автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья

На правах рукописи

КОЛОКОЛЬЦЕВ СЕРГЕЙ НИКОЛАЕВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ ПОДГОТОВКИ И ПЕРЕРАБОТКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ (НА ПРИМЕРЕ КОРОБКОВСКОГО ГПЗ)

Специальность 05 17 07-«Химия и технология топлив и специальных продуктов»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Уфа-2007

003162267

Работа выполнена в ОАО «Научно-исследовательский и проектный институт по переработке газа» (г Краснодар) и в ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (г Уфа)

Научный руководитель доктор технических наук

Аджиев Али Юсупович

Официальные оппоненты доктор технических наук, профессор

Самойлов Наум Александрович, доктор технических наук, профессор Кутепов Борис Иванович

Ведущая организация ИТЦ ООО «Астраханьгазпром»

Защита диссертации состоится 14 ноября 2007 года в 1600 часов на заседании диссертационного совета Д 212 289 03 при ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу 450062, Республика Башкортостан, г Уфа, ул Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» Автореферат диссертации разослан 12 октября 2007 г

Ученый секретарь

диссертационного совета *"" Абдульминев К Г

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

АКТУАЛЬНОСТЬ ПРОБЛЕМЫ Одной из актуальных проблем для большинства отечественных газоперерабатывающих заводов является высокая степень износа производственных фондов, низкий уровень развития предприятий, не высокие количественные и качественные показатели работы объектов газопереработки Загрузка большинства старых российских газоперерабатывающих заводов (ГПЗ) из-за износа основных производственных фондов и сокращения добычи углеводородов составляет за последние годы в среднем 50-60 % от имеющихся мощностей, что приводит к снижению их рентабельности

Наличие в нашей стране значительных запасов углеводородного сырья, в частности, газа позволяет говорить о возможности наращивания его добычи и развития перерабатывающих мощностей за счет строительства новых и модернизации имеющихся заводов с внедрением современных технологий и технических средств

Переход газоперерабатывающих предприятий на современный производственный уровень предполагает внедрение энергосберегающих, экологически чистых технологий и процессов, оборудованных системами комплексной автоматизации и программного контроля

Проблема повышения эффективности и совершенствования технологам газопереработки является актуальной Повышение эффективности действующего производства и направления модернизации на каждом газоперерабатывающем заводе тесно связаны с особенностями его технологических схем и режимов, состоянием оборудования, перспективами сырьевого и рынка сбыта продукции

ЦЕЛЬРАБОТЫ

Повышение эффективности действующего производства и разработка перспективных направлений модернизации газоперерабатывающего завода (на примере Коробковского ГПЗ)

А

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

Выявлено влияние диспергирования воды и найдена его оптимальная степень для процесса теплосъема в промышленных аппаратах воздушного охлаждения

Обнаружено присутствие углеводородов и мехпримесей в диэтапенгли-коле, предложена предварительная стадия дегазации и фильтрации ДЭГа, поступающего на обезвоживание

Показана эффективность синтетических цеолитов отечественного производства в сравнении с импортными применительно к углеводородным газам Коробковского ГПЗ, в тч поступающему на завод сырью и пропану-хладагенту собственного производства.

Предложена перспективная технологическая схема завода, обеспечивающая максимальную эффективность переработки сырья с возможностью варьирования нагрузок по количеству и качеству сырья

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ

С использованием данных, полученных в результате экспериментов и опытно-промышленных испытаний, спроектированы и запущены в эксплуатацию узел разгазирования диэтиленгликоля на установке абсорбционной осушки нефтяного газа, узел увлажнения воздуха в аппаратах воздушного охлаждения компрессорного цеха, блок осушки пропана на пропановой холодильной установке, компрессорная станция нефтяного газа, установка цеолитной осушки нефтяного газа.

Произведена заменена десорбера, контактных устройств в абсорбере установки абсорбционной осушки газа, контактных устройств в абсорбере и де-сорбере установки масляной абсорбции

В результате указанных мероприятий увеличение глубины извлечения углеводородов С3+выше составило около 3,5 %, количество произведенной из газа продукции увеличено примерно на 10 тыс т/г

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ

Основные результаты представлены двумя докладами на ХХШ Всероссийском межотраслевом совещании «Рациональное использование нефтяного попутного газа» (Краснодар, 2005 г )

ПУБЛИКАЦИИ По материалам диссертации опубликовано 2 статьи, тезисы 2 докладов

ОБЪЕМ РАБОТЫ Диссертация изложена на 230 страницах текста, содержит 74 таблицы, 48 рисунков, 2 приложения и состоит из введения, четырех глав, выводов и списка литературы, насчитывающего 119 ссылок

В первой главе обсуждены опубликованные данные о роли углеводородных газов для развития мировой экономики, состоянии газопереработки в России, современных тенденциях в совершенствовании процессов компримирова-ния, осушки, отбензинивания углеводородных газов

Во второй главе проведен анализ работы и состояние Коробковского ГГО в период от его пуска в 1966 г до 2000 г, приведены схемы материальных потоков завода, технологические схемы установок в проектном варианте и с внесенными за годы эксплуатации изменениями, проведен анализ загрузки производственных мощностей завода по годам

В третьей главе рассмотрено совершенствование технологий подготовки и переработки газоперерабатывающего завода и рассмотрены варианты перспективных технологических схем, реализация которых возможна на Короб-ковском ГПЗ

В четвертой главе приведено описание экспериментальных методов, опытных и опытно-промышленных испытаний и анализов

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Обследование состояния основных узлов технологических схем Коробковского ГПЗ показало необходимость их модернизации Выполненное в 2000 г обследование технического состояния предприятия было проведено по еле-

дующим направлениям получение данных по режимным параметрам технологического оборудования, уточнение технологических схем установки компри-мирования, осушки газа, абсорбционно-газофракционирующей установки, про-пановой холодильной установки, определение технического состояния оборудования

Проведенное обследование выявило отклонения параметров технологических режимов и неудовлетворительное техническое состояние оборудования, обусловленное значительным физическим износом и моральным старением Срок службы большинства единиц технологического оборудования продлевался несколько раз по экспертным заключениям специализированных организаций

Очевидно, что направления модернизации предприятия определяются также и спросом на продукцию на рынке потребления Поэтому при модернизации производства завода представляется целесообразным включить в производственную структуру дополнительно установки для расширения номенклатуры продукции Такой подход позволит быстрее окупить вложенные в реконструкцию средства

Нами обосновано проведение обновления производственных мощностей Коробковского ГПЗ в два этапа

• первый длительностью около 2-х лет с целью совершенствования существующей технологии переработки газа, оптимизации режимных параметров установок, сокращения производственных затрат, увеличения количества продукции,

• второй этап длительностью 6-7 лет с целью строительства нового завода, отвечающего современным технологическим, техническим и экологическим требованиям

Работы по реализации первого этапа включали совершенствование существующих технологических схем установок осушки газа и пропановой холодильной установки, модернизации оборудования компрессорного цеха и установки масляной абсорбции

Цех канпри-нирования газа■ Для снижения в жаркий период года (28 °С и выше) температуры охлаждающего воздуха, подаваемого на аппараты воздушного охлаждения воды горячего цикла поршневой компрессорной станции нами предложено дооснащение существующей технологической схемы узлом увлажнения воздуха. Охлаждение воздуха происходит за счет частичного испарения воды, подаваемой через гидрофорсунки на орошение аппаратов воздушного охлаждения в поток воздуха (рисунок 1).

Результаты испытаний узла увлажнения выявили существенные недостатки в его работе: при гидравлическом распылении воды под давлением 0,30,4 МПа не происходило ее полного испарения, что делало невозможным достижение полного эффекта от использования этого способа теплосъема. Увеличить давление в кольцевом коллекторе по техническим причинам не представлялось возможным. Установлено, что используемая для увлажнения вода имеет высокую степень минерализации (0,4-0,6 г/л), из-за чего попадание неиспарив-шихся капель на теплообменные трубы приводило к образованию карбонатного налета, который снижал теплообмен между воздухом и поверхностью теплооб-менных труб.

Рисунок 1 — Схема устройства увлажнения воздуха аппаратов воздушного охлаждения поршневой компрессорной станции Коробковского ГПЗ

1 - форсунки;

2 - водяной коллектор;

3 - воздушный коллектор;

4 - фильтр;

5 - смеситель вода-воздух;

6 - аппарат воздушного охлаждения.

Для увеличения интенсивности испарения воды на оребренных секциях воздушных охладителей предложено уменьшить диаметр капли распыляемой на форсунках воды введением технологического воздуха в ее поток.

Расчет распыления воды пневматической форсункой проведен по эмпирической зависимости, предложенной Нукияма и Танасава;

585 г о; п о 45

аI =--(-) ' +597-(-г===) ' (1000

е.

ж Л,5

е.

(1)

где <30 =Е*3-А/Е*2 - средний объемно-поверхностный диаметр капель, мкм; и - скорость воздуха, м/с; v - скорость жидкости, м/с; у - поверхностное натяжение, дин/см (СГС); р - плотность, г/см3 (СГС); т| - вязкость жидкости, пуаз (СГС); С>ж- объемный расход жидкости, м3/с; (),- объемный расход воздуха,

м3/с.

Рассчитанный средний диаметр капель в зависимости от соотношения расходов воздух - жидкость и разности скоростей воздуха и воды представлен на рисунке 2.

МО 120 100 | 80 60 40 20 О

\

V

\

и- /=2001 1/С

и-У =300 М/ с

9 10 СУО, 103

Рисунок 1 - Средний диаметр распыленных капель воды,

вычисленный по уравнению Нукиямы - Танасавы

Из рисунка следует, что при больших значениях (¿Д>ж средний диаметр капель определяется поверхностным натяжением и плотностью жидкости. Вязкость жидкости в этом случае не имеет большого значения. При малых (}В/С!Ж поверхностное натяжение жидкости играет второстепенную роль. С увеличением соотношения С)В/<3Ж уменьшается диаметр распыляемых капель воды. При

этом оптимальное соотношение СУС>Ж составляет 3000-5000, так как при дальнейшем его увеличении размер распыляемых капель воды уменьшается незначительно При разности скоростей воды и воздуха 300 м/с и С>,Л)Ж=4000, средний диаметр распыляемых капель составляет около 20 мкм Расчетное время испарения капель воды, выполненное по уравнениям Максвелла, составило 0,22 с, что в 3,9 раза меньше первоначального значения

Апробация узла увлажнения, доработанного с учетом расчетных данных, показала возможность снижения температуры охлаждающей воды поршневых компрессоров на 4-6 "С

Установка абсорбционной осушки газа. Одним из этапов модернизации установки осушки являлось увеличение концентрации регенерированного ДЭГа с 96 до 98 % масс В частности, расчеты показывают более высокую эффективность современных клапанных тарелок по отношению к устаревшим колпачковым (примерно на 10 %) Колпачковые полотна в абсорбере были заменены на клапанные Важной характеристикой работы модернизированного абсорбера является капельный унос ДЭГа с газом Для определения величины капельного уноса предложена и изготовлена измерительная система, состоящая из стеклянного баллона объемом 5 л, выполняющего функции сепаратора, и газового счетчика Осушенный газ с расходом 3 л/мин пропускался через сепаратор, где улавливалась унесенная с газом влага, затем пропускался через счетчик газа и выводился в атмосферу На всех исследованных режимах работы оборудования при пропускании осушенного газа через собранную систему в течение двух часов капельной жидкости в сепараторе не накапливалось, что свидетельствовало об отсутствии капельного уноса жидкости из абсорбера

Расчеты показывают, что эффективность работы десорбера может быть увеличена за счет применения ситчагых контактных устройств При этом достигается значительное снижение массогабаритных характеристик аппарата (таблица 1)

Результаты предварительного расчета расхода отпарного газа подтверждены экспериментально

Таблица 1 - Сравнительная характеристика десорбера установки осушки до

и после реконструкции

Наименование показателя, размерность Десорбер

До реконстр (1999 г) После реконстр (2003 г)

Диаметр колонны, мм 800 450

Высота колонны, мм 12700 7100

Тип тарелок колпачковые однопоточные трехслойные провальные с сеткой

Количество тарелок, шт 16 8

Межтарельчатое расстояние, мм 500 350

Относительно свободное сечение тарелки, Ров, % 10 18,20,22

Диаметр колпачка/парового патрубка, мм 100/63 -

Диаметр отверстия на полотнах, мм - 14,16,18

Площадь перелива, 8пер, м^ 0,01 -

Масса аппарата кг 3500 1250

Теоретический расход отпарного газа для регенерации насыщенного абсорбента до требуемой концентрации вычисляется следующим образом Определяется требуемая степень отгона по уравнению

«гС-сц)

где ах - концентрация насыщенного ДЭГа, % масс, а.2 - концентрация регенерированного ДЭГа, % масс

По диаграмме Кремсера находится фактор десорбции S

Вычисляется число молей насыщенного ДЭГа

L=vd-^-- ip-, (3)

где v - расход ДЭГа, м3/ч, d - плотность раствора ДЭГа, кг/м3, МГЛШ[ и М воды -молекулярная масса ДЭГа и воды

Определяется средняя температура в колонне t -f S(1 Ц)

^--2П-' (4)

где g - теплота парообразования воды, кДж/кг, с - удельная теплоемкость раствора ДЭГа, кДж/(кг*град)

Определяется константа равновесия влаги при РобщИЦ

Расход отдувочного газа вычисляется по уравнению О0г=Ь8/К (5)

Полученные расчетные данные зависимости концентрации ДЭГ от средней температуры контакта и удельного расхода отдувочного газа к расходу ДЭГа установки осушки газа приведены на рисунке 3.

Уд*льный раскол отдувочного гзаа. мэ/м3

Рисунок 3 - Расчетная зависимость концентрации ДЭГ от температуры контакта и удельного расхода отдувочного газа установки осушки газа

Для определения оптимального расхода ДЭГа на установке проведен эксперимент, частичные результаты которого приведены в таблице 2.

Полученные данные показывают, что при увеличении количества циркулирующего в системе абсорбента концентрация насыщенного и регенерированного абсорбента значительно не улучшаются, увеличивается только расход теплоносителя для поддержания температуры внизу отпарной колонны.

Оптимальный расход абсорбента, при котором достигаются наилучшие показатели концентрации регенерированного и насыщенного абсорбента, составляет 1200-1400 кг/ч. При этом объемный расход газа отпарки составляет около 30 м3/ч.

При повторении эксперимента в зимний период 2003-2004 гг. подтвердилось наличие наилучших значений качества насыщенного и регенерированного абсорбента при расходе абсорбента 1200-1400 кг/ч.

Таблица 2 - Экспериментальные показатели работы модернизированной установки осушки газа

Наименование, размерность 240603 250603 260303 270603

Производительность, тыс м3/ч 47,0 47,4 48,5 48,8

Давление на входе в абсорбер, МПа 3,6 3,6 3,6 3,6

Температура газа, °С 38,0 37,0 36,0 37,0

Температура точки росы газа по влаге, °С -5,0 -6,0 -5,0 -5,0

Количество циркулирующего абсорбента, кг/ч 1400,0 1300,0 1300,0 1200,0

Концентрация абсорбента

регенерированного 98,1 98,2 98,0 98,2

насыщенного 89,8 89,6 89,6 89,8

Количество газа отпарки, м3/ч 25,0 30,0 25,0 30,0

Температура в десорбере, °С

питания 73,0 74,0 74,0 74,0

верха 69,0 70,0 70,0 70,0

низа 164,0 164,0 164,0 164,0

Давление в десорбере, МПа 0,02 0,02 0,02 0,02

Расход теплоносителя в десорбере, кг/ч 1680,0 1560,0 1560,0 1440,0

Температура теплоносителя в испарителе, °С

на входе 180,0 180,0 180,0 180,0

на выходе 165,0 165,0 165,0 165,0

Анализ состава насыщенного ДЭГа показал наличие в нем углеводородов и мехпримесей В связи с этим технологическая схема установки дополнена фазным разделителем для разгазирования насыщенного ДЭГа, механическими фильтрами и фильтрами тонкой очистки с активированным углем для его фильтрации перед подачей в десорбер

Установка мастной абсорбшш. С целью повышения извлечения углеводородов Сз+выше из нефтяного газа проведена модернизация абсорбера и десорбера за счет замены изношенных колпачковых на более эффективные клапанные прямоточные полотна Проведена замена всех тарелок (30 шт) в абсорбере диаметром 1,8

м и десорбере (28 шт) диаметром 3,8 м В верхней части абсорбера и абсорбцион-но-отпарной колонны установлены сетчатые сепараторы

Эксперименты по определению эффективности работы модернизированного абсорбера в виде зависимости извлечения углеводородов Са+ВыШе из газа от расхода абсорбента проводились путем добавления природного газа в нефтяной на входе в абсорбер в пределах 5-10 тыс м3/ч в период планового снижения подачи нефтяного газа на завод При этом расход абсорбента менялся в пределах 40-60 м3/ч в зависимости от расхода газа Характеристики газа, поступающего на отбензинивание, содержание целевых компонентов Сз+выше определены по хроматографическим анализам газа

Данные эксперимента показывают, что увеличение расхода абсорбента на 5-10 т/ч при неизменном давлении в колонне (3,5 МПа) и одинаковом количестве газа приводит к незначительному росту показателя извлечения углеводородов Сз+вышв из газа. Так, в летний период года при температурах в абсорбере 9-17 °С извлечение увеличивается на 0,1-0,3 % масс, в зимний период года при температурах в абсорбере 4-10 °С на 0,2-0,4 % масс Увеличение отборов приводит к уменьшению количества отбензиненного газа и снижению потенциального содержания оставшихся в нем углеводородов Сз+выше Добавление в нефтяной природного газа вызывает изменение компонентного состава газа и снижение потенциального содержания углеводородов Сз+выше При этом эффективность работы абсорбера не меняется и степень извлечения углеводородов из газа в абсорбере не уменьшается Так, добавление 5 тыс м3/ч природного газа снижает примерно на 10 г/м3 содержание Сз+Вышев газе При расходе абсорбента 45 т/ч степень извлечения не меняется, оставаясь на уровне 83,6 % масс Дальнейшее увеличение количества природного газа до 10 м3/ч снижает содержание Сз+выше еще примерно на 8 г/м3, но степень извлечения остается неизменной при том же расходе абсорбента. Увеличение расхода абсорбента до 60 т/ч приводит к увеличению отборов на 0,3 % масс Исходный газ становится беднее по содержанию Сз Выше, увеличение кратности орошения позволяет при этом незначительно повысить извлечение жидких углеводородов из газа Потенциальное

содержание Сз+выше в отбензиненном газе снижается с 42,26 до 40,31 г/м3, снижается и молекулярная масса газа (таблица 3)

Таблица 3 - Экспериментальные зависимости величины отборов из газа от расхода абсорбента и состава газа в летний период года

Наименование, размерность 16 08 2001 17 08 2001

Общий расход газа, тью. м?/ч 45,0 45,0 45,0 50,0 50,0 50,0

в тч нефтяного 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0 40,0

природного 5,0 5,0 5,0 10,0 10,0 10,0

Давление в абсорбере, МПа 35,0 35,0

Температура в абсорбере, °С

вверху 10,0 10,0 9,0 11,0 12,0 13,0

в средине 14,0 13,0 13,0 15,0 16,0 17,0

внизу 9,0 9,0 10,0 9,0 10,0 10,0

Копичщфкупир абсорбента, тЛ1 45,0 50,0 55,0 50,0 55,0 60,0

Колич. отбензин газа, м3/ч 37,7 37,3 37,1 42,3 41,7 41,5

Степень извлечения УВ Сз+выше, % масс 83,6 83,5 83,7 83,6 83,7 83,9

Молекулярная масса исходного газа, г/моль 22,275 22,166

Плотность исходного газа, т/м3 0,932 0,927

Потенциал Сз+выше в исходном газе, г/м3 257,33 249,76

При постоянном расходе нефтяного газа в 50 тыс м3/ч без добавления природного газа увеличение расхода абсорбента на 5-10 т/ч также приводит к незначительному росту степени извлечения углеводородов из газа (0,1-0,2 % масс)

При повторении эксперимента в зимний период 2001 г выявленные закономерности подтвердились

Практически доказано, что модернизированный абсорбер работает в эффективном режиме и увеличение расхода абсорбента приводит к незначительному увеличению степени извлечения углеводородов Сз+ВЫшв

Пуопановая холодильная установка. Известно, что факторами, влияющими на увеличение отборов из газа, являются температура и давление чем выше давление и ниже температура, тем выше степень извлечения компонентов Сз+ВЫ1Ш; из газа Увеличение давления в абсорбере не возможно из-за заданных технологических параметров работы установки компримирования нефтяного газа Короб-

ковского ГПЗ Основньм направлением для увеличения степени извлечения компонентов Сз+выше является снижение температуры подаваемого в абсорбер нефтяного газа и абсорбента за счет модернизации пропановой холодильной установки

С целью снижения изотермы испарения пропана на пропановой холодильной установке проведена модернизация технологической схемы, с реконструкцией узла осушки жидкого пропана и заменой силикагеля в адсорберах на синтетический цеолит типа ИаА

Известно, что попадание капельной влаги на силикагели резко сокращает срок их службы, а синтетические цеолиты менее подвержены воздействию капельной влаги и являются более эффективными осушителями В связи с этим представляется целесообразным отказаться от использования силикагеля и заменить его на синтетический цеолит Для подбора адсорбента были проведены испытания образцов цеолитов отечественного и импортного производства на пропане-хладагенте собственного производства Коробковского ГПЗ Испытания проводились по методикам определения динамической емкости адсорбента по парам воды, насыпной плотности, водостойкости и механической прочности В работе были использованы образцы цеолитов ЗАО «Нижегородские сорбенты», Ишимбайского специализированного завода катализаторов, ООО ТД «Реал Сорб», а также образцы синтетических цеолитов 8Р-1335 (Япония), КК-38 (США), аналог отечественным цеолитам СаА, цеолит 4А-1Х]г ТШЕЯУ™, аналог отечественного цеолита ЫаА и китайский цеолит СаА. В таблицах 4-11 приведены данные испытаний свойств цеолитов отечественного и импортного производства

Таблица 4 - Результаты определения динамической активности цеолитов

производства ЗАО «Нижегородские сорбенты» по парам воды

Марка цеолита Динамическая емкость по парам воды по циклам, г/100 г Достигаемая температура точки росы, °С

1 5 7 10

1ЧаА-ч 18,0 16,8 16,0 15,8 -60 -67

СаА-ч 17,0 15,4 14,2 13,8 -58 -64

КА-ч 12,0 10,8 10,0 9,6 -61 -65

1ЧаА-шм 16,5 14,8 14,5 14,3 -62 -68

СаА-шм 15,0 13,8 13,6 13,0 -59 -65

КА-шм 13,0 11,0 10,7 10,5 -65 -69

Таблица 5 - Результаты определения динамической активности цеолитов

Марка цеолита Динамическая емкость по парам воды по циклам, г/100 г Достигаемая температура точки росы, °С

1 5 7 10

МаА-НПГ (партия 1) 20,5 20,0 19,8 19,7 -60 -62

НаА-НПГ (партия 2) 19,6 19,0 18,8 18,6 -61 -64

СаА-НПГ (партия 1) 19,2 18,8 18,1 17,9 -61 -64

СаА-НПГ (партия 2) 18,6 17,8 17,4 17,2 -61 -64

КА-НПГ 17,4 15,6 14,5 14,0 -60 -63

Таблица 6 - Результаты определения динамической активности цеолитов

производства ГУЛ «Ишимбайский СХЗК» по парам воды

Марка цеолита Динамическая емкость по парам воды по циклам, г/100 г Достигаемая температура точки росы, °С

1 5 7 10

НаА-У (партия 1) 19,0 17,9 17,4 17,1 -62 -65

№А-У (партия 2) 17,0 16,1 15,7 15,5 -60 -66

СаА-У (партия 1) 17,2 16,3 15,9 15,7 -62 -64

СаА-У (партия 2) 16,5 15,4 14,9 14,7 -60 -64

КА-У 16,7 14,8 13,8 13,4 -62 -66

Таблица 7 - Результаты определения динамической активности цеолитов

импортного производства по парам воды

Марка цеолита Динамическая емкость по парам воды по циклам, г/100г Температура точки росы, °С

1 5 7 10

ТМБГУ™ 18,0 17,6 17,5 17,3 -70 -74

СаА (Китай) 11,0 10,0 9,5 9,3 -51 -55

8Р-1335 16,9 16,4 16,2 16,2 -64 -67

КК-38 16,5 15,8 15,5 15,5 -62 -66

Таблица 8 - Физико-механические показатели образцов цеолитов

производства ЗАО «Нижегородские сорбентьр>

Марка Насыпная плот- Водостойкость, Механ прочность

цеолита ность, г/см3 % на истирание, %

№А-ч 0,75 99,0 58,0

СаА-ч 0,73 98,0 54,0

КА-ч 0,76 97,0 47,9

МаА-шм 0,84 99,0 63,8

СаА-шм 0,81 99,0 50,3

КА-шм 0,86 99,0 63,7

Таблица 9 - Физико-механические показатели образцов цеолитов

производства ООО ТД «Реал Сорб»

Марка цеолита Насыпная плотность, г/см3 Водостойкость, % Механ прочность на истирание, %

№А - НПГ (партия 1) 0,81 99,8 84,1

ЫаА - НПГ (партия 2) 0,80 99,2 86,3

СаА-НПГ (партия 1) 0,84 99,5 83,5

СаА- НПГ (партия 3) 0,82 99,0 82,7

КА-НПГ 0,85 99,8 81,0

Таблица 10 - Физико-механические показатели образцов цеолитов

производства ГУЛ «Ишимбайский СХЗК»

Марка цеолита Насыпная плотность, г/см3 Водостойкость, % Механ прочность на истирание, %

№А-У (парт 1) 0,82 99,0 81,9

ЫаА-У (парт 2) 0,92 99,0 82,3

СаА-У (парт 1) 0,78 99,0 80,3

СаА-У(парт 2) 0,96 99,0 81,5

КА-У 0,93 99,9 -

Таблица 11 - Физико-механические показатели образцов цеолитов

импортного производства

Марка цеолита Насыпная плотность, г/см3 Водостойкость, % Механическая прочность на истирание, %

4А-ВО ТКВГУ™ 0,68 99,96 60,0

СаА (Китай) 0,68 97,00 43,6

8Р-1335 0,68 99,80 59,0

ШС-38 0,66 99,00 58,0

Полученные результаты позволяют сформулировать следующие выводы по величине влагоемкости отечественные и импортные адсорбенты имеют сопоставимые значения, у всех цеолитов наблюдается снижение влагоемкости в течение 5-7 циклов адсорбции-регенерации, затем влагоем-кость приобретает стабильное значение Импортные образцы после 10 циклов работы имеют показатель динамической емкости по парам воды, сопоставимый с показателем черенковых цеолитов типа СаА производства ЗАО «Нижегородские сорбенты» и Ишимбайского СХЗК» (на уровне 16-17 г/100 г) У цеолитов производства ООО ТД «Реал Сорб» более высокая начальная динамическая емкость - 17,4-20,5 г/100 г Снижение динамической емкости цеолитов через 10 циклов регенерации для цеолитов ЗАО «Нижегородские сорбенты» составляет 14-20 %, для цеолитов производства ГУЛ «Ишимбайский СХЗК» 8-11 %, для цеолитов производства ООО ТД «Реал Сорб» 4-7 %, для импортных цеолитов 4-6 % Температура точки росы осушенного газа сохраняется глубокой (ниже минус 60°С) как на отечественных адсорбентах, так и на импортных образцах, отечественные адсорбенты, как со связующим веществом, так и без него имеют величину насыпной плотности на уровне 0,73-0,96 г/см3, импортные адсорбенты 0,66-0,68 г/см3 Следовательно, в адсорбере масса загруженного отечественного цеолита будет выше, время работы слоя дольше и реже потребуется производить переключение на режим регенерации, показатель водостойкости отечественных и импортных цеолитов находятся на уровне 99,0-99,9 % При этом наиболее высокое среднее значение водостойкости среди отечественных цеолитов имеют цеолиты производства ООО ТД «Реал Сорб» - 99,4 %,

механическая прочность на истирание импортных цеолитов (около 60 %), кроме китайского, занимает промежуточное положение между отечественными адсорбентами со связующим (50-60 %) и цеолитами без связующего (80-90 %) Средняя механическая прочность образцов цеолитов

производства ЗАО «Нижегородские сорбенты» составляет 56,3 %, ГУЛ «Ишимбайский СХЗК» 81,5 %, ООО ТД «Реал Сорб» 83,5 % Проведенное сравнение показывает, что по совокупности таких характеристик, как динамическая активность по парам воды, насыпная плотность и прочностные свойства некоторые марки отечественных адсорбентов при испытаниях на пропане Коробковского ГПЗ эффективнее импортных

В методиках исследования свойств цеолитов нами в качестве газа-носителя использовался пропан с чистотой более 95 % масс Получаемая при этом адсорбционная емкость цеолитов соответствует емкости по воде с частичной соадсорбцией углеводородов При высоких температурах на стадии регенерации адсорбированные углеводороды образуют кокс, что незначительно снижает адсорбционную емкость цеолита Установлено, что на цеолитах одной марки влияние примесей аналогично и цеолит, показавший лучшие адсорбционные характеристики при использовании пропана, обладает и более высокой емкостью по парам воды, если на осушку подается, например, нефтяной газ

По результатам проведенных лабораторных исследований цеолитов для осушки пропана на пропановой холодильной установке Коробковского ГПЗ предложен цеолит ИаА производства ООО ТД «Реал Сорб», который обеспечил требуемую степень осушки пропана, способность выдерживать смену циклов абсорбция-десорбция, перепад давлений в аппарате, изменение направления газовых потоков без разрушения, измельчения и образования пыли

Блок осушки пропана-хладагента после реконструкции и замены адсорбента обеспечил надежную работу пропановой холодильной установки с точкой росы пропана до -40°С, исключено гидратообразование

Обоснование выбора технологической схемы перспективного завода. Нами проведено сравнение 3-х вариантов переработки газа

- низкотемпературная конденсация (НТК) с давлением 3,6 МПа, пропано-вым холодильным циклом и изотермой кипения пропана -38 °С,

- НТК с давлением 5,2 МПа, турбодетандером и пропановым холодильным циклом при изотерме кипения пропана -38 "С,

- НТК с давлением 3,8 МПа, турбодетандером и пропановым холодильным циклом при изотерме кипения пропана -3 8 °С

В результате сравнительного анализа основных технико-экономических показателей указанных выше вариантов (таблица 12) перспективной представляется схема НТК с турбодетандером и пропановым холодильным циклом с изотермой испарения пропана -38 "С Схема завода, представленная на рисунке 4, сформирована из следующих установок компримирования, адсорбционной осушки газа, НТК с турбодетандером, газофракционирования, дожимной компрессорной станции отбензиненного газа, установки получения пропеллентов, установки получения ароматических углеводородов (АРКОН) Для каждой установки в диссертационной работе разработана технологическая схема

Таблица 12 - Основные технико-экономические показатели вариантов

переработки нефтяного газа на Коробковском ГПЗ

Показатели НТК, давление 3,6 МПа НТК, давление 5,2 МПа, детандер НТК, давление 3,6 МПа, детандер

Отбензиненный газ, млн м3/год 358,5 351,8 360,5

Сжиженные газы, тыс т/год 103,8 103,2 100,3

Бензин, тыс тАхэд 13,7 12,9 15,8

Инвестиции, млн руб 995,9 945,0 910,0

Интегральные затраты за 15 лет, млн руб 1061,9 1053,3 986,0

В настоящее время на Коробковском ГПЗ уже спроектирована, смонтирована и пущена в эксплуатацию установка компримирования нефтяного газа.

В процессе пробной эксплуатации новой компрессорной станции с центробежными компрессорами с приводом от газовых турбин установлено, что происходит постепенная потеря производительности у компрессоров 2-й ступени сжатия

Рисунок 4 - Блок-схема переработки газа с низкотемпературной конденсацией на 3,8 МПа, пропановым холодильным циклом и турбодетандером на Коробковсхом ГПЗ

В связи с неудовлетворительными результатами работы сепараторов, выявившимися в процессе эксплуатации, нами выполнена их модернизация, заключающаяся в разработке и замене внутренних устройств межступенчатых сепараторов и полной замене аппаратов на второй ступени сжатия В результате проведенных мероприятий эффективность работы сепараторов уже в течение года составляет не менее 99,5 %

Результаты, полученные в процессе выполнения диссертационной работы, использованы при проектировании установки адсорбционной осушки нефтяного газа В качестве адсорбента на установке используется цеолит производства ЗАО «Нижегородские сорбенты», аналогичный по свойствам цеолиту ООО ТД «Реал Сорб» Установка успешно эксплуатируется с 2005 г и обеспечивает точку росы нефтяного газа до -70 °С, что требуется для его переработки на установке НТК с турбодетандером

ВЫВОДЫ

1 Показано, что влажность воздуха, поступающего на теплообменные секции аппаратов воздушного охлаждения поршневой компрессорной станции, увеличивается с 40-45 до 90-95 % за счет капельного испарения воды в газовой фазе, что обеспечивает охлаждение воздуха и снижение температуры воды горячего цикла поршневых компрессоров на 4-6 °С

2 В результате реконструкции абсорбционной установки осушки газа, в т ч дооснащения блоком разгазирования абсорбента, замены десорбера на колонну с трехслойными провальными ситчатыми тарелками, а также колпачковых тарелок в абсорбере на клапанные полотна достигнуты следующие показатели работы установки точка росы нефтяного газа по влаге составляет не выше -5 °С, концентрация регенерированного ДЭГа увеличена с 96 до 98 %, величина потерь ДЭГа снижена с 50-60 до 5-6 г/1000 м3 газа

3 В результате модернизации обеспечена устойчивая работа установки абсорбционной осушки при изменении подачи газа в пределах от 12,0 до 55

тыс м3/ч возможностью регулирования расходов циркулирующего абсорбента от 0,5 до 2,5 т/ч и подачей отпарного газа в пределах от 5 до 30 м3/ч При этом достигается экономия электроэнергии и отпарного газа

4 В результате замены в абсорбере и десорбере установки масляной абсорбции колпачковых тарелок на клапанные повышена эффективность работы снижен перепад давления в колоннах, коэффициент извлечения жидких компонентов из газа увеличился на 2-2,5 % масс, (примерно 7,2 тыс т дополнительной жидкой продукции в год), сокращены энергетические затраты на десорбцию (температура куба десорбера снижена на 5-8 °С)

5 В результате реконструкции блока осушки пропана-хладагента на пропановой холодильной установке и дооснащения маслоотделителей центробежными сепарирующими элементами точка росы пропана достигает —40 °С, изотерма испарения хладагента снижена на 6-8 °С, температура технологических потоков установки масляной абсорбции снижена на 4-6 °С, отбор целевых компонентов из газа увеличен на примерно 1,5 % масс, (около 4,3 тыс т/год), исключено гидратообразование в жидком пропане и снижен унос смазочного масла

6 Модернизация установок Коробковского ГПЗ (в период 2000-2002 гг ) позволила увеличить количество произведенной из газа продукции с 69,1 тыс т/год (1999 г ) до 80,6 тыс т/год (2003 г ), а извлечение жидких компонентов повысить примерно на 3,5 % масс

7 Показано, что использование отечественных цеолитов в технологических условиях пропановой холодильной установки и установки адсорбционной осушки Коробковского ГПЗ устойчиво обеспечивает заданную точку росы по влаге для пропана и нефтяного газа

8 Перспективы развития завода связаны с реализацией технологической схемы, включающей компрессорную станцию, установки осушки газа, пропано-вую холодильную, низкотемпературной конденсации с турбодетандером, газофракционирования, АРКОН и производства пропеллентов, что обеспечивает расширение номенклатуры производимой продукции

г

Основное содержание диссертации опубликовано в 4 научных работах, из них №1. 2 опубликованы в изданиях, которые включены в перечень ведущих рецензируемых научных журналов, выпускаемых в Российской Федерации в соответствии с требованиями ВАК Минобразования и науки РФ

1 Николаев Н М, Колокольцев С Н Коробковскому ГПЗ 40 лет // Нефть, газ и бизнес -2006 -№9 - С 68-72

2 Николаев Н М, Колокольцев С Н, Аджиев А Ю Переработка газа в России и мире // Нефть, газа и бизнес 2007 - №4 - С 66-70

3 Колокольцев С Н, Аджиев А Ю, Килинник А В, Морева Н П Адсорбционная осушка нефтяного газа на Коробковском ГПЗ // Материалы ХХШ Всероссийского межотраслевого совещания «Рациональное использование нефтяного попутного газа» ОАО «НИПИгазпереработка» Краснодар, 2006 -С 187-181

4 Аджиев А Ю, Килинник А В , Колокольцев С Н Эксплуатация установки глгасолиевой осушки Коробковского ГПЗ после реконструкции // Материалы ХХШ Всероссийского межотраслевого совещания «Рациональное использование нефтяного попутного газа» ОАО «НИПИгазпереработка» Краснодар, 2006 - С 182-187

Отпечатано ИПЧаленкоАИ Свидетельство о внесении в ЕГРИП Сер 30 №304301518400036 от 05 07 04г на собственном оборудовании Заказ №50 от 11 10 2007г 414000, г Астрахань улБабушкина,12 тел/факс (8512)39-48-99

Введение.

Глава 1. Обзор литературы

1.1 Значение углеводородного газа для развития мировой экономики

1.2 Состояние газопереработки в России.

1.3 Современные тенденции в совершенствовании технологии и оборудования ГПЗ.

Компримирование углеводородных газов.

Осушка углеводородных газов.

Абсорбционный метод.

Адсорбционные методы.

Мембранные технологии.

Сверхзвуковые скорости.

Процессы отбензинивания углеводородных газов.

Глава 2. Анализ работы и состояние Коробковского ГПЗ в период с

1966 по 2000 гг.

2.1 Общая характеристика предприятия и проектные технологические схемы

2.2 Проведенные работы по оптимизации схем и оборудования завода в период с 1966 по 2000 гг.

2.3 Изменения производственной структуры завода за период с по 1999 гг.

2.4 Загрузка производственных мощностей завода.

Глава 3. Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья газоперерабатывающего завода продукции (на примере Коробковского ГПЗ).

3.1 Обследование состояния основных узлов технологических схем завода и обоснование необходимости их модернизации.

Компрессорный цех.

Установка осушки газа.

Установка масляной абсорбции.

Пропановая холодильная установка.

3.2 Разработка программы реконструкции завода.

3.3 Модернизация оборудования и технологий переработки газа.

Компрессорный цех.

Установка осушки газа.

Установка масляной абсорбции.

Пропановая холодильная установка.

Проведение замеров по методике определения динамической емкости адсорбента по парам воды.

Проведение замеров по методике определения насыпной плотности адсорбента.

Проведение замеров по методике определения водостойкости адсорбентов.

Проведение замеров по методике определения механической прочности адсорбентов на истирание.

Испытания образцов зарубежных цеолитов.

Сравнение характеристик отечественных синтетических цеолитов с зарубежными аналогами.

3.4 Основные решения по реконструкции производства завода.

Обоснование выбора технологической схемы реконструкции . 130 Обоснование выбора схем технологических установок для нового завода.

Компримирование нефтяного газа.

Осушка нефтяного газа.

Отбензинивание нефтяного газа.

Пропановая холодильная установка.

Установка газофракционирования.

Установка получения пропеллентов.

Установка получения ароматических углеводородов.

3.5 Реконструкция Коробковского ГПЗ по результатам проведннных исследований.

Компрессорная станция нефтяного газа.

Установка осушки нефтяного газа.

Пропановая холодильная установка.

Установка низкотемпературной конденсации.

3.6 Результаты реконструкции Коробковского ГПЗ.

Глава 4. Описание экспериментальных методов, опытных и опытнопромышленных испытаний и анализов.

4.1 Методика определения динамической емкости адсорбента по парам воды.

4.2 Методика определения насыпной плотности адсорбентов.

4.3 Методика определения водостойкости адсорбентов.

4.4 Методика определения механической прочности адсорбента на истирание

4.5 Методика промышленных испытаний газосепараторов S-101, S-102,

S-103 компрессорной станции Коробковского ГПЗ.

Выводы к работе.

В период распада Советского Союза с формированием в России новых рыночных форм ведения хозяйства в газоперерабатывающей отрасли произошел переход от централизованного руководства и планового хозяйства с распределением товарных продуктов по фондам и лимитам к новым экономическим отношениям.

В конце 80-х, начале 90-х годов были созданы крупные нефтяные и газовые компании, в структуру которых вошли предприятия добычи, транспортировки, переработки и реализации углеводородной продукции.

Россия - одна из крупнейших нефтегазодобывающих стран мира. В 2005 г. природного и попутного нефтяного газа было добыто 641 млрд. м , при этом переработано около 45 млрд. м [1-3].

Большинство российских газоперерабатывающих заводов были построены 40-50 лет назад и имеют в основном устаревшее оборудование и низкую степень автоматизации производственных процессов. Износ основных фондов газопереработки составляет около 80 %. Это не позволяет добиться глубокого извлечения ценных компонентов из нефтяного газа и повысить выпуск качественной товарной продукции [4].

Технически чистые углеводороды, как продукция газохимии, формируют второй сырьевой эшелон на фоне первичной добычи нефти и газа. Стабильный газовый бензин используется как сырье пиролиза, сжиженные газы широко используются в качестве моторных топлив и на коммунально-бытовые нужды. Этановая фракция и смеси углеводородных фракций - ценное сырье для химической и нефтехимической промышленности. На мировом рынке эти компоненты ценятся дороже, чем газ. Наращивание их производства увеличивает ценность газового бизнеса.

За прошедшие годы в большинстве регионов и стран мира газоперерабатывающая промышленность развивалась по пути наращивания объемов и углубления переработки газа.

В России существует значительный дисбаланс между объемами добываемого и перерабатываемого сырья. Если в США через ГПЗ проходит более 86 % всего добываемого газа, то в России - 8 %. В США суммарная о мощность 570 действующих ГПЗ составляет 730 млрд. м /год, что превышает л годовой уровень добычи почти на 200 млрд. м . В начале 80-х годов средняя л производительность ГПЗ в США составляла 900 млн. м /год, около 200 заводов имели этот показатель выше 500 млн. м3/год. В России общая мощность 24-х о

ГПЗ составляет около 100 млрд. м /год (таблица 1) [5-8].

Превышение объемов переработанного газа над его добычей в некоторых странах, например Канаде, объясняется наличием двух ступеней переработки газа. Непосредственно на месторождениях проводится неглубокая обработка газа, затем на крупных ГПЗ часть этого газа повторно перерабатывается с глубоким извлечением этана и других компонентов, далее подается в магистральные газопроводы. В Канаде более 60 % газа, прошедшего первичную переработку на месторождениях, поступает на ГПЗ для глубокого извлечения углеводородов и учитывается повторно [6].

Мировые мощности по переработке газа в последние годы увеличились на 19 % и приблизились к уровню добычи. Более половины производственных мощностей находятся в США и Канаде. Доля мощностей российской газопереработки составляют 4 % мировых. США - крупнейший в мире производитель жидких углеводородов из газа, второе место занимает Саудовская Аравия. Россия в этом списке занимает 6-е место, уступая также Канаде, Мексике и Абу-Даби. Мировой рынок углеводородного сырья характеризуется тем, что спрос на сжиженные углеводородные газы растет быстрее, чем на сырую нефть. Это способствует быстрому наращиванию мировых мощностей по переработке газа, особенно на Ближнем Востоке. Так, в Саудовской Аравии за пятилетие мощность переработки выросла почти вдвое (таблица 2) [5].

Таблица 1 - Мощности и объемы газопереработки в мире за 2002 г.

Факти-

Страна Добыча газа, млрд. м3 Доля в мировой добыче, % Суммарная мощность ГПЗ, млрд. м3 ческий объем переработки газа на ГПЗ, млрд. м3 Количество ГПЗ, шт. Перера ботка газа на ГПЗот добычи, % Загрузка мощное тей ГПЗ, %

Россия 595,0 23,6 100 47,9 24 8,1 47,9

США 572,0 22,7 731,5 497,0 570 86,9 67,9

Канада 168,5 6,7 499,0 270,8 858 160,7 54,3

Иран 60,0 2,4 116,5 81,4 16 135,7 69,9

Саудовская 51,0 2,0 94,8 76,5 8 150,0 80,7

Аравия

Велико- брита- 106,0 4,2 142,0 64,2 11 60,6 45,2 ния

Индоне -зия 59,0 2,3 72,0 65,1 12 110,3 90,4

Аргент ина 37,9 1,5 60,3 46,2 20 121,9 76,6

Алжир 74,5 3,0 55,2 44,1 4 59,2 79,9

Австралия 33,7 1,3 57,2 31,6 5 93,8 55,2

Мир всего 2521,6 2 448,5 1 562,8 1 736 62,0 63,8

Россия обладает благоприятной ресурсной базой по добыче газа. Разведанные запасы газа оцениваются в 48 трлн. м3 (26,59 % общемирового объема). Прогнозируемый период обеспеченности ресурсами составляет около 80 лет [3, 9-20].

Запасы с высоким содержанием этана, пропана и бутанов в газе

3 3 составляют более 40 % от суммарных, т.е. около 20 трлн. м и еще 1,5 трлн. м попутного кефлхного газа. Спрос на существующих в мире рынках сбыта продукции газопереработки увеличивается, развиваются новые, емкие и выгодные для России с геополитической позиции рынки сжиженного газа в Центральной и Юго-Восточной Азии. Если в 2000 г. мировое потребление сжиженных газов составило 210 млн. т., то в 2005 г. уже 225 млн. т., т.е. на 7 % больше. Самые высокие среднегодовые темпы роста спроса в течение 1990— 2001 гг. отмечены в Китае (20 %), Индии (9,7 %) и Южной Корее (8 %). По прогнозам на ближайшие годы темп спроса стабилизируется на отметке 5 % в год в Китае и 9 % в Индии [5, 21].

Таблица 2 - Динамика развития газопереработки в мире

Страна, регион Мощность ГПЗ, млрд. м /год Объем переработки, млрд. м3/год Производство продукции, млн.т/год

1996 г. 2001 г. 1996 г. 2001 г. 1996 г. 2001 г.

США 703,2 731,5 504,7 497,0 57,5 63,8

Канада 413,2 499,0 318,7 270,8 32,0 24,2

Западная Европа 244,3 233,3 91,0 233,2 3,4 4,2

Латинская Америка 130,7 193,3 112,5 151,3 25,4 27,2

Ближний Восток Ml,2 324,5 139,1 236,0 39,4 47,2 в т.ч. Сауд. Аравия 50,0 94,8 40,5 76,5 20,0 24,6

Африка 96,2 137,2 76,9 84,3 9,7 13,2

Атлантическо-Тихоокеанский регион 163,4 215,0 119,2 164,6 15,8 19,0

Прочие 136,0 114,7 74,4 53,2 7,5 7,9

Мир всего 2 064,2 2 448,5 1 436,5 1 562,8 203,0 220,5

Технологическая структура большинства российских ГПЗ в настоящее время не удовлетворяет требованиям глубокого использования сырья и получения продуктов высокого качества.

Обеспеченность населения автотехникой, транспортными услугами и соответствующий объем потребления продуктов нефте- и газопереработки в расчете на каждого жителя страны относят к важнейшим характеристикам уровня жизни населения. Россия использует только порядка 25 % производимого сырья и значительно уступает в этом экономически развитым государствам [9].

Наибольшую выгоду получает государство, которое не торгует углеводородами, а использует их на собственные нужды. Российский топливно-энергетический комплекс в настоящее время ориентирован на увеличение добычи энергоресурсов с целью их последующего экспорта [10]. Представляется боле целесообразным развитие первичной газопереработки и газохимии с целью комплексной переработки нефтяного газа, увеличение его использования на не топливные нужды, что должно стать приоритетным направлением развития газовой промышленности [11, 22].

В отличие от сухих природных газов, являющихся источником практически чистого метана, газы с высоким содержанием фракций С2-С4 (выше 3 %), подвергаются процессам отбензинивания с выделением индивидуальных сжиженных газов. Эти компоненты представляют собой ценный источник сырья для нефтехимической промышленности. Многолетний опыт стран, имеющих близкий к российскому объем газодобычи (США, Канада), показал высокую эффективность базирования химической промышленности на легких углеводородах: этане, пропане, бутанах. Многие крупные нефтегазовые компании применяют схему переработки газа с первоначальным отбензиниванием, затем пиролизом легких углеводородов, производством химических продуктов и синтетических полимеров на базе газового сырья [6,23].

Этан применяют в качестве исходного сырья для получения винилхлорида путем прямого каталитического хлорирования. Он также является сырьем для получения этилена и далее полиэтилена, этиленоксида, гликолей, этил'бёнзола, стирола, этанола, высших спиртов и т.д. Пропан применяют для получения акриловой кислоты и акрилонитрила путем окислительного аммонолиза и для получения этилена и пропилена путем пиролиза. Пропан является также основным сырьем для получения оксоспиртов, пропиленоксида, пропиленгликолей, а-метилстирола, фенола, ацетона, аллилхлорида, эпихлоргидрина, глицерина, перхлорэтилена, полипропилена и др. [23].

Растет число исследований по парциальному окислению парафинов Сг-С4. Однако пока единственным осуществленным в промышленности процессом является окисление н-бутана в малеиновый ангидрид [24]. ШФЛУ, получаемая при отбензинивании газа, может заменить прямогонные бензиновые фракции НПЗ на установках пиролиза [25,26].

Мировая нефтехимия в последние годы развивается темпами, превышающими рост экономики в 1,3 раза, причем производство базовых продуктов (этилена, пропилена, бензола, ксилолов и др.) увеличивается в 1,8 раза быстрее внутреннего валового продукта. Выгода от расширения мощностей газопереработки для экономики нашей страны очевидна, т.к. нефтехимическая продукция в 5-10 раз дороже исходного сырья. Например, в США нефтехимия расходует 6 % углеводородного сырья от общего объема его использования, но её доля в ВВП равна доле остальных 94 % углеводородов [10].

Согласно стратегии развития нефтехимической отрасли России к 2015 г. в структуре её сырья существенно увеличится доля продукции газопереработки: доля этана для пиролиза возрастет с 4,1 до 11 %, ШФЛУ в 1,8 раза по сравнению с 2005 г. Прогнозная потребность газа как сырья составит 4,6 % от его добычи в сравнении с 3,4 % в 2005 г. [27]. Успешному осуществлению стратегии будет способствовать и наметившаяся в последние годы тенденция поглощения нефтехимических активов нефтегазодобывающими компаниями. Эти компании располагают возможностями для создания полной цепочки технологических процессов - от извлечения из недр сырья до выпуска конечной наукоемкой нефтехимической продукции [10].

Перспективы развития газохимии в нашей стране связаны со строительством заводов для переработки газа по технологии производства синтетических жидких топлив.

К передовым тенденциям развития электроэнергетики в мире относится использование отбензиненного газа для выработки электрической энергии, а будущее электроэнергетики развитых промышленных государств, в т.ч. США, связано с увеличением использования газа в качестве топлива газотурбинных установок на электростанциях. Выгоднее продавать не газ, а электрическую энергию, выработанную за счет его теплоты сгорания [8,28].

Уровень развития старых отечественных ГПЗ не соответствует требованиям XXI века, количественные и качественные показатели продукции предприятий газопереработки России отстают от уровня развитых стран. Загрузка большинства ГПЗ из-за износа основных производственных фондов и сокращения добычи углеводородов составляет за последние годы в среднем 50-60 % от имеющихся мощностей, что приводит к снижению их рентабельности [5, 12]. Зарубежный опыт показывает, что эффективная работа предприятия обеспечивается при загрузке его мощностей на 90 % (в США -более 95 %) [13, 29].

Значительный потенциал развития российской газопереработки заключен в увеличении объемов перерабатываемого сырья, глубоком извлечении ценных компонентов из газа, вовлечении в производство нефтяных и газовых конденсатов, углубленной переработке углеводородов, увеличении ассортимента выпускаемой продукции [14]. Для этого в первую очередь требуется коренная техническая модернизация заводов с внедрением в производство прогрессивных технологий, строительство новых установок низкотемпературной конденсации и низкотемпературной ректификации, реконструкция существующих установок масляной абсорбции и газофракционирования. Глубокая переработка углеводородного сырья требует строительства установок для получения гелия, одоранта, технического углерода, этановой, изопнетановой, пентан-гексановой фракций. Для эффективной осушки нефтяного газа необходимо строительство адсорбционных установок, позволяющих получать точку росы по влаге в пределах от -70 до -80 °С. Комбинация адсорбционного метода и впрыска диэтиленгликоля позволяет получать более низкую точку росы. С целью получения изотермы пропанового холода ниже -30 °С требуется строительство новых или модернизация старых пропановых холодильных установок с оптимизацией схем испарения газообразного пропана, заменой компримирующего и холодильного оборудования. Заводские компрессорные станции необходимо переводить с устаревших газопоршневых агрегатов на высокопроизводительные центробежные с газотурбинным или электроприводом. Внедрение в газопереработку прогрессивных технологий сероочистки с применением эффективных реагентов и катализаторов имеет важнейшее значение при увеличении объемов перерабатываемого газа с высоким содержанием кислых компонентов. Потребуется также оптимизация процессов подготовки воды оборотного цикла, реконструкция схем факельных хозяйств, систем утилизации сбросных газов, вспомогательных объектов.

Переход газоперерабатывающих предприятий на современный производственный уровень предполагает внедрение энергосберегающих, экологически чистых технологий и процессов.

Создание высокотехнологичного производства по переработке газа немыслимо без комплексной автоматизации, внедрения средств программного контроля и управления. При этом важнейшее значение имеет интеграция автоматизированных систем управления установок и вспомогательных сооружений в единую распределенную систему управления заводом [22].

В результате обновления основных производственных фондов у предприятий появится возможность производить конкурентоспособную продукцию, удовлетворять постоянно меняющийся спрос на рынке потребления, иметь достаточный потенциал в условиях рыночной конкуренции.

Программы модернизации разрабатываются для многих газоперерабатывающих предприятий России [15-19].

Коробковский ГПЗ, построенный для переработки попутного газа нефтяных месторождений Нижнего Поволжья, относится к типичным газоперерабатывающим заводам, строительство и пуск в эксплуатацию которых относится к 60-м годам.

В технологическую схему Коробковского ГПЗ входят установки и узлы, во многом не соответствующие современным требованиям к технике и технологиям газопереработки.

В связи с этим необходимо провести анализ работы и состояния основных узлов технологических схем завода, совершенствовать технологии подготовки и переработки углеводородного сырья, провести анализ современных технологий газопереработки и на их основе разработать перспективную схему нового завода.

Автор выражает глубокую благодарность сотрудникам ОАО «НИПИгазпереработка» (г. Краснодар) Килинник А.В., к.т.н. Литвиненко А.В. за помощь, оказанную при выполнении работы.

Выводы к работе

1. Показано, что охлаждение воздуха за счет капельного испарения воды в газовой фазе в аппаратах воздушного охлаждения компрессорной станции обеспечивает снижение температуры воды горячего цикла поршневых компрессоров на 4-6°С, влажность воздуха, поступающего на теплообменные секции, увеличивается с 40-45 до 90-95 %.

2. В результате дооснащения установки диэтиленгликолиевой осушки газа блоком разгазирования абсорбента и замены выпарной колонны, оснащенной колпачковыми тарелками на колонну с тарелками провального типа с сеткой, достигнуты следующие показатели работы установки: точка росы нефтяного газа по влаге составляет не выше -5°С; концентрация регенерированного ДЭГа увеличена с 96 до 98 %; величина потерь абсорбента снижена с 50-60 до 5-6 г/1000 м газа.

3. В результате реконструкции установки абсорбционной осушки газа обеспечена возможность варьирования подачи количества сырого газа в пределах от 12,0 до 55 тыс. м3/ч, при этом устойчивая работа установки обеспечивается изменением количества циркулирующего абсорбента от 0,5 до 2,5 т/ч и подачей отпарного газа в пределах от 5 до 30 м /ч.

4. В результате замены в абсорбере и десорбере установки масляной абсорбции колпачковых тарелок на клапанные повышена эффективность работы: снижен перепад давления в колоннах; коэффициент извлечения жидких компонентов из газа увеличился на 2-2,5 % масс., (примерно 7,2 тыс. т. дополнительной жидкой продукции в год); сокращены энергетические затраты на десорбцию (температура куба десорбера снижена на 5-8°С).

5. В результате дооснащения пропановой холодильной установки блоком осушки жидкого пропана и дооснащения маслоотделителей центробежными сепарирующими элементами точка росы пропана достигает -40 °С, изотерма испарения хладагента снижена на 6-8°С, температура технологических потоков установки масляной абсорбции снижена на 4-6°С; отбор целевых компонентов из газа увеличен на примерно 1,5 % масс, (около

4,3 тыс. т/год); исключено гидратообразование в жидком пропане и снижен унос смазочного масла.

6. Модернизация установок Коробковского ГПЗ (в период 2000-2002 гг.) позволила увеличить количество произведенной из газа продукции с 69,1 тыс.т/год (1999 г.) до 80,6 тыс.т/год (2003 г.), а извлечение жидких компонентов повысить примерно на 3,5 % масс.

7. Показано, что использование цеолита марки NaA отечественного производства в технологических условиях пропановой холодильной установки и установки осушки газа Коробковского ГПЗ устойчиво обеспечивает заданную точку росы по влаге для сжиженного пропана и нефтяного газа.

8. Перспективы развития завода связаны с реализацией технологической схемы, включающей компрессорную станцию, установки осушки газа, пропановую холодильную, низкотемпературной конденсации с турбодетандером, газофракционирования, АРКОН и производства пропеллентов, что обеспечивает расширение номенклатуры производимой продукции.

1. Конторович А., Коржубаев А. В чем ошибки российского ТЭК? // Нефть России. 2006. №7. - С.22-25.

2. Ермилов О., Елгин В., Пенкин В., На пороге газового кризиса. // Нефть России. 2006. №9. - С.56-58.

3. Журавлев А. Чем богаты? // Нефть России. 2006. №10. - С. 13-14.

4. Торгово-промышленная палата РФ. Государственная промышленная политика России. Проблемы формирования и реализации. М. 2003. - 120с.

5. Виноградова О. Газопереработка в мире и России. // Нефтегазовая вертикаль. 2003. - №1. - С.21-25.

6. Берлин М.А. Переработка природных и нефтяных газов. М.: Химия, 1981. - 473с.

7. Коржубаев А., Эдер J1. «Голубые мечты» сверхдержавы. // Нефть России. 2006. №3. - С.72-77.

8. Коржубаев А., Эдер J1. «Голубые мечты» сверхдержавы. // Нефть России. 2006.-№4.-С.72-77.

9. Шершун В.Г., Кессель И. Проблемы и приоритеты развития российской нефтепереработки и нефтехимии в первом десятилетии. Нефтепереработка XXI века. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2000. - №1. - С.3-7.

10. Ю.Рябов В. Пора преодолевать отставание. // Нефть России. 2006. - №10. -С.42-45.

11. П.Яновский А.Б., Саенко В.В. Основные положения энергетической стратегии России. // Нефть. Газ. Промышленность. 2004. - №12. - С.44-46.

12. Информационно-аналитический материал ОАО «ВНИИУС» по использованию мощностей ГПЗ нефтяной и газовой промышленности по газу в 2002,2003 гг. Казань.

13. Шершун В.Г., Кореляков JI.B., Золотарев B.JI. Проблемы и приоритеты развития российской нефтепереработки и нефтехимии в первомдесятилетии. Нефтепереработка XXI века. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2000. - №1. С.3-7.

14. Шурупов С.В. Углубленная переработка углеводородов. // Газовая промышленность. 2003. - №10. - С.74-79.

15. Материалы XXII Всероссийского межотраслевого совещания «Сбор, подготовка и переработка легкого углеводородного сырья». ОАО «НИПИгазпереработка». Краснодар, 2004. 319с.

16. Важенин Ю.И., Ясавеев Х.Н., Боровков Е.В. Сургутский завод: концепция развития. // Газовая промышленность. 2000. - №8. - С.69-72.

17. Николаев Н.М., Колокольцев С.Н. Коробковскому ГПЗ 40 лет. // Нефть, газ и бизнес. 2006. - №9. - С.68-72.

18. Коржубаев А. Пути попутного газа. // Нефть России. 2006. - №2. - С.36-38.

19. Bakhiari A.M.S. Russia's gas production, exports future hinges on dramatic changes needed at Gazprom. Oil &Gas J. Mar. 10, 2003, p.20-31.

20. Holms C. Uncertainties for FSU projects threaten LPG export potential. Oil & Gas J. June 2, 2003, p.58-65.

21. Николаев H.M., Колокольцев C.H., Аджиев А.Ю. Переработка газа в России и мире // Нефть, газа и бизнес. 2007. №4 - С.66-70.

22. Agee М.А. Natural gas Conversion V. studies in Surface Sciences and catalysis. Vol.119. A. Parmaliana et al. (Editors). 1988. Elsevier. Amsterdam. P.931.

23. Арутюнов B.C., Лапидус А.Л. Введение в газохимию. М.: 2005. - 108с.

24. DeLong E.F. Resolving a methane mystery. Nature, 2000, v. 407, p.577.

25. Министерство промышленности и энергетики РФ. Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности России на период до 2015 года.-М. 2006.-37с.

26. Ананко В. Энергетика нефтепромыслов: своими силами. // Нефтегазовая вертикаль. 2006. №5 - С.76-78.

27. Preprints of the 17-th World Petroleum Congress. Rio de Janeiro. Sept. 2002. WPC.-London.-2002.

28. Арутюнов B.C., Лапидус А.Л. Критическая роль газохимии для российского ТЭК // Актуальные проблемы газохимии. М.: 2004. - С.7-19.

29. Кессель И.Б. Синтетические жидкие топлива // Актуальные проблемы газохимии. М.: 2004. - С.41-62.

30. Коржубаев А. Какими будут нефтяные цены? // Нефть России. 2006. №5 -С.7-12.

31. Fleisch Т.Н., Sills R.A., Briscoe M.D. 2002 Emergence of the gas-to-liquid industry: a review of global GTL developments. J.Nat.GasChem. 2002, v.ll, № 1-2, p.1-14.

32. Gradassi M.J. VI Natural Gas Conversion Symposium. Paper №75. Studies in Surface and Catalysis. V. 136. 2001. Ed. E. Iglesia, T.H.Fleish. Elsevier Science B.V. Amsterdam-London-New York-Oxford-Paris-Shannon-Tokyo. P. 429434.

33. Robertson S. LNG spending will reach 39 billion by 2007. Oil & Gas J. 2004, Jun. 12, p.62-65.

34. Попов B.B. Минеральные ресурсы и экономика России на рубеже XX-XXI столетий: проблемы и пути их решения // Вестник ОГГГГН РАН. 1999. №3.

35. Radler М. Worldwide reserves grow oil production climbs in 2003. Oil & Gas J., 2003, Dec. 22, p.43-47.

36. Федун Л. ЛУКОЙЛ уходит в отрыв // Нефть России. 2006. №4 - С.44-47.

37. Шурупов С.В. Углубленная переработка углеводородов // Газовая промышленность. 2003. №10 - С.74-79.

38. Кисленко Н.Н., Мурин В.И., Гриценко А.И., Алексеев С.З. Новые этапы развития газоперерабатывающей подотрасли // Газовая промышленность. 2003. №7 - С.44-46.

39. Воропай Н., Пяткова Н., Сендеров С. Ахиллесова пята российского ТЭК // Нефть России. 2006. №10 - С.7-14.

40. Мурин В.И., Кисленко Н.Н. Газопереработка сегодня и завтра // Газовая промышленность. 1998. №8 - С.68-70.

41. Лоренц В .Я., Гриценко А.И. и др. Концепция развития новых производств в газохимической промышленности // Газовая промышленность. 2003. №12 -С.80-85.

42. Алекперов В. На волне успеха // Нефть России. 2006. №7. - С.7-10.

43. Индивидуальный почерк ВИНК России 2005. Аналитически обзор. // Нефтегазовая вертикаль. 2006. №5 - С.20-36.

44. Алекперов В. Всегда в движении // Oil&Gas Eurasia. 2006. №11. - С. 16-20.

45. Сборник публикаций ЗАО «Премиум Инжиниринг». Выпуск №1. 2007.

46. Газопоршневые агрегаты фирмы MDE. 2006.

47. Килинник С.В. Разработка элементов и конструктивных схем для прямоточных центробежных газосепараторов. Автореферат диссертации. Краснодар. 2004.

48. Центробежные компрессоры серии «Датум» производства фирмы «Дресер-Рэнд». 2004.51 .Центробежные компрессоры «Нуово-Пиньоне». Информационные материалы. 2006.

49. Сухие газовые динамические уплотнения для компрессоров «Датум» фирмы «Дресер-Рэнд». 2004.

50. Газодинамические уплотнения фирмы «John Crane». 2005.

51. Маклейн А. Пути к успеху в завтрашней России // Нефтегаз. 2004. №4 -С.67-71.

52. Информационный листок №10 «О конструкции, принципе работы и технологической обвязке сухих газовых уплотнений», ОАО «НИПИгазпереработка», Краснодар, 2001.бб.Газовые турбины фирмы «Сименс». Технические характеристики и модельный ряд. 2004.

53. Газовые турбины «Solar Power Turbine». 2005.

54. Газовые турбины «Rolls-Roes». Информационные материалы. 2004.

55. Костенко Д. А. Прорыв в украинском газотурбостроении! // Нефтегазовые технологии. 2007. №3 - С.2-3.

56. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. -М.: Химия, 2001.-420с.

57. Крячков А. Преимущества адсорбционной технологии подготовки природного газа. // Нефтегаз. 2005. №1 - С.75-78.

58. Шкарябкин А.И., Мурзакаева В.М., Акимова В.А. Переработка природного газа на промысле. // Защита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2005.- №6-С.57-62.

59. Толстов В.А. Улучшение эксплуатационных показателей установок абсорбционной осушки газа. // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2000. №11 -С.20-21.

60. Бекиров Т.М., Лапчаков ГА. Технология обработки газа и конденсата. М.: Недра, 1999.-596с.

61. Sugier A. and Gruhier Н. Chemical Engineering (London) Symposium Series. 1999.-№57.

62. Лисовский В.Ф., Виленский Л.М., Гибкин В.И. и др. Перевод на триэтиленгликоль установки осушки газа // Газовая промышленность. 1997.-№11 -С. 25-28.

63. Аджиев А.Ю., Килинник А.В., Морева Н. П. и др. Внедрение процесса совместной осушки и очистки газа от сернистых соединений. // Нефть и Газ Евразии, 2003. №3 - С.21-24.

64. Казафаров Ф.Я. Анализ отечественного и зарубежного опыта по снижениюпенообразования гликолей в системе осушки газа // Нефтепромысловое дело.2004.- №10-С. 18-23.

65. Истомин В.А., Елистратов М.В. Анализ осушающей способности гликолей // Газовая промышленность. 2000. №3 - С.59-60.

66. Елистратов М.В., Истомин В.А., Борисов А.П., Тимашев А.П., Рудаков В.А. Новый подход к регенерации гликолей // Газовая промышленность. 2002. -№4-С.31-34.

67. Иканин С.А., Магарил Р.З. Совершенствование процесса абсорбционной осушки природного газа // Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2006. №3 - С.76-79.

68. Иканин С.А., Магарил Р.З. Совершенствование процесса осушки природного газа // Известия ВУЗов. Нефть и газ. 2005. №4 - С.86-90.

69. Эскарос М. Осушка газа гликолем // Нефтегазовые технологии. 2004. №1 -С.91-92.

70. Справочник процессов переработки газов // Нефтегазовые технологии. 2006. №8 - С.94-126.

71. Аарског А., Фонтэн Т., Ригай Ш., Стрешер К. Drizo новый подход к осушке газа // Нефть и Газ Евразия. 2003. - №10 - С.60-63.

72. Aarskog A., Fontaine Т., Rigaill С., and Stretcher С. Drizo revamping of TEG unit improves NGL recovery: The Ekofisk Challenge, 82nd GPA Convention, San Antonio, March 9-12,2003.

73. Franci P.E. New glycol regenerator adaptable to offshore use. World Oil, July 1993.

74. Franci P.F., Clarke J.W. Emission free, high purity TEG regenerator, 1994 GRI Glycol Dehydrator/Gas Processing Air Toxic Conference, San Antonio.

75. Minkkintn A. Technological developments in sour gas processing, Gas Cycling, Les Entireties IFP, May 14, 1998, Technip.

76. Маннинг B.P. Основные положения конструирования аппаратов для осушки гликолями // Hydrocarbon Processing, January 1993, p. 106.

77. Линд В., Крячков А. Особенности и преимущества адсорбционной подготовки газа // Нефтегаз. 2004. №4 - С.81-84.

78. Адсорбенты для газоперерабатывающей промышленности, используемыедля осушки и удаления кислых компонентов из газов. Информационная справка. ОАО «НИПИгазпереработка». Краснодар, 2004. 53с.

79. Цыбулевский A.M., Грабовский Ю.П., Егина С.П. и др. Изучение совместной осушки и очистки нефтяного газа от сероводорода. М.: ВНИИОЭНГ, 1977. - №3 - С.93-96.

80. Кельцев Н.В. Основы адсорбционной техники. М.: Химия, 1976. - 511с.

81. Жданова Н. В., Халиф A.JI. Осушка углеводородных газов: М., Химия, 1984,- 189с.

82. Гвоздев Б.П. Осушка природного газа твердыми сорбентами. М.: ВНИИЭГазпром. Обзор зарубежной литературы. Сер.: Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений, 1975. - 51с.

83. Елисеева И.О. Становление и развитие производства синтетических цеолитов. // Автореферат диссертации. Уфа. 2003. - 22с.

84. Молчанов С.А., Шкоряпин А.И. Новые адсорбенты для осушки и очистки природного газа // Газовая промышленность. 2001. №6 - С.28-29.

85. Столыпин В.И., Шахов А.Д., Волченко А.Г., Хабибуллин P.P. Совершенствование адсорбционного процесса осушки и очистки природного газа на Оренбургском гелиевом заводе // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2006. №7 - С. 13-16.

86. Денисевич Е.В., Моргун JI.B. и др. Очистка и осушка природного газа силикагелями // Газовая промышленность. 2001. №6 - С.23-26.

87. Schultz Т., Rajani J., Brands D. Solving storage problems. Hydrocarbon engineering, June 2001, p. 55.

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

89. Чуракаев A.M. Переработка нефтяных газов. М.: Недра, 1983. - 280с.

90. Бекиров Т.М. Промысловая и заводская обработка природных и нефтяных газов. М.: Недра, 1980. - 295с.

91. Берлин. М.А., Коробко В.Д. Основное технологическое оборудование зарубежных газоперерабатывающих заводов. М.: Химия, 1977. - 140с.

92. Смидович Е.В. Технология переработки нефти и газа. ч. II. М.: Химия, 1980.-250с.

93. Состояние и перспективы развития техники и технологии газобензинового производства. Тематический научно-технический обзор. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. 130с.

94. Отчет по теме №9/70 «Улучшение режима работы Коробковского ГПЗ. Обследование работы пропановой холодильной установки», ГИПРОГАЗ, Киев, 1970.-50с.

95. Коваленко Л.И., Задаянов М.И., Хвастунов П.А., Алпеев В.И. Экономика газоперерабатывающих заводов. Тематический научно-технический обзор. -М.: ВНИИОЭНГ, 1970. 165с.

96. Проектное задание «Газобензиновый завод в Коробках. Книга 2-я. Технологическая часть. Расчетно-пояснительная записка и чертежи», ГИПРОГАЗ, 1962.-450с.

97. Технологический регламент «Отбензинивание попутного газа и фракционирование нестабильного бензина». Коробковский ГПЗ, 1973. 148с.

98. Отчет по теме №57/70 «Исследование работы оборудования ГПЗ с целью разработки рекомендаций для создания более совершенных конструкций трубчатых печей, массо- и теплообменной аппаратуры», ЮЖНИИГИПРОГАЗ, Краснодар, 1970. 63с.

99. Проектирование и эксплуатация установок осушки газа гликолем за рубежом. М.: ВНИИОЭНГ, 1983. - 35с.

100. Грин X., Лейн В. Аэрозоли пыли, дымы и туманы. Пер. с англ. под ред. докт. хим. наук Н.А. Фукса - М.: Химия, Ленинградское отделение, 1969. -427с.

101. Райст П. Аэрозоли. Введение в теорию. Перевод с английского под ред. д-ра хим. наук Садовского Б.Ф. М, Мир, 1987. - 279с.

102. Кузнецов А.А., Судаков Е.Н. Расчеты основных процессов и аппаратов переработки углеводородных газов М.: Химия, 1983. - 222с.

103. Стабников В.Н. Расчет и конструирование контактных устройств ректификационных и абсорбционных аппаратов К.: Техника, 1970. - 208 с.

104. Касаткин А.Г. Основные процессы и аппараты химической технологии -М.: Химия, 1973.-753с.

105. Кафаров В.В. Основы массопередачи. Изд. 2-е, перераб. и доп. Учеб. пособие для вузов. М.: Высшая школа, 1972. - 545с.

106. Рабинович Г.Г. Расчеты основных процессов и аппаратов нефтепереработки: Справочник. Под ред. Судакова Е.Н. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Химия, 1979. - 568с.

107. Методика гидравлического расчета колонн с провальными тарелками. ОАО «НИПИгазпереработка». Краснодар, 1992. - 45с.

108. Методика гидравлического расчета клапанных прямоточных тарелок по РТМ 26-02-16-83, АТК 26-02-1-89. ВНИИНефтемаш, 1983. 65с.

109. Методика определения содержания жидких фракций углеводородов в нефтяном попутном газе, реализуемом газоперерабатывающим заводам для дальнейшей переработки. Стандарт отрасли ОСТ153-39.2-028-2002 М.: Минэнерго России, 2002. - 21с.

110. Технологические схемы установок Коробковского ГПЗ