разгонки бензинов агост = ;

а - коэффициент испаряемости бензинов ст = + ^q'q + ^ >

tio%, tsov., t9o% - температуры выкипания фракций, % об.

Погрешность расчетов по сравнению с данными, полученными моторным методом, незначительна и не превышает для бензиновых фракций газового конденсата валанжинской залежи 7% отн., для бензиновых фракций конденсата ачимовской залежи и самотлорской нефти 4% отн.

При переработке газовых конденсатов на малогабаритных установках возникают трудности с извлечением тяжелых фракций из-за изначально низкого их содержания в сырье. Ввиду низких нагрузок на отгонную секцию основной ректификационной колонны в составе остаточной фракции содержится более 60% светлых углеводородов. Для «утяжеления» фракционного состава конденсата предлагается использовать конденсирующий агент - рециркулировать часть остатка в поток сырья. Такое решение способствует увеличению флегмового числа, соответственно, повышается КПД контактных устройств и смещается фазовое равновесие в отгонной секции колонны. В результате тёмные фракции будут конденсироваться в остатке, а высвободившиеся светлые переходить в целевые продукты. На рисунках 1-3 приведены зависимости содержания светлых фракций в остатке, дополнительного выхода светлых и годового экономического эффекта от кратности циркуляции остатка перегонки в сырьевой поток колонны. Под кратностью циркуляции понимали отношение количества циркулирующей остаточной фракции к балансовому количеству, отводимому с установки в качестве котельного топлива или его компонента. Для интенсификации процесса фракционирования легкого газового конденсата валанжинской залежи рекомендуется кратность циркуляции 2-КЗ (15-21% масс, на сырьё). В соответствии с расчетами количество светлых в остатке составит около 40%, а глубина их отбора от потенциала в сырье — 96%. С учетом затрат на циркуляцию на установке производительностью 50 тыс. т в год можно получить годовой экономический эффект 9-11 млн. рублей.

И

« С*

*. .

II л

I».

<н

4 I, 8 М I.'

Рисунок 1 - Зависимость содержания светлых фракций в остатке от кратности его

циркуляции

« 2,« I; ,

У:,

г

«

н

10

г,

Кр.ИМ№11.ШфК<1ЛНШ1Н ои.пм

Рисунок 2 - Зависимость дополнительного выхода светлых от кратности циркуляции остатка

1«П>1

* даог-: кии» г »«1«

г ы}"<> ■ | -

I ?•««> Г

г -мое

I иоле

5 .л».

Рисунок 3

- Зависимость годового экономического эффекта от кратности циркуляции остатка

В четвертой главе описан низкотемпературный способ переработки легкого газового (конденсата валанжинской залежи с температурой конца кипения ниже 360°С, защищенный патентом РФ 2273655, и проведено его сопоставление с высокотемпературным способом ректификации.

Принципиальная технологическая схема установки УПГК-16/30, реализующей низкотемпературный способ, приведена на рисунке 4. Газовый конденсат нагревается в пароподогревателе 7 водяным паром до температуры 140-!-180°С и в парожидкостном виде поступает в эвапорационную секцию ректификационной колонны 1. С верха ректификационной колонны выводится головной погон - пары бензиновой фракции, которые смешиваются с парами отгона отпарной колонны. Часть потока подают в качестве острого орошения верхней части ректификационной колонны, а избыток направляют на блок компаундирования с целью производства бензина марки Нормаль-80.

Боковым погоном в отпарную колонну 2 выводится дизельная фракция. С низа отпарной колонны выводится фракция арктического дизельного топлива, а с верха — паровой отгон, который смешивается с парами основной бензиновой фракции из ректификационной колонны. Из куба атмосферной колонны выводится остаток - компонент дизельного или котельного топлива. Тепловой баланс ректификационной колонны регулируется горячей струёй: часть остатка нагревается в пароподогревателе 8 водяным паром и возвращается в куб ректификационной колонны. При этом температура куба поддерживается на 20°С выше по сравнению с эвапорационной секцией ректификационной колонны.

Использование для нагрева водяного пара обеспечивает высокую пожаробезопасность установки, а умеренный температурный режим улучшает экологичность за счет сокращения расхода топлива и выбросов в атмосферу.

Проведено сопоставление эффективности разделения легкой нефтегазоконденсатной смеси на установках УПГК-16/30 и УПКМ-50 низко- и Высокотемпературным способами. Для сопоставительной оценки были рассчитаны материальные и тепловые балансы, флегмовые числа, гидродинамические характеристики колонн, показатели систем теплообмена установок при одинаковой производительности по сырью 50 тыс. т/год.

При низкотемпературном способе перегонки смеси в атмосферную колонну поступает с сырьем и горячей струей тепло в количестве 5,523 млн. кДж/час. При высокотемпературном способе перегонки количество тепла, поступающего в атмосферную колонну (с учётом регенерации его избытка потокрм ПЦО) составляет 7,573 млн. кДж/час, что на 37% больше.

Рисунок 4 - Принципиальная технологическая схема установки УПГК-16/30 I - газовый конденсат, П - газовый конденсат на перегонку, III - остаток; IV - горячая струя; V — пары бензина; VI - острое орошение; VII - боковой погон; VIII - отгон бокового погона; IX - основная бензиновая фракция; X — бензиновая смесь на компаундирование; XI - дизельная фракция; XII - остаточная фракция; ХШ - пар 1 - ректификационная колонна; 2 - отдарная колонна; 3 - сырьевая емкость; 4 - рефлюксная емкость; 5, б - теплообменники; 7, 8 - пароподогреватели; 9-12 - насосы; 13, 14 - конденсаторы-холодильники

Гидродинамические характеристики работы ректификационных колонн показывает, что фракционирование сырья идет в оптимальных условиях. Паровая нагрузка в верхней части колонн составляет 84-91% от допустимой. В случае рекуперации на установке УПКМ тепла головного погона обе установки будут иметь достаточно высокий коэффициент регенерации тепла 66,2-67,6%, однако переработка легкого сырья на установке УПГК низкотемпературным способом обуславливает более низкий расход топлива, высокую рентабельность производства, пожаробезопасность и экологичность.

В пятой главе, посвященной практической реализации разработанных способов, приведены проектные решения по переработке газового конденсата низкотемпературным способом на установке УПГК-10/15, модернизации типовой установки БДУ-2К с двукратным увеличением производительности и улучшением качества дистиллятов, оптимизации технологического режима действующей установки УПКМ-50.

Принципиальная технологическая схема установки УПГК-10/15 для переработки смеси газовых конденсатов Расшеватского и Мирненского ГКМ Ставропольского края низкотемпературным способом приведена на рисунке 5. В зависимости от желательного ассортимента целевых фракций конденсат разделяется по одно-, двух- и трёхколонной схеме:

- I вариант - с верха первой фракционирующей насадочной колонны отбирают бензиновую фракцию н.к.-120+140°С для компаундирования с антидетонаторами с целью производства бензина марки Нормаль-80. Температуру конца кипения бензиновой фракции регулируют флегмовыми числами наверху колонны путём подачи острого орошения, а начала кипения - давлением в рефлюксной ёмкости. Схемой предусмотрена подача несконденсированных фракций газа из рефлюксной емкости первой колонны на топливные форсунки котельной установки. Остаток первой колонны, фракция 120+140°С-к.к„ используется в качестве дизельного топлива, отвечающего требованиям ГОСТ 305-82 марки «3»;

- II вариант - с верха первой колонны отбирают бензиновую фракцию н.к.-160°С, балансовое количество которой направляют на блок компаундирования с антидетонаторами с целью производства бензина марки Нормаль-80. Остаток первой колонны, фракция 160°С-к.к., поступает во вторую колонну. С верха второй колонны отбирают фракцию 160-200°С, балансовое количество которой используют в качестве растворителя (уайт-спирита). Остаток второй колонны, фракцию 200°С-к.к., выводят с низа колонны и используют в качеству летнего дизельного топлива;

Рисунок 5 - Принципиальная технологическая схема установки УПГК-10/15 1 - насадочные колонны; 2 - пароподогреватели; 3 - теплообменники; 4 - воздушные холодильники: 5 — рефлюксные емкости; 6 - резервуары

I - газоконденсатная смесь: Ц VHL XIV — головные поговы насадочных колонн; IIL IX, XV - острое орошение;

IV, X, XVI - избыток головных погонов в емкости и на реализацию; V, VII, XVII - горячая струя;

VI, ХЩ - питание насадочных колонн; XI, XII, XVIII - остаточные дизельные фракции; ХК - водяной пар

- III вариант - схемой предусмотрено производство узких бензиновых фракций для процесса каталитического риформинга. С верха первой колонны отбирают бензиновую фракцию н.к.-62°С, балансовое количество которой используется как компонент бензина Нормаль-80. Остаток первой колонны, фракция 62°С-к.к., поступает во вторую колонну. С верха этой колонны отбирается узкая фракция 62-85°С, балансовое количество которой используется в качестве сырья для производства бензола. Остаток второй колонны, фракция 85°С-к.к., поступает в третью колонну. С верха третьей колонны отбирается фракция 85-140°С, балансовое количество которой используется в качестве сырья для производства толуола и ксилолов. Остаток третьей колонны, фракция 140°С-к.к., используется в качестве компонента дизельного топлива марки «3».

Все насадочные колонны оборудованы системой конденсации и охлаждения головных погонов и подачи острого орошения. Поддержание необходимого теплового режима обеспечивается подачей горячей струи. В качестве теплоносителя используется перегретый водяной пар от котельной. Мощность теплового котельного агрегата составляет 4 млн. кДж/ч, что позволяет изменять производительность и обеспечить работу установки при различных вариантах.

Среди малогабаритных установок, реализующих высокотемпературный способ, наибольшее распространение получили установки БДУ-2К, которые по этой причине можно считать типовыми. Работают они по двухколонной схеме, отбензинивающая и основная ректификационные колонны имеют по восемь тарелок в укрепляющей части и снабжены дефлегматорами. Качество целевых дистиллятов, получаемых на установках БДУ-2К, как правило, не соответствует требованиям ГОСТ и паспортным характеристикам. Кроме того, установки характеризуются низкой пожаробезопасностью и экологичностъю.

Для установки БДУ-2К предложена усовершенствованная технологическая схема (рисунок 6), позволяющая вдвое повысить производительность и увеличить отбор целевых фракций от их потенциала в сырье - газовом конденсате ачимовской залежи Уренгойского ГКМ. Схема предусматривает установку дополнительных атмосферной К-2 и отпарной К-3 ректификационных колонн и использование имеющихся на установке колонн К-1,1а для предварительного отбензинивания сырья.

Отбор лёгких фракций дизельного топлива в отпарной колонне позволяет:

- исключить возврат паров лёгких фракций дизельного топлива из отпарной колонны К-3 в атмосферную колонну К-2, а следовательно, увеличить производительность установки;

Рисунок 6 - Принципиальная технологическая схема модернизированной установки БДУ-2К К-1,1а - отбензинивакяцие колонны; К-2 - атмосферная колонна; К-3 - отпарная колонна; Д-1,1а - дефлегматоры; КЕ-1,1а - емкости колонн; П-1 - трубчатая печь; ТР-1, ТР-2, ТО-2 - теплообменники; Н-1,1а — Н-6, ба - насосы; КХ-1, КХ-2; КХ-3 - конденсаторы-холодильники; Е-1, Е-2, Е-3 -рефлюксные емкости

I - стабильный газовый конденсат, II - газ в топливную сеть; III - бензиновая фракция из К-1 и К-1а на компаундирование; IV - бензиновая фракция нз К-2 на компаундирование; V- компонент дизельного топлива марки «3» или «А»; VI - ПЦО в К-2; VII - дизельное топливо; VIII - мазут, IX - водяной пар

- снизить давление в атмосферной колонне К-2, а следовательно повысить чёткрсть погоноразделения целевых фракций;

- использовать конденсат паров лёгких фракций дизельного топлива в качестве компонента зимнего или арктического дизельного топлива.

Оптимальный расчёт процесса ректификации в проектных разработках выполняется на основе анализа приведённых затрат. На практике по различным причинам установки работают на режиме, значительно отличающемся от проектного. Это ухудшает конечные результаты, поэтому оптимизация технологического режима в рабочих условиях производства является очень актуальной. Нами разработан способ оптимизации технологии фракционирования газового конденсата по одноколонной схеме, на который получен патент РФ 2300550, позволяющий перераспределить материальные и тепловые потоки целевых фракций и ПЦО и, в конечном итоге, привести рабочий режим ректификации к оптимальному. Способ оптимизации фракционирования газового конденсата исследован и подтвержден на примере работы установки УПКМ-50.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Исследованы физико-химические характеристики газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового углеводородного состава и их целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов.

2. Разработан метод оптимизации параметров процесса ректификации газовых конденсатов для секций атмосферной колонны, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции, за счет изменения тарелок отбора и перераспределения орошений увеличить глубину извлечения дистиллятных фракций от потенциала и четкость фракционирования.

3. Разработан метод выбора прямогонных бензиновых фракций с оптимальной для процесса компаундирования детонационной стойкостью и максимально возможным выходом от потенциала в сырье. Предложены новые уравнения, позволяющие с погрешностью не выше 7% отн. расчетным путем определять октановые числа бензиновых фракций с учетом их газоконденсатного или нефтяного происхождения.

4. Предложен и обоснован метод фракционирования легкого газоконденсатного сырья с использованием конденсирующего агента. Рециркуляция части остатка от перегонки в поток сырья способствует увеличению флегмовбго числа, повышению КПД контактных устройств и смещению фазового равновесия в

отгонной секции колонны. В результате при перегонке газового конденсата валанжинской залежи Ямбургского ГКМ глубина отбора светлых фракций от потенциала увеличивается с 90,4 до 96%, а их содержание в остатке снижается с 81,5 до 40%. На установке производительностью 50 тыс. т в год при кратности циркуляции остатка 2-5-3 можно получить годовой экономический эффект 9-11 млн. рублей.

5. Разработан и обоснован для малогабаритных установок низкотемпературный способ перегонки легких газовых конденсатов с температурой конца кипения ниже 360°С. Проведено его сопоставление с высокотемпературным способом и показаны преимущества: низкий расход топлива, высокая рентабельность производства, пожаробезопасность и экологичность, На установке производительностью 50 тыс. т в год экономия высокопотенциального печного топлива составит 168,4 т.

6. Для малодебитных месторождений разработана технологическая схема установки УПГК-10/15, позволяющая вырабатывать большой ассортимент целевых фракций при перегонке низкотемпературным способом легкого газового конденсата нафтено-ароматического основания.

7. Предложена усовершенствованная технологическая схема типовой установки БДУ-2К, позволяющая вдвое повысить производительность, увеличить глубину отбора целевых фракций от их потенциала в сырье - конденсате ачимовской залежи, пожаробезопасность и экологичность установки. Ожидаемый годовой экономический эффект от увеличения производительности установки по сырью и глубины отбора дизельной фракции составляет 26,7 млн. рублей.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах:

1. Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Журбин A.B., Овчарова A.C. Расчетные методы оценки детонационной стойкости прямогонных бензиновых фракций // Технологии нефти и газа. - 2007.-№ 5. - С. 75-80.

2. Овчаров С.Н., Журбин A.B., Пикалов И.С., Пикалов Г.П. Сопоставительная оценка переработки нефтегазоконденсатных смесей низко- и высокотемпературным способом // Технологии нефти и газа. - 2007. - № 6. -С. 21-25.

3. Пат. 2273655 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. - № 2004135659; заявл. 07.12.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. №10.-7 с.

4. Пат. 2273657 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций /

Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. - № 2004135664; заявл. 07.12.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. № 10.— 6 с.

5. Пат. 2300550 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций I Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. - № 2006101110; заявл. 12.01.2006; опубл. 10.06.2007; бюл. № 16.-7 с.

6. Овчаров С.Н., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов Г.П. Варианты переработки конденсата валанжинской залежи Ямбургского ГКМ // Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону: материалы VIII региональной научно-технической конференции. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2004. - С. 178.

7. Пикалов С.Г., Овчаров С.Н., Журбин A.B., Пикалов Г.П. Особенности переработки конденсата нафтено-ароматического основания // Вузовская наука - Северо-Кавказскому региону: материалы VIII региональной научно-технической конференции. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2004. - С. 179.

8. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Журбин A.B., Пикалов И.С. Расчетная методика для оптимизации основных параметров ректификации нефти, газового конденсата и их смесей // Материалы XXXTV научно-технической конференции СевКавГТУ. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2005. - С. 173.

9. Журбин A.B., Овчаров С.Н., Пикалов И.С. Особенности низкотемпературной перегонки газоконденсатного сырья // Вузовская наука — Северо-Кавказскому региону: материалы X региональной научно-технической конференции. — Ставрополь: СевКавГТУ, 2006. - С. 228-229.

Ю.Овчаров С.Н., Журбин A.B., Пикалов И.С., Пикалов Г.П. Фракционирование нефтегазоконденсатных смесей низко- и высокотемпературным способом // Нефтегазопереработка и нефтехимия-2006: материалы международной научно-практической конференции. - Уфа: издательство ГУП ИНХП РБ, 2006. -С. 50-52.

11.Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Пикалов С.Г., Журбин A.B. Метод оптимизации работы сложных колонн // Нефтегазопереработка и нефтехимия-2006: материалы международной научно-практической конференции. — Уфа; издательство ГУП ИНХП РБ, 2006. - С. 262-264.

12.Журбин A.B., Гридина O.A., Овчаров С.Н. Низкотемпературный способ фракционирования газового конденсата валанжинской залежи Н Материалы XXXVI научно-технической конференции СевКавГТУ. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2007. - С. 239.

13.Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчаров С.Н. Рациональный подход к первичной переработке легкого газового конденсата // Материалы XXXVIII научно-технической конференции СевКавГТУ. - Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. -С. 210-212.

Условные обозначения

ГКМ - газоконденсатное месторождение

ГПЗ - газоперерабатывающий завод

ИТК - истинная температура кипения

к.к.—температура конца кипения

КПД - коэффициент полезного действия

н.к. - температура начала кипения

ОЧММ - октановое число по моторному методу

ПБФ - прямогонная бензиновая фракция

ПЦО - промежуточное циркуляционное орошение

% масс, - проценты массовые

% об. - проценты объемные

% отн. - проценты относительные

ТУ - технические условия

Отпечатано в авторской редакции

Подписано в печать 12.11.2009 г. Формат 60x84 1/16 Усл. печ. л,- 1,5 Уч.-изд. л.-1,0 Бумага офсетная. Печать офсетная. Заказ №373 Тираж 100 экз. ГОУ ВПО «Северо-Кавказский государственный технический университет» 355028, г. Ставрополь, пр. Кулакова, 2

Издательство Северо-Кавказского государственного технического университета Отпечатано в типографии СезКавГТУ

Введение.

1. Ресурсы газовых конденсатов и пути совершенствования технологии их переработки.

1.1. Ресурсы газовых конденсатов и перспективы роста их добычи.

1.2. Особенности технологии и конструктивного оформления переработки газовых конденсатов на малогабаритных установках.

1.3. Пути и методы оптимизации процесса ректификации газовых конденсатов.

1.3.1. Методы расчета ректификации бинарных смесей.

1.3.2. Методы расчета ректификации сложных многокомпонентных смесей.

2. Исследование физико-химических свойств и направлений переработки газовых конденсатов.

2.1. Физико-химические свойства и направления переработки легкого газового конденсата валанжинской залежи.

2.2. Физико-химические свойства и направления переработки тяжелого газового конденсата ачимовской залежи.

2.3. Исследование нефтей с целью оценки возможности их совместной переработки с тяжелым газовым конденсатом Астраханского ГКМ.

3. Разработка методов оптимизации атмосферной перегонки газовых конденсатов.

3.1. Метод оптимизации технологического режима атмосферной колонны

3.2. Метод выбора целевых бензиновых фракций для компаундирования.

3.3. Способ увеличения глубины извлечения светлых фракций из остатка перегонки.

4. Разработка низкотемпературного способа фракционирования газового конденсата валанжинской залежи.

4.1. Низкотемпературный способ фракционирования газового конденсата для малогабаритных установок.

4.2. Сопоставительная оценка переработки газового конденсата и нефтегазоконденсатных смесей низко- и высокотемпературным способами.

5. Практическая реализация установленных закономерностей.

5.1. Переработка легкого газового конденсата нафтено-ароматического основания низкотемпературным способом.

5.2. Переработка газового конденсата ачимовской залежи Уренгойского ГКМ высокотемпературным способом.

5.3. Реализация метода оптимизации одноколонной схемы перегонки газового конденсата.

Около 20% добываемого в России газового конденсата перерабатывается на малогабаритных установках как самостоятельно, так и совместно с нефтями. Для того чтобы полностью использовать потенциал сырья, технология разделения должна учитывать специфичность фракционного состава и физико-химических свойств конденсата.

В процессе разработки газоконденсатных месторождений фракционный и групповой углеводородный состав добываемого конденсата довольно быстро меняется. С падением пластового давления ниже давления начала конденсации часть высококипящих углеводородов выделяется в жидкую фазу и оседает в порах пласта, при этом извлекаемый конденсат со временем становится более легким. Следовательно, литературные данные о составе и свойствах конденсатов быстро устаревают, и при выполнении научно-исследовательских, проектных и технологических работ необходимо уточнять характеристики подлежащего переработке газоконденсатного сырья.

Для улучшения работы ректификационных установок важно решение следующих задач: обеспечение высоких выходов целевых дистиллятных фракций, соответствующих требованиям по номенклатуре и качеству; снижение энергопотребления, особенно высокопотенциального печного тепла; обеспечение устойчивой и эффективной работы при изменении состава и качества поступающего сырья, производительности, номенклатуры получаемых продуктов. Необходима оптимизация параметров процесса ректификации и технологических схем малогабаритных установок, которые должны особенно оперативно реагировать на изменение состава сырья и потребностей рынка. При этом технические решения должны удовлетворять жестким экономическим критериям.

Таким образом, исследование физико-химических свойств и особенностей фракционирования газоконденсатного сырья, разработка оптимальных технологических режимов и рациональных схем этого процесса применительно к малогабаритным установкам является важной и весьма актуальной научно-прикладной задачей.

Общие выводы

1. Исследованы физико-химические характеристики газовых конденсатов различного происхождения, фракционного и группового углеводородного состава и их целевых фракций. Обоснованы рекомендации по получению товарных продуктов, отвечающих требованиям стандартов.

2. Разработан метод оптимизации параметров процесса ректификации газовых конденсатов для секций атмосферной колонны, позволяющий в условиях действующего производства оперативно реагировать на изменение состава сырья и ассортимента вырабатываемой продукции, за счет изменения тарелок отбора и перераспределения орошений увеличить глубину извлечения дистиллятных фракций от потенциала и четкость фракционирования.

3. Разработан метод выбора прямогонных бензиновых фракций с оптимальной для процесса компаундирования детонационной стойкостью и максимально возможным выходом от потенциала в сырье. Предложены новые уравнения, позволяющие с погрешностью не выше 7% отн. расчетным путем определять октановые числа бензиновых фракций с учетом их газоконденсатного или нефтяного происхождения.

4. Предложен и обоснован метод фракционирования легкого газоконденсатного сырья с использованием конденсирующего агента. Рециркуляция части остатка от перегонки в поток сырья способствует увеличению флегмового числа, повышению КПД контактных устройств и смещению фазового равновесия в отгонной секции колонны. В результате при перегонке газового конденсата валанжинской залежи Ямбургского ГКМ глубина отбора светлых фракций от потенциала увеличивается с 90,4 до 96%, а их содержание в остатке снижается с 81,5 до 40%. На установке производительностью 50 тыс. т в год при кратности циркуляции остатка 2+3 можно получить годовой экономический эффект 9-11 млн. рублей.

5. Разработан и обоснован для малогабаритных установок низкотемпературный способ перегонки легких газовых конденсатов с температурой конца кипения ниже 360°С. Проведено его сопоставление с высокотемпературным способом и показаны преимущества: низкий расход топлива, высокая рентабельность производства, пожаробезопасность и экологичность. На установке производительностью 50 тыс. т в год экономия высокопотенциального печного топлива составит 168,4 т.

6. Для малодебитных месторождений разработана технологическая схема установки УПГК—10/15, позволяющая вырабатывать большой ассортимент целевых фракций при перегонке низкотемпературным способом легкого газового конденсата нафтено-ароматического основания.

7. Предложена усовершенствованная технологическая схема типовой установки БДУ—2К, позволяющая вдвое повысить производительность, увеличить глубину отбора целевых фракций от их потенциала в сырье — конденсате ачимовской залежи, пожаробезопасность и экологичность установки. Ожидаемый годовой экономический эффект от увеличения производительности установки по сырью и глубины отбора дизельной фракции составляет 26,7 млн. рублей.

1. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. — М.: Химия, 1987. — 256 с.

2. Бекиров Т.М., Ланчаков Г.А. Технология обработки газа и конденсата. — М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 1999. - 596 с.

3. Технология переработки природного газа и конденсата: Справочник: В 2 ч. — М.: ООО «Недра Бизнесцентр», 2002. - Ч. 1. - 517 с.

4. Тараканов Г.В., Нурахмедова А.Ф., Попадин Н.В. Глубокая переработка газовых конденсатов / Под ред. Г.В. Тараканова. Астрахань: ИПЦ «Факел» ООО «Астраханьгазпром», 2007. - 276 с.

5. Гриценко А.И., Гриценко И.А., Юшкин В.В., Островская Т.Д. Научные основы прогноза фазового поведения пластовых газоконденсатных систем. — М.: Недра, 1995.-214 с.

6. Газовые и газоконденсатные месторождения: Справочник / Под ред. И.П. Жабрева. М.: Недра, 1983. - 375 с.

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

8. Судо М.М., Судо P.M. Нефть и углеводородные газы в современном мире. -М.: Издательство ЛКИ, 2008. 256 с.

9. Коржубаев А., Эдер Л., Соколова И. Почему падает добыча? // Нефть России. -2009.-№6.-С. 10-15.

10. Ю.Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995. - 304 с.

11. Стефаненко С., Мальцева О. Ждет ли подъем сектор downstream? // Нефть России. 2009. - № 6. - С. 34-38.

12. Коржубаев А., Эдер Л., Соколова И. Слабое место "нефтяной державы" // Нефть России. 2009. - № 7. - С. 24-15.

13. Гриценко А.И., Александров И. А., Галанин И. А. Физические методы переработки и использование газа. М.: Недра, 1981. - 224 с.

14. Басалов С.Г. Перспективы создания крупных производств по переработке природного газа // Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. - № 6. - С. 11-14.

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

16. ОСТ 51.56-79. Конденсаты газовые. Технологическая классификация. — М.:, ВНИИгаз, 1979.-9 с.

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

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

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

20. Степанова Г.С. Фазовые превращения углеводородных смесей газоконденсатных месторождений. — М.: Недра 1974. — 116 с.

21. Гриценко А.И., Островская Т.Д., Юшкин В.В. Закономерности основных свойств пластовых газоконденсатных систем. Научно-технический обзор. — М.: ВНИИЭгазпром, 1978. 71 с.

22. Гриценко А.И., Николаев В.А., Тер-Саркисов P.M. Компонентоотдача пласта при разработке газоконденсатных залежей. М.: Недра, 1995. - 253 с.

23. Методы повышения продуктивности газоконденсатных скважин / А.И. Гриценко, P.M. Тер-Саркисов, А.Н. Шандрыгин и др. М.: Недра, 1997.-187 с.

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

25. Нурахмедова А.Ф. Разработка технологии глубокой переработки газоконденсатных остатков: Автореф.: Дис.канд. техн. наук. -М.: 2002.-23 с.

26. Мальковский П.А. Совершенствование технологий и аппаратов переработки газовых конденсатов: Дис.докт. техн. наук. Казань: 2003. - 383 с.

27. Кудрявцев М.А. Разработка новых технологических решений по переработке высокопарафинистого газового конденсата: Дис.канд. техн. наук. — М.: 2004. 160 с.

28. Алиева Р.Б. Газовые конденсаты сырье для получения авиакеросинов. — М.: ВНИИЭгазпром, 1989. - 27 с.

29. Варианты переработки остатка перегонки смеси нефтей и газовых конденсатов/ Мальковский П.А., Боровков Е.В., Минхайров М.Ф. и др. // ХТТМ. 2001. -№ 3. - С. 33-35.

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

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

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

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

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

35. Мишин В.М. Установка по производству моторного топлива // Газовая промышленность. 1982. - № 5. - С. 18-20.

36. Чулков П.В. Моторные топлива: ресурсы, заменители: Справочник. М.: Политехника: 1998. - 415 с.

37. Гареев Р.Г. Интенсификация работы систем перегонки нефтяного сырья // ХТТМ. 1994. - № 11-12. - С. 4-6.

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

39. А.С. 1244166 СССР, МКИ C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Пикалов Г.П., Майоров В.И., Петлюк Ф.Б. и др. (СССР). Опубл. 1986. Бюл. №26.

40. А.С. 1249061 СССР, МКИ C10G 7/00. Способ получения топливных фракций из газового конденсата / Пикапов Г.П., Майоров В.И., Петлюк Ф.Б. и др. (СССР). Опубл. 1986. Бюл. № 29.

41. Попадин Н.В. Разработка и исследование рациональных технологических схем и режимов ректификации газоконденсатного сырья (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода): Автореф.: Дис.канд. техн. наук. -М.: 2002. -23 с.

42. Пат. 2132713 РФ, МПК6 B01D 3/10, C10G 7/06. Установка и способ переработки легкого газового конденсата / Басарыгин Ю.М., Батищев В.В., Будников В.Ф. и др. (РФ). Опубл. 10.07.1999. Бюл. № 19.

43. Ивановский Н.Н., Лойко А.А. Выбор варианта переработки легкого газового конденсата // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2001. - № 2. -С. 14.

44. Ивановский Н.Н., Лойко А.А. Вакуумная переработка ректификацией легкого газового конденсата // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2001. -№5.-С. 14-15.

45. Лойко А.А. Повышение коэффициента извлечения легких фракций из газового конденсата методом вакуумной ректификации: Автореф.: Дис.канд. техн. наук. — Краснодар: 2001. — 23 с.

46. А.С. 1249060 СССР, МКИ C10G 7/00. Способ получения нефтяных фракций / Пикалов Г.П., Петлюк Ф.Б., Ямпольская М.Х. и др. (СССР). Опубл. 1986. -Бюл. № 29.

47. А.С. 1253984 СССР, МКИ C10G 7/00. Способ получения нефтяных фракций / Пикалов Г.П., Петлюк Ф.Б., Ямпольская М.Х. и др. (СССР). Опубл. 1986. -Бюл. № 32.

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

49. Пат. 2273656, МПК6 C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г. и др. (РФ). Опубл. 10.04.2006. -Бюл. № 10.

50. Пикалов С.Г. Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей: Автореф.: Дис. .канд. техн. наук. Астрахань: 2006. - 24 с.

51. Некоторые вопросы переработки и использования газового конденсата / Н.А. Горченков, В.В. Федоров, П.И. Короткое и др. // Нефтепереработка и нефтехимия. 1974. - № 6. - С. 20-22.

52. Sorel Е. La rectification de Г alcohol. Paris, 1894.

53. Mc Cabe W.L., Thiele E.W. // Ind. Eng. Chem. 1925. - V. 17. - P. 605-609.

54. Жаворонков H.M., Аэров М.Э. // Химическая промышленность. 1950. - № 5. -С. 10-16.

55. Junge С. // Chemische Technik. 1951. - V. 8. - № 11. - P. 642-654.

56. Anschutz R. // Chemische Technik. 1958. - V. 9. - № 9. - P. 216-219.

57. Плановский A.A., Касаткин А.Г. // Химическая промышленность. 1955. — № 3. - С. 24-26.

58. Плановский А.Н., Николаев П.И. Процессы и аппараты химической технологии. М.: Гостоптехиздат, 1960. - 374 с.

59. Horvatz P.J., Schubert B.F. // Chemische Engineering. 1958. - V. 65. - № 3. -P. 129-136.

60. Merkel K. Die Rectification Archivfur Warme wirtschaft. 1929.

61. Алявдин Н.А. // Химическая промышленность. 1940. - № 11-12. - С. 1-6.

62. Трегубов A.M. // АНХ. 1941. - № 4. - С. 25-29.

63. Трегубов A.M. // Нефтяная промышленность СССР. 1941. - № 5. - С. 75-80.

64. Эмирджанов Р.Т. // АНХ. 1949. - № 2. - С. 21-26.

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

66. Эмирджанов Р.Т. Основы расчета нефтезаводских процессов и аппаратов. — Баку: Азнефтеиздат, 1956. 195 с.

67. Underwood A.J.V. The Theory and Practice of Testing Stills // Trans. Inst. Chem. Eng. 1932.-V. 10.-№2.-P. 112-117.

68. Fenske M.R. Fractionation of Straight run Pennsylvania Gasoline // Ind. Eng. Chem. 1932. - V. 24. - № 5. - P. 482^186.

69. Волков В.Л., Жаворонков H.M. // Химическая промышленность. 1947. — № 9. -С. 12-16.

70. Harbert W.D. //Ind. Eng. 1945. -№ 37. -P. 1162-1171.

71. Крылов С.Ф. // ВПХ. 1948. - № 21. - С. 580-584.

72. Гельперин Н.И. // Кислород. 1947. -№ 1. С. 6-9.

73. Гельперин Н.И., Кораблина Г.П. // Химическая промышленность. 1948. — № 1.-С. 11-15.

74. Михайловский Б.Н. Аналитический метод расчета процесса ректификации многокомпонентных и бинарных смесей // Химическая промышленность. — 1954.-№4.-С. 40^15.

75. Abelow J.M., Flusdorf Е.М. // British Chem. Eng. Ref. 1958. -№ 3. - P. 156-161.

76. Mason W.A. // Petroleum Ref. 1959. - № 5. - P. 237-243.

77. Марушкин Б.К. // Нефтяное хозяйство. 1951. - № 8. - С. 47-52. 84.Зыков Л.Д. // Известия АН СССР ОТН. - 1958. - № 1. - С. 100-106.

78. Underwood A.J.V. //Inst. Petrol. 1940. -№ 32. - P. 614-618.

79. Gilliland E.R. // Ind. Eng. Chem. 1940. - V. 32. - № 7. - P. 918-920.

80. Львов C.B. Некоторые вопросы ректификации бинарных и многокомпонентных смесей. М: изд. АН СССР, 1960. - 161 с.

81. Багатуров С.А. // ХТТМ. 1956. - №3. - С. 65-68.

82. Багатуров С.А. // Известия вузов. Нефть и газ. 1958. - № 5. - С. 85-88.

83. Михайловский Б.Н. // Известия вузов. Химия и химическая технология. 1959. -№2.-С. 467-472.

84. Fischer W. // Archive fur die Warm wirtschoflt und Dampfkesselwesen. 1933. -№ 14.-P. 217-224.

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

86. Kirkbride C.G. // Petrol. Ref. 1945. - V. 24. - № 1. - P. 99-112.

87. Трегубов A.M. Теория перегонки и ректификации. — Баку: Гостоптехиздат, 1945.-400 с.

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

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

90. Surowiee А. // Canad. J. Chem. Eng. 1961. - V. 39. - № 30. - P. 130-138.

91. Zellnik H., Sondak N., Davis R. // Chem. Eng. Progr. 1962. - № 58. - P. 35-41.

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

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

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

95. Сучков Б.А. Расчет ректификационных колонн на ЭВМ. Научно-технический обзор. Сер.: Автоматизация и контрольно-измерительные приборы. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1971. - 54 с.

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

97. Багатуров С.А. Основы теории и расчета перегонки и ректификации. М.: Химия, 1974.-440 с.

98. Технология нефти и газа. Вопросы фракционирования. Сб. УфНИ. - Уфа:1. Химия, 1975.-376 с.

99. Перегонка и ректификация сернистых нефтей и нефтепродуктов. Тр. БашНИИ НП. - М.: Химия, 1975. - Вып. XII. - 230 с.

100. Александров И.А. Массопередача при ректификации многокомпонентных смесей. — JL: Химия, 1975. — 320 с.

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

102. Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов И.С. Уточнённый метод расчёта числа теоретических тарелок ректификационных колонн // Материалы XXXIV научно-технической конференции СевКавГТУ. Ставрополь: СевКавГТУ, 2005.- С. 175.

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

104. Зыков Д.Д. Практические основы расчета ректификации многокомпонентных смесей: Автореф.: Дис.докт. техн. наук. -М.: 1962. -49 с.

105. Попов В.В. Оптимальное флегмовое число при непрерывной ректификации: Дис.докт. техн. наук. — М.: 1963.

106. Проектирование установок первичной переработки нефти / М.А. Танатаров, А.А. Кондратьев, М.Н. Ахметшина и др. М.: Химия, 1975. - 284 с.

107. Приближённый метод расчета основных параметров многокомпонентной ректификации. / Ю .К. Молок анов, Т.П. Кора блина, Н.И. Мазурина и др. // ХТТМ. 1971. -№ 2. -С. 36-39.

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

109. Марушкин Б.К. Исследование закономерностей ректификации и интенсификации работы колонн на нефтеперерабатывающих заводах: Дис.докт. техн. наук. Уфа: 1975. ^

110. Мановян А.К. Разработка и исследование рациональных технологических схем и режимов современных и перспективных установок ректификации нефти и нефтепродуктов: Дис.докт. техн. наук. М.: 1976.

111. Молоканов Ю.К., Пикалов Г.П. К расчету основных параметров ректификации в сложной колонне для разделения нефти // ХТТМ. — 1977. — №5.-С. 43^15.

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

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

114. Кафтанов В.В. и др. // ТОХТ. 1975. - Т. 9. - № 2. - С. 262-269.

115. Козорезов Ю.И. Об определении числа теоретических тарелок при расчете ректификационных колонн // ХТТМ. 1962. - № 5. — С. 45-49.

116. Козорезов Ю.И. Новости нефтяной и газовой техники. Научно-технический обзор. — М.: Нефтепереработки и нефтехимия, 1962. №3. - 54 с.

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

118. Мановян А.К. и др. // ХТТМ. 1964. - № 2. - С. 50.

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

120. Александров И.А. Ректификационные и абсорбционные аппараты. М.: Химия, 1978.-280 с.

121. Петлюк Ф.Б., Серафимов JI.A. Многокомпонентная ректификация. Теория и расчет. М.: Химия, 1983. - 304 с.

122. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник / Под ред. Е.Н. Судакова. М.: Химия, 1979. - 568 с.

123. Дытнерский Ю.И. Процессы и аппараты химической технологии. Ч. 1. — М.: Химия, 1995.-490 с.

124. Процессы и аппараты нефтегазопереработки и нефтехимии / А.И. Скобло, Ю.К. Молоканов, А.И. Владимиров, В.А. Щелкунов. М.: Недра, 2000. - 677 с.

125. Пат. 2273655, МПК6 C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В. и др. (РФ). Опубл. 10.04.2006.-Бюл. № Ю.

126. Пат. 2273657, МПК6 C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В. и др. (РФ). Опубл.1004.2006.-Бюл. № 10.

127. Пат. 2300550, МПК6 C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин А.В. и др. (РФ). Опубл.1006.2007. Бюл. № 16.

128. Пат. 2307150, МПК6 C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Пикалов С.Г. и др. (РФ). Опубл. 27.09.2007. -Бюл. № 27.

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

130. Рудин М.Г. Карманный справочник нефтепереработчика. М.: Химия, 1989. -464 с.

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

132. НО.Гуреев А.А., Азев B.C. Автомобильные бензины. Свойства и применение. -М.: Нефть и газ, 1996. 444 с.