Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья: на примере Коробковского ГПЗ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат технических наук Колокольцев, Сергей Николаевич

• Колокольцев, Сергей Николаевич
• кандидат технических наук
• 2007

Оглавление диссертации кандидат технических наук Колокольцев, Сергей Николаевич

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.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья: на примере Коробковского ГПЗ»

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.

Заключение диссертации по теме «Химия и технология топлив и специальных продуктов», Колокольцев, Сергей Николаевич

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.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Колокольцев, Сергей Николаевич, 2007 год

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