Производство нефтехимического сырья из Тенгизской нефти тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

р^На РУК0ПИСИ-

(у- ^

з С -V

Оразова Гулжан Абеновна.

Производство нефтехимического сырья из Тенгизской нефти.

02.00.13 — Нефтехимия.

АВТОРЕФЕРАТ на соискание ученой степени кандидата технических наук.

Казань - 2000 г.

ББК 35.514

0-64 ' / -

Работа выполнена в Казанском государственном технологическом университете и Атырауском институте нефти и газа.

Научные руководители:

Доктор технических наук, профессор Дияров И.Н. Доктор химических наук, профессор Сериков Т.П.

Официальные оппоненты:

Доктор химических наук, профессор Харламииди Х.Э. Доктор технических наук, профессор Николаев А.Н.

Ведущая организация: ГУП ВНИИ углеводородного сырья

(ВНИИУС) г.Казань

Защита состоится « » декабря 2000г. в часов на заседанш

диссертационного совета Д.063.37.06 .в Казанском государственно? технологическом университете по адресу:

420015, г. Казань, ул. К. Маркса, 68 (зал заседания Ученого совета, 2 этаж)

С диссертацией можно ознакомится в библиотеке Казанского государственного технологического университета.

Автореферат разослан «

Л

» ноября 2000 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, к.х.н

М.В. Потапова

А 1Г//П П

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ.

Актуальность работы. В последние годы в Казахстане открыты ряд новых, грспективных месторождений нефти в районе Прикаспийской низменности, дним из таких крупных месторождений является Тенгизское, нефть которого редполагается направлять на переработку на Атырауский НПЗ. Нефть енгизского месторождения характеризуется высоким содержанием светлых гфтепродуктов (фр. Н.К.-350°С до « 80 % масс.). Традиционные типовые <емы первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6, ЛК-бу и др. спроектированы а переработку нефтей со средним содержанием светлых нефтепродуктов на эовне 50± 10 % масс. Поэтому переработка нефтей, подобных Тенгизской, на :тановках первичной переработки требует разработки новых перспективных нем.

В Тенгизской нефти значительный потенциал легких углеводородов С) -ьСз, зляющихся основным сырьём для нефтехимических процессов. Поэтому азработка эффективных, энергосберегающих технологий фракционирования меси легких углеводородов С¡^-Сэ является перспективным направлением сследования.

В требованиях на качество сырья нефтехимии есть ограничения по эдержанию влаги. Следовательно, необходимы так же эффективные технологии гделения капельной влаги из сырьевых продуктов нефтехимии.

Исходя из этого, комплексное решение проблемы переработки Тенгизской ефти - первичная переработка, фракционирование легких углеводородов и их сушка является весьма актуальным.

Исследования в данной диссертационной работе направлены на решение роблемы переработки легких нефтей (на примере Тенгизской нефти), ракционирования и осушки легких углеводородов на газофракционирующих становках.

Цель работы. Цель работы состояла в разработке рациональной технологи! первичной переработки Тенгизской нефти, выборе эффективных схеи фракционирования смеси легких углеводородов С1-ГС5 (схема деэтанизации сырь: и схемы выделения пропановых фракций), а также решение научно-техническо! задачи по отделению капельной влаги из лёгких углеводородов, являющихс: основным сырьём нефтехимии.

Научная новизна. Используя аппарат имитационного моделировани: многопоточных технологических схем нефтехимических производств учитывающего реальные парожидкостное равновесие и гидродинамическук обстановку процессов разделения, проведено расчетное исследованш эффективности переработки нефти и газа на существующих промышленны: установках. По результатам проведенного исследования разработань технологические схемы фракционирования легких нефтей и сжиженных газов обеспечивающих значительное снижение энергетических и капитальных затрат по сравнению с известными.

В результате обработки экспериментальных данных по исследованию процесс; отделения капельной влаги из жидких углеводородов (гексан, гептан, бензиновая керосиновая и дизельная фракции) получена зависимость оптимальной скорост! потока эмульсии через насадку Панченкова от разности плотностей дисперсной 1 сплошной фаз. Эта зависимость позволяет определить рабочие скорости поток; эмульсии и тем самым рассчитать требуемые размеры аппарата 1 коалесцирующей насадки.

Практическая ценность. Разработана рациональная технология первично! переработки нефти для Атырауского НПЗ. Определен набор осеювных аппарате! и оборудования. Найдены режимные параметры установки. Выделенную н< установке фракцию легких углеводородов можно использовать в качеств( бытового сжиженного газа или направить на ГФУ. Для ГФУ предложень практичные и эффективные схемы деэтанизации сырья. Предложена энергосбере-

-4-

ающая технология выделения пропановых фракций различного качества, "¡оказано, что для практики разделения мелкодисперсных эмульсий типа :углеводороды-вода» целесообразно применять насадку Панченкова, >бладающую высокой коалесцирующей способностью при скорости потока до 1,009 м/сек, что значительно выше скорости потока в промышленных грави-ационных аппаратах. При этом эффективность разделения достигает 98+99 %.

Апробация работы. По материалам диссертации опубликовано 4 статьи и 5 езисов докладов.

Материалы диссертации докладывались и обсуждались на: III Республиканской научно-технической конференции: «Научно-технический прогресс и экология Западного Казахстана» (г. Атырау, 1994г.). Научно-технической конференции: «Проблемы освоения углеводородных ресурсов Прикаспия и Каспийского шельфа» (г. Атырау, 1998г.). Внутри вузовских отчетных научно-технических конференциях в 1998-2000г. 'абота выполнялась в соответствии с научным направлением - «Создание тучных основ и разработка новых высокоэффективных технологий в химии и юфтехимии» по программе «Создание нового поколения прогрессивных ехнологических процессов нефтехимии и нефтепереработки» (Нефтехим, 1риложение № 3 к постановлению ГКНТ и Президиума АН СССР от 05.03.1988г. fi?62/51) для нефтехимии.

Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, етырех глав, выводов и приложения объёмом 115 страниц, содержит 21 рисунок, 7 таблиц и список литературы из 112 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ.

В первой главе рассмотрены варианты переработки нефти в условиях НП России, стран СНГ и за рубежом. Проведен анализ работы промышленны установок АТ и расчетных данных по интенсификации работы атмосферно трубчатки. Представлены материалы по усовершенствованию сха фракционирования нефти с целью повышения четкости разделения и снижени энергоемкости процесса.

Проведен анализ технологических схем в области газофракционированш т.к. сжиженные газы полученные на нефте- и газоперерабатывающих завода являются одним из основных видов сырья нефтехимических производил Показано, что выбор оптимальной структуры схемы газофракционирующе установки (ГФУ) зависит от состава и соотношения сырьевых потоков требований на качество готовой продукции.

Изучены современные методы разделения мелкодисперсных эмульсий тип «углеводороды - вода» и средства (в частности различные насадки), позволяющи интенсифицировать процесс. Рассмотрены влияния различных факторов н процесс сепарации с помощью насадок.

По результатам анализа литературных данных определены направления : задачи научной работы.

Во второй главе приведены результаты расчетного исследования по выбор; рациональной схемы переработки Тенгизской нефти на установках первично: переработки нефти (АТ). При этом проводилось сравнение предлагаемой схемы типовой схемой ЭЛОУ-АТ-6, которая широко используется на НПЗ России ; стран СНГ. Для расчетов на ЭВМ использовалась программа «ХАЙСИМ». Расче парожидкостного равновесия проводился по модели Пенга-Робинсона.

Типовая схема первичной переработки нефти, принятая для сравнена приведена на рис. 1 Предлагаемая для Атырауского НПЗ схема переработк; Тенгизской нефти приведена на рис. 2.

Стабильный бензин

♦ В составе блока: К-2 - атмосферная колонна; К-3 - стрппинг дизельной фракции; АВО-2 - воздушный холодильник.

Ряс. 1. Типовая схема АТ.

♦ В составе блока: К-2 - атмосферная колонна; К-3 - стунппинг дизельной фракции; АВО-2 - воздушный холодильник.

Рис. 2. Предлагаемая схема АТ. . -7-

Отличие этих двух схем заключается в том, что по схеме 2 нефть поступает в колонну К-1, работающую при повышенном давлении и со стриппингом К-4. Сверху колонны К-1 получают продукт, соответствующий требованиям на бутан технический (БТ по ГОСТ 22448-80). Из стриппинга К-4 выделяют легкий компонент бензина (фр. С5 - 85 °С). В предлагаемой схеме также отсутствует колонна стабилизации бензина (К-8) со всей обвязкой (дефлегматор, воздушный холодильник, насосы, печь, теплообменник).

Новизна предлагаемой схемы состоит в том, что колонна К-1 работает при повышенных давлениях, что позволяет сконденсировать пропан-бутановую фракцию при охлаждении в воздушном холодильнике. Боковым погоном через стриппинг выводится фракция С5-85°С, которая после очистки от сернистых соединений является компонентом автомобильного бензина или сырьем пиролиза. Стабильный бензин 85-180°С - является лучшим сырьем для риформинга.

Для сравнения двух схем - типовой и предлагаемой - был проведен расчетный анализ на ЭВМ при условии идентичных составов сырья и количества основных продуктов - бензина и дизельного топлива. Расчет проводился на загрузку по сырью (тенгизская нефть) - 1 млн. т/год или 125 т/час. Ниже, в табл. 1 приведен сводный материальный баланс по двум схемам.

Таблица 1.

Материальный баланс по схемам.

Наименование продуктов Схемы

Типовая (рис.1) Предлагаемая (рис.2)

т/час

Газ сухой 0.09 0.34

Рефлюкс 7.25 -

Бутан технический - 1.6

Компонент бензина - 6.8

Бензин стабильный 41.0 41.0

Дизельное топливо 41.5 41.5

Атм. газойль 20.56 25.26

Мазут 14.60 8.50

ИТОГО: 125.0 125.0

Приведенные данные показывают, что по типовой схеме рефлюкс 1еобходимо подвергнуть разделению, а по предлагаемой - все выходящие ютоки являются продуктами или готовым сырьем для последующих производств. >утан технический при наличии заказчика используется как готовый продукт или ) качестве сырья нефтехимии. При отсутствии заказчика бутан технический содержание фр. С2-С3 ~ 30% масс.) направляется на ГФУ для получения пропана технического или смеси пропана и бутана технических, или индивидуальных 5утанов (изобутан и норм, бутан).

В табл. 2 приведены основные режимные параметры колонн двух схем.

Таблица 2

Расчетные параметры работы колонного оборудования

по рассматриваемым схемам АТ.

Параметры Ед. измерения Схема на рис. 1 Схема на рис. 2

1. Колонна К-1:

- давление верха, ата °С °С ' 2,5 13

- температура питания, 180 180

- температура верха, 122 68

- температура куба, "с °с 224 281

- температура орошения, 45 45

- расход орошения. кг/час 25000 30000

1. Колонна К-8:

- давление верха, ата °С "С 8 —

- температура питания, 126 —

- температура верха, 110 —

- температура куба, °с ' "с 212 —

- температура орошения, 45 —

- расход орошения. кг/час 24000 —

В табл. 3 представлены сравнительные показатели по затратам тепла и солода по двум рассматриваемым схемам. Как следует из данных табл. 3 затраты -епла по предлагаемой схеме ниже на 5.2%, холода - на 21.5%, а количество пара леньше на 44%.

Таблица 3

Сравнительные энергетические затраты по двум схемам.

Показатели Типовая Предлагае-

схема мая схема

Затраты тепла, млн.ккал/час

П-1 5913 10131

П-2 10388 8918

П-3 3795 —

Итого: 20096 19049

Затраты холода, млн.ккал/час 18225 14314

Количество используемого пара с тем-рой 350°С, т/час 8.2 4.6

Таким образом, можно сделать вывод, что для переработки Тенгизской нефти на Атырауском НПЗ необходимо использовать предлагаемую схему. Предлагаемая схема, по сравнению с типовой, более эффективная как по энергетическим затратам, так и по капитальным затратам. Кроме того, предлагаемая схема более простая, более легкая в обслуживании (необходимо меньше приборов КИП и А, трубопроводов, арматуры и т.д.).

Использование предлагаемой схемы на АНПЗ, при переработке Тенгизской нефти, позволит получить современную, эффективную технологию.

В третьей главе приведены результаты исследований направленных на разработку энергосберегающих технологий по блокам деэтанизации и выделения пропана на газофракционирующей установке (ГФУ).

Анализ существующих технологий показал, что основным направлением в разработке способов обвязки деэтанизатора является использование метода абсорбции целевых компонентов из паров верха колонны путем смешения их с более тяжелой фракцией, с последующим охлаждением и сепарацией смеси. При этом возможны следующие варианты: а) известный - с организацией рециклового потока С^+в; б) предлагаемый - с подачей на смешение с парами верха части сырья.

Было проведено сравнение этих двух вариантов в адекватных условиях, т.е. при равной степени деэтанизации и отбора пропана от потенциала, при одинаковом составе и количестве сырья. При этом предлагаемый вариант по энергозатратам ниже на 12-13 %. С учетом этого на рис. 3 представлена предлагаемая схема ГФУ для Атырауского НПЗ. В соответствии с этой схемой на ГФУ поступают углеводородные газы с установки АТ, блока стабилизации прямогонных бензинов, блока предгидроочистки и блока стабилизации продуктов установки каталитического риформинга.

III- сухой газ; IY- бытовой газ; Y- фракция Gi+ц.

Рис.3. Предлагаемая схема ГФУ для Атырауского НПЗ.

Особенностью этой схемы является то, что деэтанизация сырья осуществляется методом ректификации в колонне К-1 и абсорбции паров верха колонны жидким сырьевым потоком. Жидкий поток смешивается с парами верха колонны до конденсатора-холодильника Х-2. В этом случае происходит абсорбция более тяжелых компонентов из верхнего парового потока и отделение более легких из сырьевого жидкого потока. Теплота абсорбции снимается в холодильнике Х-2, в котором осуществляется так же охлаждение и частичная конденсация верхнего продукта колонны К-1. Таким образом, предлагаемая схема включает в себя преимущества процессов ректификации и абсорбции.

-11-

Далее было проведено определение оптимальных вариантов подачи сырьевых потоков в деэтанизатор К-1. При этом варьировались точки ввода сырья и соотношение потоков.

Критерием оптимизации была величина отбора пропана от потенциала его в сырье установки при постоянстве эксплуатационных затрат. В табл. 4 приведена сравнительная оценка полученных данных.

Таблица 4.

Номера вариантов Соотношения потоков в долях масс. Отбор пропана от потенциала, % масс.

Номера потоков на рис.3

1 2 3 4 5 6

1 1,0 0,0 1,0 1,0 0,3 0,7 75,48

2 1,0 0,0 1,0 1,0 0,0 1,0 75,00

3 1,0 0,0 1,0 1,0 1,0 0,0 76,28

4 1,0 0,7 0,3 1,0 0,3 0,7 72,31

5 1,0 1,0 0,0 1,0 0,3 0,7 69,31

Как следует из приведенных данных, наиболее высокий отбор пропана от потенциала в сырье - в случае варианта № 3. Самый низкий отбор пропана в варианте 5. В этом случае весь жидкий сырьевой поток подается в качестве орошения на верхнюю тарелку колонны К-1. Из табл. 4 так же следует, что полученную жидкую фазу после компримирования углеводородных газов до 2,3 -2,5 Мпа необходимо подавать на тарелку, расположенную примерно на 10 тарелок ниже основного орошения.

Результаты проведенного расчетного исследования показали, что при организации оптимального соотношения и места ввода питающих потоков, возможно повышение отбора целевого продукта - пропана на 5 - 7 % масс. Это в целом позволит повысить технико-экономические показатели работы вновь проектируемой ГФУ на Атырауском НПЗ.

-12-

Практически на каждой ГФУ предусмотрено получение пропановой фракции. В зависимости от направления использования (пропан для коммунально-бытового потребления, автомобильный, пропан-растворитель, пропан марки "Б" для пиролиза) получают пропановые фракции различного качества.

При использовании пропановой фракции в качестве топлива для коммунально-бытового потребления необходимо, чтобы содержание этана находилось на уровне 3,0 - 3,5 % масс, для обеспечения упругости насыщенных паров по ГОСТу. В пропане- растворителе марки "А" и "Б" содержание этана не должно превышать 2,0 % масс., а содержание пропана- не ниже 90-96 % масс.

Получение двух пропановых фракций указанного качества требует установки двух пропановых колонн.

На рис. 4 приведены принципиальные схемы получения двух пропановых фракций различного качества (конденсаторы-холодильники, испарители,насосы не показаны).

1

I

Сырье

К-1

X

К-2

1

.Г X

Сырье —»—

Т

К-П

Хл. 1_г

К-2

а)

б)

- пропановая фракция для коммунально-бытового потребления; 2- пропан-растворитель (марка "А") или марки "Б" для пиролиза; 3- фракция С4+ц. Рис. 4. Схемы получения двух пропановых фракций.

■ По схеме «а» после деэтанизации сырье поступает в первую пропаповую колонну, где выделяется пропан для топлива. Кубовый продукт первой пропановой колонны, содержащий значительное количество пропана, попадает во вторую пропановую колонну для выделения пропана-растворителя. Фракция С4-Щ отбирается из куба второй колонны.

Предлагаемая схема «б» (рис.4) выделения двух пропановых фракций отличается более низкими энергетическими и капитальными затратами. По этой схеме деэтанизированный продукт поступает в первую пропановую колонну, с верха которой отбирается пропан для топлива. С промежуточной тарелки выше ввода питания отбирается' боковой погон, который подается во вторую пропановую колонну. С верха второй пропановой колонны отбирается пропан-растворитель (марки "А" или "Б"), кубовый продукт второй пропановой колонны возвращается в первую пропановую колонну на тарелку ниже ввода питания. Из кубового продукта первой пропановой колонны отбирается фракция С4+0.

Преимущество схемы «б» заключается в том, что колонна К-2 менее загружена по сырью. Сырьё в колонну К-2 поступает так же с меньшим содержанием более тяжелых компонентов С^и- Следовательно требуется меньше энергетических затрат на разделение.

Сравнительные данные по энергозатратам для двух схем приведены в табл. 5.

Таблица 5

Сравнительные данные по энергозатратам для двух схем _(загрузка по сырью « 18 т/час)___

Наименование Единица измерения Схемы

«а» «б»

Затраты тепла для подогрева кубов колонн: - колонна № 1; - колонна № 2. Ккал/час 2003809 858142 20956552 123952

Теплосъем при охлаждении продуктов: - колонна № 1; - колонна № 2. Ккал/час 1998884 532951 1998884 120528

Суммарные затраты Т.у.т. 0.877 0.719 .

Из приведенных выше данных видно, что предлагаемая схема получения двух пропановых фракций позволяет снизить энергозатраты на »18 %. Кроме того, за счет уменьшения размеров колонного и теплообменного оборудования снижаются капитальные затраты на 8 %. Разработанную схему получения двух пропановых фракций целесообразно включить в проект ГФУ, если необходимо получать пропановые фракции различного качества.

В четвертой главе приведены результаты исследования процесса отделения капельной влаги из жидких нефтепродуктов.

Проблемы удаления капельной влаги возникают не только при подготовке сырой нефти, но и в процессах нефтепереработки и нефтехимии за счет использования при ректификации водяного пара, использовании водных растворов щелочи и других реагентов.

Процессы выделения капельной влаги (вода, растворы щелочи, моноэтаноамина и др.) из потока жидких углеводородов (прямогонного бензина, сжиженных газов, являющихся основным сырьем нефтехимии) относятся к важным технологическим операциям, определяющим качество продукции. Полное разделение капельной влаги в пустотелых гравитационных отстойниках за технологически приемлемое время затруднено. Для сепарации жидкостей необходимо предварительное укрупнение капель дисперсной фазы, так как лимитирующей стадией процесса разделения несмешивающихся жидкостей является коалесценция (укрупнение) капель.

С целью изучения процесса коалесценцни и воздействия насадок на эмульсии были проведены исследования на экспериментальной установке, схема которой представлена на рис. 5.

Первоначально исследования проводились на смеси фракции гептана и 20% раствора ЫаОН. Концентрация щелочи была выбрана с учетом ее реальной величины на установках щелочной очистки.

-15-

Эмульсия приготовлялась в ёмкости смешения с содержанием от 0,1 до 10 % масс, дисперсной фазы - раствора щелочи. На установке исследовались различные типы коалесцирующих насадок, которые устанавливались в аппаратах вертикального и горизонтального типа.

-йь-

1-емкость смешения;

2-коалесцирующая насадка;

3-сепаратор;

4-насос;

5-расходомер;

6-мешалка пропеллерная;

7-вентнль.

■±Л=Г

Рис. 5. Схема экспериментальной установки Промышленностью выпускаются опытными партиями три типа регулярных волоконных насадок: рукав ситчатый PC, вязаный из нержавеющей проволоки диаметром 0,2 мм; рукав ситчатый PCJ1, вязаный из лавсановой мононити диаметром 0,25 мм; проволочная насадка Панченкова. Все насадки представляют собой вязаную рукавную сетку способом «кулирная гладь» шириной 100 мм. Проволочная насадка Панченкова в отличие от других имеет шевронное углубление и связана из четырех спаренных нержавеющих проволочек диаметром 0,13 мм. Плотность укладки насадок может варьироваться в пределах от 150 до 800 кг/м'\ Удельная поверхность насадок достигает 1300 - 3500 м2/м3.

Степень отделения капель щелочи от сплошной фазы в экспериментах определялась по содержанию щелочи в эмульсии до (х„) и после (х0С1) прохождения насадки.

На рис. 6 представлен график зависимости остаточного содержания х,К1 взвешенной щелочи от скорости потока Wn эмульсии в горизонтальном сепараторе.

Рис. 6. Зависимость остаточного содержания дисперсной фазы от скорости потока эмульсии.

В экспериментах варьировалась толщина укладки насадки Панченкова от О до 200 мм. Исследования насадки PCJ1 проводились при фиксированной олщине укладки в один слой. Первоначальное содержание взвешенной щелочи о насадки хн составляло 0,3 % масс. После прохождения через насадку крупненные капли быстро оседают и остаточное содержание щелочи хост меньшалось до 0,001 % масс, (насадка Панченкова при W,, = 0,65 см/сек и 5 = 200 im). Из полученных данных видно, что с увеличением скорости потока величивается остаточное содержание щелочи в гептане. Причем, остаточное одержание щелочи на выходе из сепаратора, оснащенного насадкой PCJI фимерно на порядок выше, чем из сепаратора с насадкой Панченкова при •дииаковых условиях. Это указывает на то, что материал насадки играет важную юль при разделении тонкодисперсных эмульсий. Известно, что нержавеющая

-17-

сталь имеет лучшую смачиваемость раствором щелочи в сравнении с лавсаном этим объясняется меньшее содержание щелочи в гептане после сепаратора насадкой Панченкова (выше эффект коалесценции). При скорости потоь эмульсии более 0,95 см/сек остаточное содержание щёлочи после насадк независимо от материала насадки резко возрастает.

Для исследования коалесценции капель на регулярных насадках пр разделении эмульсии реальных смесей были проведены эксперименты на той >1 установке по отделению дисперсной фазы раствора щелочи от гексана, фракщ прямогонного бензина, керосина и дизельного топлива.

В результате обобщения множества экспериментальных данных бьи получена важная зависимость оптимальной скорости потока эмульсии чер насадку Панченкова от разности плотностей дисперсной и сплошной фг представленная на рис. 7.

' У/оп, ™/оек 0.9

0,7-

0.3

0.5

о

200 300 • А00 500 600 Др.К^5

Рис. 7. Зависимость оптимальной скорости потока эмульсии от разности плотностей фаз.

Из этого рисунка следует, что с увеличением разности плотностей фаз увеличивается оптимальная скорость потока эмульсии при которой достигается наибольший эффект разделения. Эта зависимость позволяет быстро определить рабочую скорость потока эмульсии и тем самым рассчитать требуемую поверхность насадки.

После реконструкции на Атырауском НПЗ, с учетом переработки Тенгизской нефти, появятся жидкие углеводородные потоки, из которых необходимо отделить капельную влагу. С установки первичной переработки Тенгизской нефти появится поток прямогонного бензина, фракция бутана технического (БТ). На ГФУ будут вырабатываться фракции пропана и суммы бутанов. Все эти потоки являются товарными продуктами, следовательно их необходимо подвергнуть осушке, т.е. отделить капельную влагу. Отделение влаги необходимо осуществлять в горизонтальных или вертикальных аппаратах, оснащенных насадкой Панченкова. Это позволит получить конечную продукцию, удовлетворяющую всем показателям качества на сырьё нефтехимии.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

1. Разработана принципиально новая схема для первичной переработки Тенгизской нефти на Атырауском НПЗ.

2. По результатам работы показано, что экономия энергетических и капитальных затрат предлагаемой схемы по сравнению с традиционными схемами составит ориентировочно 13 % и 25 %, соответственно.

3. Предложена схема деэтанизации сырья ГФУ, по которой часть потока питания смешивается с парами верхней части колонны. Найдено, что при равной степени деэтанизации сырья и отборе пропана от потенциала предлагаемая схема по энергозатратам ниже на 12-НЗ % от существующих.

4. Предложена схема выделения двух пропановых фракций - пропан для коммунально-бытового потребления, пропан марки "Б" для пиролиза или пропан-растворитель, которая отличается более низкими энергетическими затратами от традиционных. Снижение энергозатрат составляет около 18 %.

5. Проведенные экспериментальные исследования по отделению капельной влаги из углеводородов показали, что для практики разделения мелкодисперсных эмульсий типа «углеводороды - вода» целесообразно применять насадку Панченкова. Определены зависимости оптимальной скорости потока эмульсии от разности плотности дисперсной и сплошной фаз, позволяющие определить рабочую скорость потока реальной смеси и тем самым рассчитать требуемую поверхность насадки.

Основное содержание диссертации изложено в работах:

1. Оратаев Б. Б., Итбаев Д. М., Оразова Г. А. Система оптимизации режимоЕ работы блока гидроочистки бензиновых фракций. НТС. Автоматизация телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. ВНИИИОЭНТ, № 1 1994, с. 2-3.

2. Сериков Т.П., Кошебеков Д.Ж., Оразова Г.А., Итбаев Д.М. Характеристик; бензиновой фракции стабилизированной нефти месторождения Тенгиз. Тезись докладов III Республиканской научно-технической конференции: «Научно технический прогресс и экология Западного Казахстана», г. Атырау, 1994, с.73

3. Сериков Т.П., Кошебеков Д.Ж., Оразова Г.А., Итбаев Д.М. Содержанш бензинов в некоторых нефтях Западного Казахстана. Тезисы докладов II Республиканской научно-технической конференции: «Научно-технически! прогресс и экология Западного Казахстана», г. Атырау, с. 73-74.

4. Оразова Г.А., Алдиярова Т.Д., Джигитчеева К.М. Сравнительный анали свойств нефтей месторождений Тенгиз и Карачаганак. Тезисы докладов II Республиканской научно-технической конференции: «Научно-техническш прогресс и экология Западного Казахстана», г. Атырау, 1994, с. 47-48.

-20-

5. Оразова Г.А., Кобландиев Н.С. Каталитический риформинг нефти месторождения Тенгиз производительностью 3 млн. т/год. Тезисы докладов научно-технической конференции: «Проблемы освоения углеводородных ресурсов Прикаспия и Каспийского шельфа», г. Атырау, 1998, с. 17-18.

6. Оразова Г.А., Туреханова Г.К. Проект переработки смеси нефтей месторождения Тенгиз и месторождения Караарна. Тезисы докладов научно-технической конференции: «Проблемы освоения углеводородных ресурсов прикаспия и Каспийского шельфа», г. Атырау, 1998, с.31-32.

7. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Разработка технологии переработки Тенгизской нефти. "Нефть и газ". Известия вузов, № 6, 1999, с. 76-79.

8. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Разделение предельных углеводородов на газофракционирующей установке. Деп. в ВИНИТИ РАН, в №00.15-19П 258, М., 2000г., с. 16.

9. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Исследование процесса отделения капельной влаги из жидких углеводородов. Деп. В ВИНИТИ РАН, в №00.12-19И.108.М., 2000г., с. 8.

Лицензия № 189 от 28.05.97 г.

Сдано в набор 20.11.2000. Подписано к печати 21.11.2000. Печать RISO. Бумага офсет № 1. Формат 60x841/16 Усл. печ. л. 2. Тираж 100. Заказ 133

Издательство "Мастер Лайн", г. Казань, ул. Б. Красная, 55, ком. 003 Отпечатано на полиграфическом участке издательства с готового оригинал-макета

Соискатель:

Г.А. Оразова

Заказ:

Тираж 100 экз.

Введение.

1. Процессы переработки углеводородного сырья с получением сырья нефтехимии.

1.1 .Технология первичной переработки нефтей и газоконденсатов.

1.2. Анализ технологических схем в области газофракционирования

1.3. Сепарация тонкодисперсных эмульсий «жидкость-жидкость» коалесцирующими насадками.

2. Разработка технологии первичной переработки Тенгизской нефти на Атырауском НПЗ.

2.1. Определение рациональной технологической схемы.

3. Разработка энергосберегающих технологий по блокам деэтаниза-ции и выделения пропана на газофракционирующих установках (ГФУ).

3.1. Узел деэтанизации ГФУ, перерабатывавющая предельное углеводородное сырье.

3.1.1. Ректификационный способ деэтанизации с парциальным дефлегматором.

3.1.2. Способ деэтанизации, осуществляемый в ректификационной колонне с двумя вводами питания.

3.1.3. Способ деэтанизации с возвратом части бутановой фракции на орошение этановой колонны.

3.1.4. Способ деэтанизации в ректификационной колонне с подачей на смешение с парами верха части сырья.

3.2. Разработка экономически предпочтительной схемы выделения пропановой фракции на ГФУ.

3.2.1. Получение автомобильного пропана различных марок.

3.2.2. Получение пропановой фракции, используемых в качестве топлива для коммунально-бытового потребления и растворителя.

4. Исследование процесса отделения капельной влаги из жидких нефтепродуктов.

4.1. Обоснование принципа подбора насадок для разделения эмульсий.

4.2. Описание механизма коалесценции капель эмульсии на насадках.

4.3. Экспериментальные исследования процесса коалесценции на насадках.

Выводы.

Актуальность темы. Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность Казахстана организовалась и развивалась как составляющая часть единого экономического пространства и межреспубликанского разделения труда.

Производственные мощности предприятий по выпуску нефтепродуктов, химических и нефтехимических продуктов создавались в Казахстане с участием научно-исследовательских и проектных институтов России и были ориентированы на общесоюзную потребность в этих продуктах. В результате были заключены долговременные хозяйственные договора о взаимопоставках химической продукции и обеспечена полная загрузка производственных мощностей.

Высокая степень зависимости от внереспубликанских поставщиков сырья в совокупности с острым кризисом взаимной платежеспособности привели начиная с 1992 года к глубокому спаду производства основных видов нефтехимической продукции. В целом основной проблемой является то, что в республике не сформировался комплекс технологически связанных нефтехимических производств, учитывающих и рационально использующих потенциал республики по углеводородному сырью и ориентированных на максимальное удовлетворение её потребностей в нефтехимической продукции.

Все нефтехимические производства (за исключением газоперерабатывающих и Атырауского нефтеперерабатывающего заводов) по сырью зависят от поставок из других государств СНГ. Одновременно Казахстан располагает собственной сырьевой базой, включая природные и попутные углеводородные газы, газообразные и жидкие углеводороды, получаемые при переработке нефти. На основе этих продуктов можно получить следующие важнейшие соединения, которые являются сырьем органического синтеза: синтез-газ (смесь СО + Н2); насыщенные алифатические углеводороды от метана до пентанов, индивидуальные моноолефины (от С2 и выше) и их смеси, диолефины, бутадиен, изопрен, ацетилен, ароматические углеводороды(бензол, толуол, ксилол и др.).

В Казахстане действуют три нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) -Атырауский, Павлодарский и Шымкентский, работающих по топливной схеме переработки нефти. Атырауский НПЗ - единственный в Казахстане завод, работающий на местном сырье. Годовая мощность по сырью - 4,5 млн. т. в год. На заводе перерабатывались западноказахстанские нефти, а с 1966 года завод перешел на переработку местных нефтей - мангистауско-мартышинской.

За счет реконструкции установок ЭЛОУ АТ-2 и строительства АВТ мощность по переработке сырой нефти доведена до 5,2 млн. т. в год.

На заводе развиты вторичные процессы, такие как каталитический риформинг и замедленное коксование.

Атырауский завод выпускает следующий ассортимент продукции, которая может поставляться на экспорт: бензины автомобильные А-76, АИ-93, уайт-спирит, дизельное топливо (зимнее, летнее), дизельное топливо утяжеленного состава УФС-Л-02-Ю, печное топливо, топливо нефтяное (мазут), дистиллят вакуумный, бытовой газ СПБ ТЛ, прокаленный кокс КП-1-2.

В последние годы в Казахстане открыт ряд новых, перспективных месторождений нефти в районе Прикаспийской низменности. Одним из таких крупных месторождений является Тенгизское, нефть которого направляется на переработку на Атырауский НПЗ. Нефть Тенгизского месторождения характеризуется высоким содержанием светлых нефтепродуктов (фр. Н.К.-350°С до « 80 % масс.). Традиционные типовые схемы первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6, ЛК-бу и др. спроектированы на переработку нефтей со средним содержанием светлых нефтепродуктов на уровне 50±10 % масс. Поэтому переработка нефтей подобных Тенгизской на установках первичной переработки требует разработки новых перспективных схем.

В Тенгизской нефти значительный потенциал легких углеводородов Ci являющихся основным сырьём для нефтехимических процессов. Поэтому 6 разработка эффективных, энергосберегающих технологий фракционирования смеси легких углеводородов С] 4-С5 является перспективным направлением исследования.

В требованиях на качество сырья нефтехимии есть ограничения по содержанию влаги. Следовательно необходимы так же эффективные технологии отделения капельной влаги из сырьевых продуктов нефтехимии.

Исходя из этого комплексное решение проблемы переработки Тенгизской нефти - первичная переработка, фракционирование легких углеводородов и их осушка является очень актуальным.

Исследования в данной диссертационной работе направлены на решение проблемы переработки легких нефтей (на примере Тенгизской нефти), фракционирования и осушки легких углеводородов на газофракционирующих установках.

Цель работы. Цель работы состояла в разработке рациональной технологии первичной переработки Тенгизской нефти, выборе эффективных схем фракционирования смеси легких углеводородов С1 -¿-С5 (схема деэтанизации сырья и схемы выделения пропановых фракций), а также решение научно-технической задачи по отделению капельной влаги из лёгких углеводородов, являющихся основным сырьём нефтехимии.

Научная новизна. Используя аппарат имитационного моделирования многопоточных технологических схем нефтехимических производств, учитывающего реальные парожидкостное равновесие и гидродинамическую обстановку процессов разделения, проведено расчетное исследование эффективности переработки нефти и газа на существующих промышленных установках. По результатам проведенного исследования разработаны технологические схемы фракционирования легких нефтей и сжиженных газов, обеспечивающих значительное снижение энергетических и капитальных затрат, по сравнению с извесными.

В результате обработки экспериментальных данных по исследованию процесса отделения капельной влаги из жидких углеводородов (гексан, гептан, бензиновая, керосиновая и дизельная фракции) получена зависимость оптимальной скорости потока эмульсии через насадку Панченкова от разности плотностей дисперсной и сплошной фаз. Эта зависимость позволяет определить рабочие скорости потока эмульсии и тем самым рассчитать требуемые размеры аппарата и коалесцирующей насадки.

Практическая ценность. Разработана рациональная технология первичной переработки нефти для Атырауского НПЗ. Определен набор основных аппаратов и оборудования. Найдены режимные параметры установки. Выделенную на установке фракцию легких углеводородов моно использовать в качестве бытового сжиженного газа или направить на ГФУ. Для ГФУ предложены практичные и эффективные схемы деэтанизации сырья. Предложена энергосберегающая технология выделения пропаноых фракций различного качества. Показана, что для практики разделения мелкодисперсных эмульсий типа "углеводороды-вода" целесообразно применять насадку Панченкова, обладающую высокой коалесцирующей способностью при скорости потока до 0,009 м/сек, что значительно выше скорости потока в промышленных аппаратах. При этом эффективность разделения достигает 9899 %.

Объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов и приложения объёмом 115 страниц. Содержит 21 рисунок, 27 таблиц и список литературы из 112 наименований.

Выводы.

1. Разработана принципиально новая схема для первичной переработки Тенгизской нефти на Атырауском НПЗ.

2. По результатам работы показано, что экономия энергетических и капитальных затрат предлагаемой схемы по сравнению с традиционными схемами составит, соответственно, около 13 % и 25 %.

3. Предложена схема деэтанизации сырья ГФУ, по которой часть потока питания смешивается с парами верхней части колонны. Найдено, что при равной степени деэтанизации сырья и отборе пропана от потенциала предлагаемая схема по энергозатратам ниже на 12-ь 13 % от существующих.

4. Предложена схема выделения двух пропановых фракций - пропан для коммунально-бытового потребления, пропан марки "Б" для пиролиза или пропан-растворитель, которая отличается более низкими энергетическими затратами от традиционных. Снижение энергозатрат составляет около 18 %.

5. Проведенные экспериментальные исследования по отделению капельной влаги из углеводородов показали, что для практики разделения мелкодисперсных эмульсий типа углеводороды - вода целесообразно применять насадку Панченкова. Определены зависимости эффективности сепарации от скорости потока эмульсии и типа насадки.

1. Радченко Е.Д., Каминский Э.Ф., Дриацкая З.В. и др. Информационный банк данных по качеству нефтей СССР и нефтепродуктов. Каталог-справочник, ч. I, II. М.: ЦНИИТЭНефтехим, 1983 г.

2. Нефти СССР. Справочник, т. I-IY. М.: Химия, 1971-1974 г.

3. Требин Г.Ф., Чарыгин Н.В., Обухова Т.М. Нефти месторождений Советского Союза. M.: Недра, 1980 г.- 584 с.

4. Новые нефти восточных районов СССР. Справочник. Под редакцией Павловой С.Н. и Дриацкой З.В. М.: Химия, 1967 г.- 668 с.

5. Нефти и газы Нижнего Поволжья. Справочник. Под редакцией Фейгельсона И.Б. и Габриэляна А.Г. Саратов, 1967 г.- 357 с.

6. Левченко Е.С., Бобкова E.H., Понамарева Е.А. Нефти Северного Кавказа. Справочник.- М., 1967 г.- 332 с.

7. Хабибуллин С.Г., Фрязинов В.В., Креймер M.JL, Вольцев A.A. Проблемы переработки меркаптансодержащего нефтяного сырья.- Химия и технология топлив и масел, № 11, 1987, с. 14-21.

8. Информационный банк данных по качеству нефтей СССР и нефтепродуктов. Каталог-справочник. Ч. I, II,- М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1983 г., с. 188, 196.

9. Жмыхова Н.М., Крылова С.М., Аренбристер .П. и др. Новые нефти Прикаспийской впадины.- Химия и технология топлив и масел, № 12, 1986, с. 9-11.

10. Ю.Иванова Е.А., Касаткин Д.Ф., Акишина JI.A., Непомнящая Е.В. Направления переработки Тенгизской нефти.- Химия и технология топлив и масел, № 5, 1992, с. 2-9.

11. П.Дорогочинская В.А. Комплексная схема исследования состава Тенгизской нефти. Химия и технология топлив и масел, № 4, 1993, с. 17-24.

12. Дорогочинская В.А., Заманов В.В., Кочулева JI.P., Афанасенко М.М. и др. Распределение общей и меркаптановой серы в нефтях месторождения Тенгиз. Химия и технология топлив и масел, № 10, 1992, с. 24-26.89

13. Дорогочинская В.А., Заманов В.В., Кочулева JI.P., Афанасенко М.М. и др. Нефть месторождения Тенгиз.-Химия и технология топлив и масел, № 8, 1987, с. 27-29.

14. М.Батыжев Э.А. Сопоставительный анализ эффективности работы промышленной установки ректификации нефти. Моделирование процессов ректификации для целей оптимизации проектирования производств нефтепереработки и нефтехимии. -М., 1981 г., с. 171 178.

15. Кондратьев А. А. Новые схемы фракционирования нефти и мазута. Проблемы углубления переработки нефти. YI Республ. научн.-техн. конф. Тезисы докладов. Уфа, 1985 г., с. 134-141.

16. Обследование работы атмосферного блока установки АВТ-1. Информкарта УСИФ ЦНИИТЭнефтехим, № 1175-86, сер.1, вып. 8, № 155, 1986 г.

17. Изменение схемы питания колонны К-1 установки АВТ. Надворнянский НПЗ. Информкарта УСИФ ЦНИИТЭнефтехим, №136-86, сер.1, вып. 9, № 166, 1986 г.

18. Обследование работы атмосферного блока установки АВТ-1 НовоЯрославский НПЗ. Информкарта УСИФ ЦНИИТЭнефтехим, № 1175-86, сер.1, вып. 8, № 155, 1986 г.

19. Перегонка сырой нефти в токе водорода. «Hydrocarbon Process», 1980, 60, № 9, с. 124-128.

20. Заявка ФРГ № 2359958, РЖ «Химия», 1976 г., 9П121п.

21. Патент ГДР № 2254288А1. Способ перегонки нефти. РЖ «Химия», 1986 г., 11П261п.

22. Деменков В.Н. Способ перегонки нефти. А.с. СССР № 1174378. РЖ «Химия», 1986 г., ЗП199п.

23. Работа первой колонны АВТ с двойным вводом нефти. . Технология нефти и газа, вып. 3, 1975 г., с. 225-226,- РЖ «Химия», 1975 г., 16П118.

24. Патент США, № 3819511. Перегонка нефти. РЖ «Химия», 1975 г., 15П116п.90

25. Сыч Ю.И. Интенсификация высокопроизводительной установки первичной переработки нефти. Нефтепереработка и нефтехимия, 1985 г., № 9, с. 4-9.

26. Вахмянин В.И. Опыт формирования работы отбензинивающих колонн установок АВТ. Нефтепереработка и нефтехимия, 1984 г., № 5, с. 3-4.

27. Повышение эффективности работы атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 1, с. 9-12.

28. Повышение эффективности работы атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 2, с. 10-14.

29. Повышение эффективности работы атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 3, с. 12-14.

30. Повышение эффективности работы атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 5, с. 12-14.

31. Повышение эффективности работы атмосферных и вакуумных колонн установок АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 6, с. 8-11.

32. Гареев Р.Г, Мешалкин В.П., Теляшев Г.Г. Энергосберегающая технология ректификации на установках AT и АВТ. Химия и технология топлив и масел, 1984 г., № 9, с. 4-6.

33. Теляшев Г.Г. и др. Повышение четкости разделения бензинов на установках AT и АВТ. Нефтепереработка и нефтехимия, ЦНИИТЭнефтехим, 1981 г., № 10, с. 5.

34. Разветвление системы теплообменников для установок перегонки нефти. Chem. Eng. Progr. 1983, 79, № 7, с. 33-38.

35. Снижение расхода топлива на установке атмосферной перегонки. ЭИ. ЦНИИТЭнефтехим. Переработка нефти и нефтехимия, 1984 г., 3 16, с. 178.

36. A.c. СССР, № 1097645. Способ получения бензиновых фракций. РЖ «Химия», 1985 г., «П213 п.

37. A.C. СССР, № 1182061. Способ переработки нефти и нефтепродуктов. Арсланов Ф.А. и др. РЖ «Химия», 1986 г., 9П244п.91

38. А.с. СССР, № 1049521. Спосб получения бензиновых фракций из нефти. РЖ «Химия», 1984 г, 11П215п.

39. А.с. СССР, № 1234416. Способ получения нефтяных фракций. Пикалов Г.П. и др. РЖ «Химия», 1986г., 24П145п.

40. Патент ГДР, № 228556. Способ фракционирования смеси углеводородов. РЖ «Химия», 1986г., 24П146п.

41. Дьяченко А.Е. Усовершенствование технологической схемы установки ЭЛОУ-АВТ. Нефтепереработка и нефтехимия, 1985 г., № 8, с. 5.

42. A.c. СССР, № 1131896. Способ разделения бензиновых фракций. Кондратьев A.A. и др. РЖ «Химия», 1985 г., 14П195п.

43. A.c. СССР, № 1214721. Способ фракционирования термически нестойких углеводородных смесей широкого фракционного состава. Кондратьев A.A. и др. РЖ «Химия», 1986 г., 23П168п.

44. Марушкин Б.К. Сравнение показателей ректификации нефти с вводом открытого водяного пара и тепла в колонну. Сб. Технология нефти и газа. Вып. 26 (4), Уфа, 1975 г., с. 80-89.

45. Махмутов Д.Н. Интенсификация работы установки ЭЛОУ-АВТ. Нефтепереработка и нефтехимия, ЦНИИТЭнефтехим, 1976 г., № 10.

46. Моделирование атмосферной колонны на установке первичной переработки с заменой тарелок на насадку Глитч-Грид. ЭИ. ЦНИИТЭнефтехим. Переработка нефти и нефтехимия, 1985 г., № 4, с. 48.

47. Махмутов Д.Н. и др. Модернизация и ремонт оборудования. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1976 г., № 1.

48. Опыт модернизации колонн АВТ типа А-12/3. Информкарта УСИФ ЦНИИТЭнефтехим, № 2135-76, 1976 г., сер. IY, вып. 7, № 247.

49. Путилова К.Л Сравнительные коказатели вариантов работы блока вторичной ректификации бензина. Нефтепереработка и нефтехимия, 1978 г., № 6, с.1

50. Винегородский Б.Н. Изменение схемы блока вторичной перегонки бензина высокопроизводительной установки AT Рязанского НПЗ. Нефтепереработка и нефтехимия, 1979 г., № 6, с. 21.

51. Ахундов Ч.Ф. Интенсификация узла стабилизации широкой бензиновой фракции на ЭЛОУ-АВТ. Нефтепереработка и нефтехимия, 1986 г., № 1, с. 35.

52. Освоение процесса стабилизации бензина на реконструированной установке. Информкарта УСИФ ЦНИИТЭнефтехим, № 3430-81, 1982 г., сер. I, вып. 3, №45.

53. Разработка рекомендаций с целью улучшения работы блока вторичной перегонки бензинов установки АТ-8. Сб. рефератов НИР и ОКР, 1978 г., сер. ОЗ, № 21, с. 43, Б635174.

54. A.c. СССР, № 897834. Способ переработки бензиновых фракций. Козлов М.Е. и др. РЖ «Химия», 1982 г., 24П216п.

55. Экономия энергии в процессе производства бензина. «Hydrocarbon Process», 1977 г., 56, № 9, с. 85-86, РЖ «Химия», 1978 г., 4П135.

56. Мазгаров A.M., Вильданов А.Ф., Бажирова Н.Г., Шиаманна С.Ф. и др. Свойства и состав товарной тенгизской нефти. — Химия и технология топлив и масел, 1997 г., № 5, с. 44-45.

57. Mix T.J. "Chemical Engineering Progress", 1978, 74, № 4, 49.

58. Freshwater D.C. Henry B.D., A.I.Ch.E., 1974, № 3

59. Силкин E.A., Теляков Э.Ш. Технико-экономический анализ схем газофракционирующих установок двух НПЗ. Изв. ВУЗов. Нефть и газ, 1989 г., № 4.

60. Rathore Ran N.S., A.I.Ch.J., 1974, 20, № 3, 491.

61. Van Winkle. Chem. Eng., 1971, № 20, 136.

62. Freshwater D.C. Chem. Eng., 1975, № 301, 533.

63. Rathore Ram N.S., A.I.Ch.E., 1974, 20, № 5, 940.

64. Umeda T. Chem. Eng., 1978, 23, № 11, 16-23.93

65. Рискэмп С.Д. Переработка углеводородов, 1976 г., № 7, 17.

66. Wolf C.W. Oil and Gas J., 1975, 73, № 35, 85.

67. Экономия энергии с помощью тепловых насосов при разделении смеси бутанов. "Hydrocarbon Processing", 1982 г., т. 61, № 7, с. 117-119.

68. Способ разделения углеводородов С4. Пат. США, № 4336046, РЖ «Химия», 1983 г.

69. Использование тепловых насосов в системах с конструкциями, обеспечивающими повышенную эффективность. Chem. Eng. Bogr., 1985, 81, №7, 57-62.

70. Исследование теплового насоса в процессах ректификации. Rev. gen theem.,1978, ü. 203, 843, 844.

71. Оптимальное давление при ректификации С3. "Hydrocarbon Processing",1979, т. 58, №2, ч. I, 95-98.

72. Процесс фракционирования. Пат. США. № 4137129. Опубл. 30.01.79.

73. Разделение пропан-пропиленовой фракции с применением теплового насоса. Chemikal Engineering Progress, 1978, 74, № 5, 47-52.

74. Ректификация с тепловым насосом. Заявка Японии, № 52-111466. Опубл. 19.09.77.

75. Экономия энергии при разделении пропилена и пропана. Erol und Kohee Erdas-Petroch. ver Brennstoffchem, 29, № 9, 403-407.

76. Экономика применения теплового насоса при сверхчеткости фракционирования полимеризационного пропилена.- Process Engineering, 1978, №5, 92-99.

77. Пат. США № 3051818, опубл, в РЖ «Химия», 1964, № 4.

78. A.c. СССР № 476009, опуб. в Б.И., 1975, № 8.

79. A.c. СССР № 306857, опубл. в Б.И., 1972, № 11.

80. Bayley D.P., Davies G.A., Coalescers for teh Separation of oil and water dispersions. Env. Poll. Manag, 1978, № 4, p. 91-95.94

81. Хансон К. Последние достижения в области жидкостной экстракции. М.: Химия, 1974.

82. Sareen S.S., Rose P.M., Gudesen R.C., Kintner R.C. Coalescece in fibraus beds. A.J. Ch.E.J. 12, № 6.p. 1045, 1966.

83. Пат. Англии № 1443704, опубл. РЖ «Химия», 1973, № 10.

84. Мерфайнинг, нафайнинг, мерикат-процессы щелочной очистки углеводородных фракций. Химия и переработка углеводородов, № 9, 1978 г., с. 81.

85. Кащицкий Я. и др. Оборудование в блочно-компектном исполнении. Газовая промышленность, № 1, 1978 г.

86. Зиберт Г.К. и др. Метод расчета аппарата с коалесцирующими элементами для разделения смеси газ-конденсат-гликоль. РТНС «Нефтепромыслоыое дело», № 8, 1979 г., с. 51.

87. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Разработка технологии переработки Тенгизской нефти. "Нефть и газ". Известия ВУЗов, № 6, 1999, с. 76-79.

88. Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. JI. "Химия", 1982, 590 с.

89. Оразбаев Б.Б., Итбаев Д.М., Оразова Г.А. Система оптимизации режимов работы блока гидроочистки бензиновых фракций. НТС. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. ВНИИИОЭНТ, № 1, 1994, с. 2-3.

90. Патент США № 4137129. Опубл. Б.И. № 18, 1979 г.

91. Патент США № 6955643. Опубл. Б.И. № 40 1979 г.

92. Патент Франции № 2484267. Опубл. 30.10.1981 г.

93. Газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления. ГОСТ 20448-90.

94. Газы углеводородные сжиженные для автотранспорта. ГОСТ 27578-87.96

95. Фракция пропановая. ТУ 0272-023-00151638-99.

96. Фракция изобутановая. ТУ 0272-025-00151638-99.

97. М.Г. Рудин. Карманный справочник нефтепереработчика, Ленинград, «Химия», 1989, с. 465.

98. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Разделение предельных углеводородов на газофракционирующей установке. М.; 1999. Деп. в ВИНИТИ РАН, № 00.15-19П258, М., 2000 г., с.16.

99. Тронов В.П. О повышении производительности отстойной аппаратуры при подготовке нефти. Тр. ТатНИПИнефть, 1975, вып. XXXIII, с. 39-46.

100. Bayley D., Davics G. / Coalescers jor the separation of oil and water dispersions. Env. Poll. Manog. 1978, 8, № 4, p. 91-95.

101. Хансон К. Последние достижения в области жидкостной экстракции. Пер. с англ. М.; 1974, с. 448.

102. Воюцкий С.С., Кальянова К.А., Панич P.M., Фодиман Н.М. О механизме отфильтрования дисперсной фазы эмульсий. Доклад АН СССР, 1953, т. XCI, №5, с. 1155-1158.

103. Тронов В.П., Розенцвайг А.К. Коалесценция дисперсной фазы жидкостных эмульсий при движении в турбулентном режиме. ЖПХ, 1976, т. XLIX, № 1, с. 231-232.

104. Гельперин Н.М., Пебалк В.П., Мишев В.М. Расслаивание эмульсий в отстойных камерах ящичных экстракторов. ЖПХ, 1972, т. XLV, № 1, с. 6469.

105. Оразова Г.А., Дияров И.Н., Сериков Т.П. Исследование процесса отделения капельной влаги из жидких углеводородов. М.; 1999. Деп. в ВИНИТИ РАН, № 00.12-19П108, М.; 2000 г., с. 8.97