Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат технических наук Пикалов, Сергей Геннадьевич

  • Пикалов, Сергей Геннадьевич
  • кандидат технических науккандидат технических наук
  • 2006, Ставрополь
  • Специальность ВАК РФ05.17.07
  • Количество страниц 150
Пикалов, Сергей Геннадьевич. Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей: дис. кандидат технических наук: 05.17.07 - Химия и технология топлив и специальных продуктов. Ставрополь. 2006. 150 с.

Оглавление диссертации кандидат технических наук Пикалов, Сергей Геннадьевич

Введение

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

1.2. Технология и аппаратурное оформление процесса фракционирования нефтегазоконденсатных смесей

1.3. Методы оптимизации переработки нефтегазоконденсатных смесей

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

3. Исследование процесса атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей

3.1. Метод формирования потоков нефтегазоконденсатных смесей

3.2. Разработка метода оптимизации технологического режима атмосферной перегонки нефтегазоконденсатных смесей

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

4.1. Интенсификация процесса фракционирования нефтегазоконденсатной смеси путем формирования потока сырья

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

5. Практическая реализация установленных закономерностей

5.1. Решения при модернизации установки НПУ

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

Рекомендованный список диссертаций по специальности «Химия и технология топлив и специальных продуктов», 05.17.07 шифр ВАК

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей»

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

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

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

1. Современное состояние сырьевой базы и технологии переработки нефтегазоконденсатных смесей

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

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

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

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

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

Сырье 1991 1995 2000 2004

Нефть, млн. т. 462 307 323 380

Газ, млрд. м3 643 595 584 580

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Добыто Получено Выход

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Всего 237038 42354609 31619601 10735008

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

Коми филиала ВНИИгаза)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Показатель Сайклинг-процесс Истощение

Капиталовложения 279,7 241,8

Текущие расходы 478,4 233,8

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

-газа; 6069 6069

- конденсата. 4727,5 2445

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

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

-0,15; 1663 2389

-0,08; 3296 3866

-0,04 5453 5417

Воспроизводственные затраты 3051,6

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

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

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

Показатель Газоконденсатное месторождение

Заполярное Уренгойское Ямбургское

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

Фракционный состав, °С:

- н.к. 40 30 40

-к.к. 330 360 350

Выход фракций, % об.:

-н.к.-150°С 54 58 45

- н.к.-200°С 74 76 75

- н.к.-250°С 88 86 87

Массовое содержание, %:

- серы 0,01 0,02 0,02

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

Групповой химический состав, % масс.:

- парафиновые 58 65 55

- нафтеновые 30 25 27

- ароматические 12 10 18

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

Температура застывания, °С -52 -30 -50

Средняя молекулярная масса 110 120 125

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Похожие диссертационные работы по специальности «Химия и технология топлив и специальных продуктов», 05.17.07 шифр ВАК

Заключение диссертации по теме «Химия и технология топлив и специальных продуктов», Пикалов, Сергей Геннадьевич

Общие выводы

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

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

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

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

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

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

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Пикалов, Сергей Геннадьевич, 2006 год

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Обратите внимание, представленные выше научные тексты размещены для ознакомления и получены посредством распознавания оригинальных текстов диссертаций (OCR). В связи с чем, в них могут содержаться ошибки, связанные с несовершенством алгоритмов распознавания. В PDF файлах диссертаций и авторефератов, которые мы доставляем, подобных ошибок нет.