Разработка энергосберегающей технологии переработки газового конденсата широкого фракционного состава

Насибуллина, Альбина Ильясовна

Разработка энергосберегающей технологии переработки газового конденсата широкого фракционного состава тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

Насибуллина, Альбина Ильясовна АВТОР

кандидата технических наук УЧЕНАЯ СТЕПЕНЬ

Казань МЕСТО ЗАЩИТЫ

2011 ГОД ЗАЩИТЫ

02.00.13 КОД ВАК РФ

Диссертация по химии на тему «Разработка энергосберегающей технологии переработки газового конденсата широкого фракционного состава»

Автореферат диссертации на тему "Разработка энергосберегающей технологии переработки газового конденсата широкого фракционного состава"

На правах рукописи

НАСИБУЛЛИНА АЛЬБИНА ИЛЬЯСОВНА

РАЗРАБОТКА ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩЕЙ ТЕХНОЛОГИИ ПЕРЕРАБОТКИ ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА ШИРОКОГО ФРАКЦИОННОГО СОСТАВА

02.00.13 - Нефтехимия

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

1 6 ИЮН 2011

Казань-2011

4849910

Работа выполнена в ГОУ ВПО «Казанский государственный технологический университет» и ООО «Научно-производственная фирма ЭИТЭК»

Научный руководитель:

Доктор химических наук, профессор Харлампиди Харлампий Эвклидович

Официальные оппоненты:

Доктор технических наук Фарахов Мансур Инсафович, доцент

Доктор технических наук Копылов Александр Юрьевич

Ведущая организация:

ГОУ ВПО «Московская государственная академия тонкой химической технологии имени М.В.Ломоносова»

Защита состоится «_30_» июня 2011 года в И часов на заседании диссертационного совета Д 212.080.05 при ГОУ ВПО «Казанский государственный технологический университет» по адресу: 420015 г. Казань, ул. К. Маркса, д. 68, зал заседания Ученого совета.

С диссертацией можно ознакомиться в фундаментальной библиотеке ГОУ ВПО «Казанский государственный технологический университет».

Автореферат разослан чЯ-?» мая 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, кандидат химических наук

Потапова М.В.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность работы

Особенностью нефтегазоперерабатывающего комплекса является возможное изменение состава сырья, поступающего на переработку, и достаточно частая смена приоритетов по топливно-прямогонным фракциям. В таких условиях технологическая схема процесса должна обеспечивать переработку исходной смеси с получением заданных продуктов во всем диапазоне колебания состава сырья и возможных изменениях требований конъюнктуры рынка. Ситуация усложняется, когда на переработку поступает смеси различных нефтей или газового конденсата, расход и состав которых в течение времени может сильно меняться.

В результате, одними из главных задач практики и научных исследований становятся принципиальные вопросы технологии: проблемы синтеза технологических схем с определением оптимальных параметров процесса, обеспечивающих технологическую гибкость, расширение диапазона устойчивой работы схемы и снижение энергетических затрат на разделение.

Таким образом, исследование особенностей фракционирования нефтегазокон-денсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологически гибких энергетически эффективных схем этого процесса является важной и весьма актуальной задачей.

Вышеизложенное определило цель работы, разработать технологическую схему переработки газового конденсата, способную работать в условиях смены состава исходного сырья, обладающую минимальными энергетическими затратами. Для реализации обозначенной цели потребовалось решение ряда задач: провести анализ существующих методов синтеза технологических схем разделения непрерывных смесей, выполнить анализ организации существующих технологических схем данного процесса, проработать возможные варианты топологии технологической схемы с оценкой энергетических затрат на разделение, реализовать окончательный вариант технологической схемы с учётом особенностей и ограничений существующего оборудования.

Работа выполнена в соответствии с приоритетными направлениями развития науки, техники и технологии РФ, Программой развития топливно-энергетического комплекса Республики Татарстан на 2006-2020 годы (Закон РТ от 27.12.2005 г. №133), государственной программой «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года».

Научная новнзна

Определено направление структурного совершенствования существующих установок переработки газового конденсата: переход к схемам с предварительной ректификационной стабилизацией исходного сырья и максимальной интеграцией материальных и тепловых потоков;

Впервые проведено систематическое исследование зависимости энергетических затрат на переработку газового конденсата от топологии технологических схем разделения, структурно отображающих основные направления организации этого процесса на предприятиях нефтегазоперерабатывающего комплекса;

Установлена зависимость влияния рецикла высокотемпературного теплоносителя на энергетические затраты и устойчивость работы технологической схемы;

Впервые предложен вариант организации схемы переработки газового конденсата с возможной сменой топологии в процессе эксплу атации.

Практическая значимость работы

На основании проведенных исследований и полученных результатов разработана и реализована в ходе реконструкции технологическая схема, устойчиво работающая в широком диапазоне изменения фракционного состава исходного сырья.

Реализованная технологическая схема позволила:

1. достигнуть проектной мощности установки 1 млн. тонн в год, с выпуском кондиционной продукции всего ассортимента;

2. расширить ассортимент выпускаемой продукции за счет вывода керосиновой фракции (марка КТ-1 по ТУ 38.401-58-8-90) и организовать производство зимнего дизельное топливо (ГОСТ 305-82);

3. стабилизировать обеспечение установки теплом за счет реализации рецикла высокотемпературного теплоносителя (мазута);

4. снизить энергетические затраты на разделение в среднем на 8,2 %, что соответствует снижению эксплуатационных затрат на 15,5 млн. рублей в год.

Публикации

По материалам работы опубликовано 2 статьи в изданиях, рекомендованных ВАК РФ для размещения материалов диссертаций, 7 тезисов докладов на научных конференциях разного уровня, 1 патент на полезную модель.

Апробация работы

Отдельные разделы диссертации докладывались на Всероссийской научно-практической конференции «Инновация и высокие технологии XXI века» (Нижнекамск, 2009); XI всероссийской научно-технической конференции «Новые химические технологии: Производство и применение» (Пенза, 2010); V международной научно-практической конференции «Наука и современность - 2010» (Новосибирск, 2010); Межвузовской научно-практической конференции «Дни науки - 2010» (Нижнекамск, 2010), IX окружной конференции молодых ученых «НАУКА И ИННОВАЦИИ XXI ВЕКА» (Сургут, 2010); Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных «Инновации и актуальные проблемы техники и технологий» (Саратов, 2010), Научная сессия КГТУ по итогам 2010 г. (г.Казань, 2011) .

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, выводов, списка литературы и приложения. Общий объем диссертации_страниц, включая_источников литературы,_таблиц и_рисунков.

Выражаю глубокую признательность и благодарность главному технологу ООО «НПФ Э1ТГЭК», кандидату технических наук Шувалову A.C. за помощь, оказанную при выполнении расчётных исследований и участие в обсуждении результатов исследований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность работы, сформулированы цели и задачи исследования, дано краткое описание структуры диссертации и содержание основных глав.

В первой главе представлен литературный аналитический обзор по направлениям проведенных исследований. В первой части главы приводятся сведения о выборе оптимальных схем разделения дискретных и непрерывных смесей. Отмечено, что методы синтеза схем для разделения дискретных смесей разработаны гораздо лучше, чем для непрерывных. Организации схем разделения дискретных смесей посвящено достаточное количество работ с приведением сравнительной оценки энергетической эффективности конкретных схем. Относительно синтеза схем непрерывных смесей, можно сказать, что вопрос организации технологической схемы представлен лишь в аспектах незначительных модификациий типовых схем, принятых в нефтепереработке. Как правило, уделяется внимание модернизации отдельных блоков технологического процесса или конструктивному изменению отдельных единиц оборудования. Практически отсутствует сравнительная оценка энергетической эффективности схем при различных способах организации технологического процесса. При этом, основное направление исследований связано с поиском оптимальной с точки зрения выбранного критерия технологических схем при переработке сырья определенного состава, однако практически отсутствуют данные относительно наличия областей оптимальности технологических схем при переработке сырья различного состава В ряде работ показано наличие областей, характеризующихся равенством критерия оптимизации для нескольких схем, когда целесообразно изменять топологию технологической схемы для сохранения оптимального режима работы. Однако в литературе отсутствуют данные, относительно создания технологических схем с переменной топологической структурой, позволяющих функционировать системе с минимальными затратами в широком диапазоне изменения состава питания.

Во второй части главы выполнен анализ существующих установок переработки газового конденсата Отмечено многообразие способов организации технологических схем, при этом на большинстве установок переработки газового конденсата наблюдается аналогия с типовыми процессами, нашедшими широкое распространение на объектах газо- и нефтепереработки. Так, переработка газового конденсата легкого состава осуществляется аналогичного газофракционирующим установкам, при переработке газового конденсата в смеси с нефтью используются технологические приемы нефтеперерабатывающих установок. Кроме этого, встречается ряд технологических схем, присущих только переработке газового конденсата.

Во второй главе представлены характеристики объектов и методы их исследования. В качестве объекта исследования выбрана технологическая схема (рис.1) переработки газового конденсата широкого фракционного состава с получением в качестве продуктов пропан-бутановой, бензиновой, дизельной, керосиновой фракции

и мазута. Рассматриваются три различных состава газового конденсата, характеризующих наиболее легкое (проба 1, ООО «РН-Пурнефтегаз», Тюменская область, г. Губкинский), среднее (проба 2, ЗАО «РОСПАН-Интернешнл», г. Салехард) и наиболее тяжелое сырье установки (проба 3, П-т «Смородинка», Саратовская область). Указанные составы наиболее полно отражают весь спектр составов, поступающих на переработку. Параметры выбранных для расчета проб газового конденсата представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Свойства газового конденсата

Показатели газового конденсата проба 1 проба 2 проба 3

Фракционный состав, % об.:

и.к.-88°С 47,1 48,7 58,1

88-188°С 19,2 16,3 13,3

118-148°С 14,0 16,5 12,3

148-178°С 8,2 10,0 10,9

178-238°С 12,3 14,0 15,9

238-358°С 4,68 7,45 15,32

>358°С 21,23 23,75 24,18

Плотность при 20°С, кг/м1 750 774 792,2

Содержание серы, % мае. 0,02 0,02 0,321

Все расчеты химико-технологических процессов, представленных в работе, проводили с помощью комплекса PRO/II with Provision corp. SimSci. Для моделирования свойств газового конденсата исходная смесь разбивалась на псевдокомпоненты с использованием внутреннего метода SPLINE. Генерирование свойств псевдокомпонентов осуществлялось методом Twu.

Для описания фазового равновесия использовалось кубическое уравнение состояния Соава-Редлиха-Квонга (SRK) для паровой и жидкой фаз.

Для расчета процесса ректификации в настоящей работе был использован алгоритм Inside Out, представляющий собой строгую модель равновесных ступеней контакта с решением теплового и материального балансов, уравнений фазового равновесия.

Достоверность полученных результатов обеспечивается использованием адекватной модели парожидкостного равновесия, строгих алгоритмов расчета процесса ректификации; точность полученных результатов - заданием погрешностей определяемых параметров (температуры - 0,05°С, давления - 0,5%, тепловой нагрузки -0,1%, остальных параметров - 0,3%).

В третьей главе выполнен анализ существующей технологической схемы (рис. 1) установки переработки газового конденсата и проведена проработка возможных вариантов организации технологической схемы.

В первой части главы проведено детальное обследование режима работы установки и построена адекватная модель существующей технологической схемы.

В результате проведенного обследования выявлены следующие эксплуатационные проблемы:

1. Невозможность достигнуть проектной мощности - 1 млн. тонн в год по сырью. Максимальная производительность данной установки составила 70-75% от проектной;

2. Частая смена состава сырья, поступающего на переработку, изменяющегося как в пределах нескольких процентов (в течение суток), так и карди-

натьным образом, вплоть до практически полного отсутствия отдельных фракций;

3. Отсутствие технологической гибкости схемы, позволяющей оперативно реагировать на смену состава исходного сырья и как следствие подбирать оптимальные параметры работы технологического оборудования;

4. Получение некондиционной продукции, либо отдельных продуктов, либо всего ассортимента сразу (см. Таблицу 2).

В таблице 2 приведены основные показатели качества получаемых продуктов.

Таблица 2 - Показатели качества получаемых продуктов

Показатели Норма До реконструкции

10.09.2006 | 06.04.2007 | 16.08.2007

Бензиновая фракция (дистиллят колонны К-3)

Температура конца кипения, °С не выше 180 178 176 181

Плотность, кг/м' не выше 715 742 750 745

Дизельная фракция (боковой погон К-3)

Фракционный состав, °С:

50% перегоняется не выше 280 241 246 241

96% перегоняется не выше 360 338 346 315

Температура вспышки, °С не ниже 62 68 64 55

Температура помутнения, не выше мину с 5 -8 -10 -19

Мазут (куб колонны К-3)

Количество фракций, выкипающих до 360°С,% 14 20 37

Температу ра вспышки, °С не ниже 90 72 101 98

Плотность при 20°С, кг/м3 885 875 —

В Таблице 2 представлены показатели качества, наиболее часто отклоняющиеся от нормативных показателей:

1. Завышенное значение конца кипения бензина (норма - не более 180СС по ТУ0251-009-05766801-93);

2.3аниженное значение температуры вспышки дизельной фракции (норма -не менее 62 °С для летнего дизельного топлива по ГОСТ 305-82);

З.Заниженное значение температуры вспышки мазута (норма - не менее 90°С для марки мазута М-40 по ГОСТ 10585-99) и высокое содержание фракций, выкипающих до 360°С.

Для выявления узких мест в технологической схеме переработки газового конденсата было выполнено моделирование схемы с последующим полным анализом работы оборудования.

ХВ-2/12 Х-2

Рис.! - Исходная технологическая схема К-1,К-3 - ректификационные колонны, К-2, К-4 - стриппинговые секции; Т-1/1, Т-1/2, Т-2, Т-3, Т-4 - теплообменники блока подогрева сырья, Н-1+Н-8 -насосы, П-1 технологическая печь, Т-5, Т-6 - ребойлеры, Е-1, Е-2 - рефлюксные емкости, ХВ-1/1,2, ХВ-2/1,2- аппараты воздушного охлаждения, Х-1/1,2, Х-2 - водяные холодильники 1-газовый конденсат с ТСБ; II - углеводородный газ; III - ПБФ; IV -фр.НК-140С; У-фр.НК-180С; VI - частично-отбензиненный газовый конденсат (основной поток); VII - горячая струя; VIII - циркуляционное орошение; ГХ-дизельное топливо; Х-мазут; XI-водяной пар; XII - отстоявшаяся вода

Выполненный анализ технологического оборудования выявил:

1. неудовлетворительную работу блока подогрева сырья - заниженные скорости по трубному пространству;

2. конструктивные особенности печи П-1 - взаимное влияние температуры горячей струи и основного потока;

3. захлебывание тарелок кубовой части колонны К-3.

С целью оценки технологической гибкости схемы был произведен анализ работы на сырье разного состава (свойства сырья приведены в таблице 1). По результатам проведенных расчётных исследований выявлены отклонения по качеству бензина (завышенная температура конца кипения), дизельного топлива (заниженная температура вспышки), что и наблюдалось при эксплуатации (Таблица 2).

Таблица 3 - Качество продуктовых потоков (расчётные исследования)

Показатели Норма Проба 1 Проба 2 Проба 3

Бензиновая фракция (НК-140+НК-180)

Фракционный состав, °С:

н.к. не ниже 35 34.6 33.8 57.7

10% не выше 70 82.0 75.0 101.6

50% не выше 105 102.6 107.1 124.1

90% не выше 148 144.3 145.4 159.1

к.к не выше 180 179.8 176.7 195.5

Плотность, кг/м' не выше 715 708.4 716.1 725.9

Дизельное топливо (ДТЛ по ГОСТ 305-82)

Фракционный состав, °С:

50% не выше 280 240.5 242.5 245.2

96% не выше 360 345.2 344.2 356.6

Температура вспышки, °С не ниже 62 61.8 61.9 62.1

Плотность, кг/м! не выше 860 793.2 800.3 799.6

Мазут (М-40 по ГОСТ 105S5-99)

Температура вспышхи, °С не ниже 90 109.5 107.9 114.6

Плотность при 20°С, кг/м' 910.8 913.8 934.9

Важно отметить, что показатели качества, полученные расчётным путем, соответствуют наиболее оптимальному технологическому режиму схемы, при этом данные представленные по результатам эксплуатации отражают реальную ситуацию, и ещё раз доказывают отсутствие технологической гибкости схемы. Как правило, на практике в период эксплуатации отсутствовала возможность получить весь ассортимент продукции, соответствующей требованиям качества. Для решения этой проблемы прибегали к приемам намеренного ухудшения качества одного из продуктов, для возможности улучшения остальных.

На основании обозначенных проблем поставлена задача проведения реконструкции установки, с целью устранения всех недостатков схемы с учетом особенностей существующего оборудования и проведения строительных работ в период капитального ремонта (не более 30 дней) на действующей установке.

Во второй части главы выполнена проработка возможных вариантов реконструкции технологической схемы.

Основными требованиями, предъявляемыми к заключительному варианту технологической схемы, являются:

1. способность перерабатывать газовый конденсат во всем диапазоне изменения состава исходного сырья, поступающего на переработку;

2. выполнение требований, предъявляемых к качеству получаемых продуктов, а именно: бензиновые фракции н.к.-110, 80-180°С (с перспективой использования их фракций в качестве сырья установок изомеризации и риформинга);

3. получение керосина технического КТ-1;

4. улучшение качества мазута по показателю температуры вспышки с возможностью выпуска марки 100.

Также немаловажной задачей стало снижение в мазуте (кубовом остатке колонны К-3) содержания фракций, выкипающих до 360°С.

Из множества вариантов схем разделения были отобраны только те, реализация которых возможна в рамках существующего оборудования с учётом его особенностей и ограничений. Варианты организации технологической схемы процесса представлены на рисунке 2.

ГС

—»■А г

«Г^вГ

15.

|СРЕГ б

Рис. 2 - Принципиальные технологические схемы установки переработки газового конденсата: (а)-существующая схема, (б-е) рассматриваемые варианты реконструкции; А-пропан-бутановая фракция, А1 -углеводородный газ; В,С,в- бензиновые фракции; Р-керосин; ЕНдизельное топливо; Е-мазут; 1,3,5 - ректификационные колонны, 2,4,6 -отпарные колонны (стриппинги), Е-1 -рефлюксная ёмкость, С-предварительный сепаратор.

Для определения окончательного варианта технологической схемы была проведена оценка энергетических затрат на разделение. Многие авторы в качестве кри-

терия энергетической эффективности схемы используют сумму тепловых нагрузок кубов колонн:

<3су«м.(о ¡>1

где: N - число колонн в технологической схеме; — энергозатраты в кубе колонны, Гкал.

Данный критерий не учитывает возможность обогрева кубов колонн теплом обратных потоков. Поскольку при анализе рассматривались полные технологические схемы, позволяющие учитывать тепло обратных потоков, как в блоке подогрева сырья, так и при обогреве кубов колонного оборудования, то в расчёт включались только те колонны, которые обогреваются за счёт внешнего подвода тепла: технологическая печь П-1 и греющего пара среднего давления.

Таблица 4 - Сравнительные данные по энергетическим затратам технологических схем разделения газового конденсата__

Схема (Рисунок 2) Удельные энергетические затраты на 1 тн, Гкал/ч %

Су ществующая схема (а) 0,1442 100,00

С предварительным сепаратором (в) 0,1783 123,59

С вакуумной колонной (г) 0,1414 98,06

С колонной стабилизации бензина (д) 0,1403 97,25

С колонной стабилизации сырья (е) 0,1296 89,89

Как видно из Таблицы 6 наибольшими энергетическими затратами обладает схема с использованием предварительного сепаратора (схема в). Энергетические затраты схем с использованием вакуумной колонны (г) и колонны стабилизации бензина (д) достаточно близки. Однако реализация схемы (г), потребует не только значительных капитальных затрат, но и эксплуатационных, для обеспечения вакуума в пределах 60 мм.рт.ст. Схема (д) работоспособна лишь при переработке определенного вида сырья (тяжелого). Наиболее энергетически выгодной становится схема (е), выбранная как окончательный вариант реконструкции технологической схемы. Важно отметить, что данная схема обладает не только меньшими энергетическими затратами, но большей технологической гибкостью.

Четвертая глава посвящена разработке и реализации предложенного ранее варианта технологической схемы, представленного на рис. 3. В первой части главы отражены основные технические решения по модернизации схемы: установка дополнительной ректификационной колонны К-5, предназначенной для стабилизации газового конденсата; организован вывод керосиновой фракции боковым отбором колонны К-3; выполнена реконструкция кубовой части колонны К-3; произведена замена греющего агента ребойлера колонны К-2 с пара на циркуляционное орошение колонны К-3.

Установка дополнительной колонны позволила обеспечить технологическую гибкость процесса. Вывод керосиновой фракции стабилизировал фракционный состав дизельного топлива (температуру начала кипения) и бензина н.к.-180°С (температуру конца кипения).

Рис.3 - Технологическая схема после реконструкции К-1,К-3, К-5 - ректификационные колонны, К-2, К-4, К-6 - стриппинговые секции; Т-100, Т-1/1, Т-1/2, Т-2, Т-3, Т-4 - теплообменники блока подогрева сырья, H-RH-8, Н-10(Ь-Н-102 -насосы, П-1 -технологическая печь, Т-5, Т-6, Т-102 - ребойле-ры, Е-1, Е-2, Е-100 - рефлюксные емкости, ХВ-1/1,2, ХВ-2/1,2, ХВ-100 - аппараты воздушного охлаждения, Х-1/1,2, Х-2 - водяные холодильники

I-Газовый конденсат с ТСП; II - углеводородный газ; III - ПБФ; IV - фр.НК-1 ЮС; V-фр.ЯО-180С; VI - стабильный газовый конденсат; VII-основной поток; VIII- горячая струя; IX- тяжелый бензин; Х-керосин; XI-циркуляционное орошение; ХП-дизельное топливо; XIII-мазут; XIV - отстоявшаяся вода

Для предложенной схемы был проведен расчет технологической схемы для трех составов газового конденсата (см. Таблицу I). Расчетные показатели процесса приведены в таблицах 5,6.

Таблица 5 - Материальный баланс установки после реконструкции

Наименование Проба 1 Проба 2 Проба 3

кг/ч % мае. кг/ч % мае. кг/ч % мае.

Приход:

газовый конденсат 125000 100,0 125000 100,0 125000 100,0

Получено:

газ 1068 0,85 646 0,5

ПБФ 3735 3,0 3519 2,8 1260 1,0

н.к.-110 36709 29,4 24863 19,9 16427 13,1

80-180 19297 15,4 22650 18,1 14594 1,7

тяжелый бензин 21668 17,3 19852 15,9 17528 i4,0

керосин 13404 10,7 14200 11,4 9319 7,5

дизельное топливо 15190 12,2 20904 16,7 37445 30,0

мазут 13930 11,1 18369 14,7 28426 22,7

Итого 125000 100,0 125000 100,0 125000 100,0

Таблица 6 - Показатели качества получаемы продуктов после реконструкции

Показатели Норма Проба 1 Проба 2 Проба 3

Бензин прямогонный (НК-110+80-180°С+тяж£лый бензин)

Фракционный состав, °С:

н.к. не ниже 35 35,6 35,3 35,0

50% не выше 105 100,8 103,8 105,0

90% не выше 148 137,7 144,2 142,8

к. к не выше 180 179,8 177,2 172,3

Плотность, кг/м' не выше 715 708,4 715,0 715,0

Ке росин (КТ-1 по ТУ 38.401-58-8-90)

Фракционный состав, °С:

10% 130-180 165,0 169,4 166,7

50% не ниже 190 191,6 192,4 190,0

90% не выше 270 212,8 218,9 232,7

98% не выше 280 252,3 257,5 274,8

Температура вспышки, °С не ниже 38 39,0 38,0 39,0

Плотность, Kr/MJ не выше 820 758,5 766,9 767,0

Дизельное топливо (ДТЛ по ГОСТ 305-82)

Фракционный состав, "С:

50% не выше 280 260,2 262,0 280

96% не выше 360 358,2 345,5 357,0

Температура вспышки, °С не ниже 62 63,0 62,0 69,7

Плотность, кг/м3 не выше 860 801,1 806,6 813,2

Мазут (марка 100 по ГОСТ 10585-99)

Температура вспышки, °С не ниже 110 110,0 110,0 110,2

Плотность при 20°С, кг/м3 912,1 912,4 929,1

Из данных таблиц видно, что при проектной мощности установки 125 т/час (1 млн.тн в год) все выпускаемые продукты полностью соответствуют требованиям качества во всем диапазоне составов исходного сырья.

Для оценки эффективности принятых решений была проведена сравнительная оценка энергетических затрат на разделение установки до и после реконструкции. Поскольку стабильная работа установки до реконструкции возможна только при производительности 85 т/час, то сравнение энергозатрат проводилась именно на эту нагрузку. Результаты расчетов представлены в таблице 7.

Таблица 7 -Энергетические затраты на разделение

Потребитель Энергетические затраты на разделение, Гкал/час

До реконструкции После реконструкции

Проба 1 Проба 2 Проба 3 Проба 1 Проба 2 Проба 3

Колонна К-1 3,8539 3,4622 6,1143 2,5168 0,6585 1,54

Колонна К-2 0,9783 0,9112 0,0097 - - -

Колонна К-3 7,4698 7,9861 6,6466 8,3476 10,4556 10,6254

Итого суммарные энергозатраты: 12,302 12,3595 12,7706 10,8644 11,1141 12,1654

Удельные энергозатраты на тонну сырья 0,1435 0,1442 0,149 0,1270 0,1299 0,1422

Таким образом можно сказать, что реализация новой технологической схемы позволила снизить энергетические затраты на 4,7-11,7 % в зависимости от состава перерабатываемого сырья.

На основании проведенных расчетов был осуществлен подбор вновь устанавливаемого оборудования и определены новые технологические параметры работы существующего. Данные расчеты легли в основу базового проекта реконструкции установки переработки газового конденсата.

В октябре 2007 года был произведен пуск установки после проведения реконструкции. В декабре 2007 года и феврале 2008 года были проведены опытные пробеги с целью подтверждения получения требуемых технологических параметров и качества выпускаемых продуктов. В период проведения опытного пробега установки выполнялись все требования к получаемым продуктам, однако нужно отметить, что несмотря на снижение в мазуте фракций, выкипающих до 360°С, их количество по прежнему остается значительным. Это обуславливается конструктивными недостатками кубовой части колонны К-3, исправить которые в рамках проводимой реконструкции затруднительно.

Реконструкция установки позволила достигнуть проектной мощности 125 т/час (1 млн.тн в год) и расширить ассортимент выпускаемой продукции: более узкие бензиновые фракции, керосиновая фракция.

Показатели качества получаемых продуктов после реконструкции установки приведены за период с 29.12.2007 по 11.02.2008 г.г. представлены в таблице. 8.

Таблица 8 - Основные показатели качества продуктовых потоков после реконструкции в период проведения опытного пробега

Показатели После реконструкции

29.12.2007 | 11.02.2008

Бензиновая фракция (дистиллят колонны К-3)

Температура конца кипения, °С 159 160

Плотность, кг/м"1 756 757

Керосиновая фракция (боковой погон К-3)

Фракционный состав, °С:

10% перегоняется 160 173

90% перегоняется 214 231

Дизельная фракция (боковой погон К-3)

Фракционный состав, °С:

н.к. 180 198

50% перегоняется 251 263

96% перегоняется 340 340

Температура вспышки, °С 70 79

Температура помутнения, °С -11 -16

Мазут (куб колонны)

Количество фракций, выкипающих до 360°С, % 15 16

Температура вспышки, °С 112 117

Плотность при 20°С, кг/м' — 887

Во второй части главы представлены данные по реализации рецикла высокотемпературного теплоносителя собственного производства В качестве такого теплоносителя выступает поток, обладающий наибольшей температурой - кубовый остаток колонны К-3 (мазут). Расход рецикла подбирался таким образом, чтобы обеспечить требуемым теплом стриппинги отгонки дизельного топлива К-4 и керосина К-6, а так же колонну стабилизации газового конденсата К-5.

Зависимость расхода рецикла от состава газового конденсата приведена в таблице 9.

Таблица 9 - Зависимость необходимого количества рецикла от типа перерабатываемого газового конденсата

Состав газового конденсат Расход рецикла, кг/час % ог нагрузки Энергетические затраты, Гкал/час Содержание фр. до 360 в остатке

Проба 1 11888 13.90 10.864 11.1

Проба 2 7740 9.05 11.110 12.4

Проба 3 5505 6.44 12.166 11.8

Для оценки влияния расхода рецикла на энергетические затраты и на качество мазута были проведены расчётные исследования на примере среднего по плотности состава (Проба 2). При этом максимальная температура сырья на входе в колонну К-3 принималась равной 360°С, поскольку при больших температурах наблюдался значительный крекинг. Как видно из графика (Рисунок 4) увеличение расхода рецикла сопровождается повышением общих энергетических затрат на разделение. Следует отметить, что кривая изменения энергетических затрат носит ло-

гарифмических характер с асимптотическим приближением к некоторому предельному значению.

Зависимость расхода рецикла-энергетические затраты

5000 25000 45000 65000 85000 расход рецикла, кг/час

105000

Рис. 4 - Зависимость энергетических затрат от расхода рецикла

Данный вид зависимости объясняется нескольким факторами: 1. Поскольку количество требуемого тепла для работы колонного оборудования остается неизменным, то при увеличении количества рецикла, возрастает температура мазута перед и соответственно после теплообменника Т-4. Данные по зависимости температуры мазута от количества рецикла приведены в Таблице 12. Вследствие этого возрастает температура балансового количества мазута, выводимого с установки и таким образом происходит увеличение общих затрат тепла. Этим объясняется резкий рост энергетических затрат при незначительном увеличении расхода рецикла.

Таблица 12 -Зависимость температуры мазута от расхода рецикла

Р.хход рецикла, кг/час Температура мазута перед Т-4, "С Температура мазута после Т-4, °С

7700 215 192

15000 243 225

24000 265 251

32000 278 266

2. Дальнейшее повышение энергетических затрат происходит незначительно и связано с приближение температуры кубового продукта к температуре питания.

Таким образом, на основе проведенного анализа можно сделать вывод, что количество рецикла не должно превышать требуемого значения необходимого для нормального функционирования колонного оборудования, поскольку его дальнейшее увеличение в данной схеме приводит к необоснованной потере тепла и в конечном счете к увеличению нагрузки на печь П-1 и перерасходу топлива

Влияние зависимости расхода рецикла на качество получаемого мазута представлено в таблице 13.

Таблица 13 - Зависимость содержания фракций, выкипающих до 360°С в остатке от расхода рецикла

Расход рецикла, кг/час Содержание фр. до 360°С в остатке

7700 12.40

9000 12.39

11000 12.36

20000 12.27

28000 12.21

32000 12.18

Из данной таблицы видно, что количество рецикла не оказывает заметного влияния на качество мазута. Это может быть легко показано на примере бинарной смеси. На рисунке 5 показана фазовая диаграмма смеси с наличием рецикла и без него. Так без рецикла имея состав сырья Хп и определенные температуру ^ и давление перед колонной получаем равновесные составы паровой и жидкой фаз У и Хм соответственно в количестве V и Ь. При наличии рецикла происходит смешение исходного состава сырья Хп с составом мазута Хм и полу чается новый состав Хп. Нагревая далее полученный состав до той же самой температуры 1п и поддерживая тоже самое давление перед колонной получаем приблизительно такие же равновесные составы паровой и жидкой фаз У и Хм, но в другом соотношении паровой и жидкой фаз V' и 1Л Следует отметить, что при этом увеличивается только количество жидкой фазы V, а количество паровой V' остается практически неизменным.

Рис. 5 - Равновесные составы паровой и жидкой фаз без рецикла по тяжелому продукту и с наличием рецикла.

А хп В А Хм ХпХп в

Для многокомпонентных систем такая же тенденция сохраняется в идеальном варианте, когда поток жидкой фазы с нижней тарелки по составу приблизительно одинаков с составом жидкой фазы на входе в колонну. В случае когда состав с нижележащей тарелки более легкий, то увеличение рецикла приводит к некоторому уменьшению содержания фр. до 360°С в мазуте.

В главе пять предложено дальнейшее усовершенствование технологической схемы со сменой топологии в процессе эксплуатации, за счёт переключения колонн К-5 и К-1 (см. рисунок 2 варианты д, е). Согласно результатов расчетных исследований (см. Таблицу 14), при переработке тяжелого сырья с незначительным содержанием легких фракций, энергетически более выгодна схема с использованием колонны К-5 в качестве колонны стабилизации бензиновых фракций (вариант д).

Без рецикла

Хм

С рециклом

Р-СОПБ! р Пар Р=сопз1

V Ш \ V

V____\

Жидк. Жид к.

Таблица 14 - Данные по энергозатратам на переработку тяжелого сырья (Таблица 1, Проба 3)

Потребитель Энергетические затраты на разделение, Гкал/час

Вариант е Вариант д

Колонна К-1 1.54 2.1417

Колонна К-3 10.6254 9.8731

Итого суммарные энергозатраты: 12.1654 12.0148

Удельные энергозатраты 0.1422 0.1405

Как видно по результатам таблицы 14 энергетическая эффективность организации схемы по варианту д улучшается на 1,3% по сравнению с вариантом е.

При этом важно отметить при одинаковых качественных показателях продуктовых потоков, по варианту д происходит снижение выхода мазута на 0,5 %.

Рис. 6 - Материальный баланс технологических схем по варианту дие.

Качественные показатели полу чаемых продуктов при переработке сырья тяжелого состава по схемам Варианта дие приведены в таблице 15.

Таблица 15. Качественные показатели получаемых продуктов варианта д и е

Показатели Норма Вариант е Вариант д

Бензиновая фракция (НК-140+НК-180У(НК-110+80-180С+тяжёлый бензин)

Фракционный состав, С-:

н.к. не ниже 35 34.9 35.9

10% не выше 70 69.0 69.0

50% не выше 105 105.0 105.0

90% не выше 148 142.8 144.1

к. к не выше 180 172.3 172.7

Плотность, кг/м3 не выше 715 715.6 715.9

Керосин (КТ-1 по ТУ 38.401-58-8-90)

Фракционный состав, °С:

10% 130-180 166.7 162.3

50% не ниже 190 190.0 191

90% не выше 270 232.7 206.7

98% не выше 280 274.8 244.4

Температура вспышки, °С не ниже 38 39.0 38.0

Плотность, кг/м1 не выше 820 767.0 759.7

Дизельное топливо (ДТЛ по ГОСТ 305-82)

Фракционный состав, "С:

50% не выше 280 280 255.0

96% не выше 360 357.0 353.0

Температура вспышки, "С не ниже 62 69.7 63.8

Плотность, кг/м3 не выше 860 813.2 802.8

Мазут (М-40/М100 по ГОСТ 10585-99)

Температура вспышки, °С не ниже 90/110 110.2 110,3

Плотность при 20°С, кг/мЗ 929.1 930.9

Таким образом, в случае переработки тяжелого сырья (газового конденсата) энергетически более выгодна схема по Варианту д, являющаяся классической схемой блока стабилизации бензина, принятой на установках первичной переработки нефти. Однако, данный вариант организации технологической схемы не является более выгодным вариантом при переработке сырья с высоким содержанием легких фракций. При этом наиболее экономически оправданным является использование возможности перехода от одного варианта к другому в процессе эксплуатации при условиях смены состава сырья. Для реализации данной схемы потребуется незначительная переобвязка трубопроводов и установка дополнительной арматуры.

Выводы:

1. Предложена технологическая схема с возможностью изменения топологии непосредственно в процессе эксплуатации, позволяющая получать продукты с минимальными энергетическими затратами вне зависимости от составов исходного сырья.

2. Реализована гибкая технологическая схема, позволяющая перерабатывать газовый конденсат широкого фракционного состава, с выпуском качественной продукции: пропан-бутановая фракция, бензин газовый стабильный, керосин технический, дизельное топливо и мазут;

3. Для обеспечения установки теплом, организован рецикл высокотемпературного теплоносителя собственного производства (мазута), проведено исследование его влияния на основные технологические параметры процесса;

4. Снизилось общее энергопотребление установки. В зависимости от состава газового конденсата, энергетические затраты сократились от 4,74 % при переработке тяжелого до 11,7 % при переработке лёгкого сырья, что в среднем соответствует снижению эксплуатационных затрат на 15,5 млн. рублей в год;

5. Расширен ассортимент выпускаемой продукции: получены узкие бензиновые фракции, позволяющие их использование в перспективе как сырье для процессов изомеризации и риформинга; выведен керосин, соответствующий качеству КТ-1 по ТУ 38.401-58-8-90; организовано производство зимнего дизельного топлива (ГОСТ 305-82). Улучшено качество мазута, до реконструкции соответствовавшее марке М-40 по ГОСТ 10585-99, после реконструкции — марке М-100 по ГОСТ 10585-99.

6. Все принятые технические решения были реализованы на существующей установке в период проведения капитального ремонта. По результатам реконструкции достигнута проектная мощность в один миллион тонн в год по сырью (125 ООО кг/час). При капитальных затратах в 200 млн. рублей, срок окупаемости инвестиций составил менее двух лет.

Основное содержание работы изложено в следующих публикациях:

1.Бабынин, A.A. Реконструкция установки переработки газового конденсата [Текст]/ А.А.Бабынин, А.И.Насибуллина, А.С.Шувалов, Х.Э.Харлампиди //Нефтепереработка и нефтехимия.-2010.-№5. - С.44-50.

2. Насибуллина, А.И. Создание гибкой технологической схемы переработки газового конденсата [Текст]/ А.И.Насибуллина, А.С.Шувалов, Х.Э.Харлампиди // Вестник Казанского технологического университета. - 2011. - № 5. - С. 81 - 90.

3. Насибуллина, А.И. Реконструкция ректификационной колонны К-3 //В материалах всероссийской научно-практической конференции «Инновация и высокие технологии XXI века». - Нижнекамск, КГТУ.-2009.- С.47-51.

4. Насибуллина, А.И. Реконструкция установки переработки газового конденсата/ Насибуллина А.И., Бабынин A.A., Шуватов A.C., Харлампиди Х.Э.// В материалах ХШ-ой международной конференции молодых ученых, студентов и аспирантов «Синтез, исследование свойств, модификация и переработка высокомолекулярных соединений - V Кирпичниковские чтения»,- Казань, КГТУ. - 2009. - С.38-

5. Насибуллина, А.И. Моделирование процесса переработки углеводородного сырья непостоянного фракционного состава// В материалах XI всероссийской научно-технической конференции «Новые химические технологии: Производство и применение».- Пенза, 2010.-С.50-51.

6. Насибуллина, А.И. Оптимизация схемы переработки газового конденсата // В материалах V международной научно-практической конференции «Наука и современность -2010».-Новосибирск,- 2010.-С.254-257.

7. Насибуллина, А.И. Современные направления реконструкции и модернизации предприятий нефтеперерабатывающей отрасли// В материалах межвузовской научно-практической конференции «ДНИ НАУКИ - 2010».- Нижнекамск, 2010.- С.145-146.

8. Насибуллина, А.И. Варианты организации технологической схемы переработки газового конденсата/Насибуллина А.И., Долматов Б.Б., Шувалов A.C.// В материалах IX окружной конференции молодых ученых «НАУКА И ИННОВАЦИИ XXI ВЕКА». - Сургут, 2010,- С.54-55.

9. Насибуллина, А.И. Оптимизация схемы переработки газового конденсата/ Насибуллина А.И., Долматов Б.Б., Шувалов A.C.// В материалах Всероссийской научно-практической конференции молодых учёных «Инновации и актуальные проблемы техники и технологий». - Саратов, 2010. - С.89-90.

10. Пат.102896 Российская федерация, МПК7В0Ш 3/00. Установка для переработки газового конденсата и легкой нефти/Бабынин A.A., Губайдуллин А.И., Каюмов И.А., Лапига Е.Я., Насибуллина А.И., Шувалов A.C.; патентообладатель ООО «НПФ ЭИТЭК». - №2010139815; заявл.29.09.2010; опубл. 20.03.2011, Бюл.№8.

40.

-Зс.

Заказ № т

Тираж 80 экз.

Офсетная лаборатория КГТУ 420015, г.Казань, ул. К.Маркса, 68

Содержание диссертации автор исследовательской работы: кандидата технических наук, Насибуллина, Альбина Ильясовна

Введение.

1 Исследование способов разделения многокомпонентных смесей.

1.1 Выбор оптимальных схем разделения многокомпонентных смесей.

1.1.1 Схемы разделения дискретных смесей.

1.1.2 Схемы разделения непрерывных смесей.

1.2 Анализ технологических схем и конструктивного оформления установок переработки газового конденсата.

2 Объекты и методы исследования

2.1 Качественные характеристики перерабатываемого сырья.

2.2 Расчет ректификации.

2.3 Выбор модели ПЖР.

3. Разработка гибкой технологической схемы переработки газового конденсата

3.1 Анализ существующей технологической схемы.

3.1.1 Технологическая схема до реконструкции.

3.1.2 Анализ работы блока подогрева сырья и технологической печи.

3.1.3 Анализ работы блока колонн.

3.1.4 Анализ работы установки при переработке газового конденсата разного фракционного состава.

3.2 Проработка вариантов реконструкции.

3.2.1 Варианты организации технологической схемы переработки газового конденсата.

3.2.2 Вариант наращивания колонны К-3.

3.2.3 Вариант использования предварительного сепаратора.

3.2.4 Вариант установки вакуумной колонны.

3.2.5 Вариант установки колонны стабилизации бензина.

3.2.6 Вариант установки колонны стабилизации сырья.

3.2.7 Оценка энергетических затрат.

4. Реконструкция установки переработки газового конденсата.

4.1 Основные технические решения реконструкции.

4.2 Организация рецикла независимого теплоносителя.

5. Изменение топологии схемы в процессе эксплуатации.

Выводы.

Введение диссертация по химии, на тему "Разработка энергосберегающей технологии переработки газового конденсата широкого фракционного состава"

Особенностью нефтегазоперерабатывающего комплекса является возможное изменение состава сырья, поступающего на переработку и достаточно частая смена приоритетов по топливно-прямогонным фракциям. В таких условиях технологическая схема процесса должна обеспечивать переработку исходной смеси с получением заданных продуктов во всем диапазоне колебания состава сырья и возможных изменениях требований конъюнктуры рынка. Ситуация усложняется, когда на переработку поступает смеси различных нефтей или газового конденсата, расход и состав которых в течение времени может сильно меняться.

Таким образом, исследование особенностей фракционирования нефтегазоконденсатного сырья, разработка оптимальных режимов и технологически гибких энергетически эффективных схем этого процесса является важной и весьма актуальной задачей.

Научная новизна.

Впервые предложен вариант организации схемы переработки газового конден-, сата с возможной сменой топологии в процессе эксплуатации.

Практическая значимость.

Реализованная технологическая схема позволила:

4. снизить энергетические затраты на разделение в среднем на 8.2 %, что соот-. ветствует снижению эксплуатационных затрат на 15,5 млн. рублей в год.

При капитальных затратах в 200 млн. рублей, срок окупаемости инвестиций составил менее двух лет.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав, выводов, списка литературы и приложения. Общий объем диссертации 157 страниц, включая 81 источников литературы, 46 таблиц и 48 рисунков.

Заключение диссертации по теме "Нефтехимия"

Выводы

6. Все принятые технические решения были реализованы на существующей установке в период проведения капитального ремонта. По результатам реконструкции достигнута проектная мощность в один миллион тонн в год по сырью (125 000 кг/час). При капитальных затратах в 200 млн. рублей, срок окупаемости инвестиций составил менее двух лет.

Список источников диссертации и автореферата по химии, кандидата технических наук, Насибуллина, Альбина Ильясовна, Казань

1. Анохина, Е.А. Разработка энергосберегающих технологий экстрактивной ректификации, включающих сложные колоны с боковой секцией: дис. . канд. техн. наук/ Е.А.Анохина. М., 2004. - 207 с.

2. Александров, И.А. Перегонка и ректификация в нефтепереработке/ И.А. Александров. М.: Химия, 1981. - 352 е.: ил.

3. Тимошенко, А.В. Создание энергосберегающих технологий многокомпонентных смесей органических продуктов на базе тополого-графового анализа концентрационных областей оптимальности: дис. . докт. техн. наук/ А.В.Тимошенко. -М., 2001.-298 с.

4. Голованов, M.JI. Разработка энергосберегающей технологии ректификации продуктов каталитического крекинга: дис. .канд. техн. наук/ M.J1. Голованов. — М., 2007.-203 с.

5. Глушаченкова, Е.А. Разработка энергосберегающей технологии газофракционирования легких углеводородных газов: автореф. дис. .канд. техн. наук/ Е.А. Глушаченкова. М., 2002. - 25 с.

6. Вольфсон, И.С. Сравнительный анализ схем газоразделения на НПЗ/ И.С.Вольфсон, Э.Ш.Теляков //Химия и технология топлив и масел. 1978. - №1.-С. 7-10.

7. Деменков, В.Н. Схемы фракционирования смесей в сложных колоннах/ В.Н.Деменков// Химия и технология топлив и масел. 1997. - №2.- С.6-8.

8. Деменков, В.Н. Новые технологические схемы фракционирования нефтяных смесей в сложных колоннах: автореф. дис. докт. техн. наук/ В.Н.Деменков — Уфа, 1996.-50с.

9. Triantafyllou С, Smith R. The design and optimization of diving wall distillation columns: in Energy efficiency in progress technology. Athens, Greece, 1992, p.351-360.

10. A. Jimenez, S. Hernandez, F.A. Montoy and M. Zavala-Garcia Analysis of Control Properties of Conventional and Nonconventional Distillation Sequences // Ind. Eng. Chem. Res. 2001, v. 40, pp. 3757-3761

11. Tedder D.W., Rudd D.F. Parametric Studies in Industrial Distillation. // AIChE J. -1978, v.24,1, pp.303-334

12. Львов, C.B. Некоторые вопросы ректификации бинарных и многокомпонентных смесей/С.В.Львов. -М.: Изд. АН СССР. 1960. - 125с.

13. Серафимов, Л.А.Определение числа вариантов технологических схем ректификации n-компонентных смесей/ Л.А.Серафимов, А.С.Мозжухин, Л.Б.Науменкова // Теор. основы хим. технологии. 1993,- т.27, №3,- С.292—299.

14. Долматов, Б.Б. Области оптимальных исходных составов при экстрактивной ректификации: дис. .канд. техн. наук/ Б.Б.Долматов М., 2009. - 205 с.

15. A. Jimenez, S. Hernandez, F.A. Montoy and M. Zavala-Garcia Analysis of Control Properties of Conventional and Nonconventional Distillation Sequences // Ind. Eng. Chem. Res. — 2001, v. 40. — PP. 3757—3761.

16. Платонов, B.M. О термодинамической эффективности ректификационных установок со стриппинг-секциями/ В.М.Платонов, Ф.Б.Петлюк, И.Б.Жванецкий // Химия и технология топлив и масел. 1971. - №3. - С.32-39.

17. Мановян, А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа/ А.К.Мановян. 2-е изд. - М.: Химия, 2001. - 568 е.: ил.

18. Товажнянский, Л.Л. Интеграция тепловых процессов наустановке первичной переработки нефти АВТ А12/2 при работе в зимнее время/Л.Л. Товажнянский и др. //ТОХТ. 2009,- №6.-С.665-676.

19. Викторов, В.К. Синтез теплоинтегрированных систем ректификации/В.К.Викторов, Н.В.Кузичкин, М.В.Жуковец //ТОХТ. 2001,- №1.-С.49-56.

20. Мановян, А.К. Разработка и исследование рационалных технологических схем и режимов современных и перспективных установок ректификации нефти и нефтепродуктов: дис. . докт. техн. наук/ А.К. Мановян. М., 1976. - 376 с.

21. Деменков, В.Н. Разработка новых схем фракционирования нефти и нефтяных углеводородов в сложных колоннах: автореф. дисс. .техн. наук/ В.Н. Деменков. Уфа, 1985.- 105 с.

22. A.c. 413863 СССР, МКЛ3С107/00. Способ первичной перегонки нефти//БИ. 1974. №4.С.175.

23. A.c. 413863 СССР, МКЛ3С107/00. Способ первичной перегонки нефти//БИ. 1974. №29.С.73.

24. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов и др.. СПб.: Недра, 2006. —868 е.: ил.

25. Ахметов, С. А. Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Баязитов. — СПб.: Недра, 2006. —868 е.: ил.

26. Костюченко, В.П. Разработка энергосберегающей технологии стабилизации и разделения бензинов в перекретночных насадочных колоннах/автореф.дисс. канд. техн. наук / В.П.Костюченко. Уфа, 2005. - 24 с.

27. Сидоров, Г.М. Разработка и внедрение энергосберегающей технологии фракционирования нефти/ автореф.дисс. канд. техн. наук / Г.М.Сидоров. Уфа, 1993.-22 с.

28. Глаголева, О.Ф. Технология переработки нефти. В 2-х частях. Часть первая Первичная переработка нефти/ О. Ф. Глаголева, В М. Капустин. М.: Химия, Колос, 2007. - 400 е.: ил.

29. Тер-Саркисов, P.M. Разработка месторождений природных газов/ Р.М.Тер-Саркисов. М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 659 е.: ил.

30. Лаптев, А.Г. Проектирование и модернизация аппаратов разделения в нефте-и газопереработке/ А.Г.Лаптев, Н.Г.Минеев, П.А.Мальковский. Казань: «Печатный Двор», 2002. - 220 с.

31. Баклашев, К.В. Производство топлив для судовых двигателей /К.В. Бакла-шев, Ю.Н., Лебедев, В.Н. Николаенко//ХТТМ. 2002. - № 4. - С. 10-12.

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

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

34. Креймер, М.Л. Башкирский химический журнал/ М.Л.Креймер,

35. Р.Н.Илембитова, Е.А.Ахмалеев. 1996. - Т. 5. - №.3. - С. 16-23.

36. Рахимов, Х.Х. Особенности технологии перегонки газового конденсата и её реализация на крупногабаритной установке ЭЛОУ-АВТ-4 /Х.Х. Рахимов, М.Р. Зи-диханов, М.И. Басыров //Нефтепереработка и нефтехимия 2003. -№10.-С. 25-29.

37. Попадин, Н.В. Разработка и следование рациональных технологических схем и режимов ректификации газоконденсатного сырья (на примере Астраханского газоперерабатывающего завода): дис. .канд. техн. наук/ Н.В. Попадин. Астрахань, 2002. - 125 с.

38. Ясавеев, Х.Н. Повышение эффективности комплекса установок переработкигазовых конденсатов: дис.доктора техн. наук: Х.НЛсавеев. Казань, 2004. —348 с.

39. Волков, М. В. Исследование тепло-массообмена при переработке газового конденсата и разработка энергосберегающей технологии: автореф. дис. .канд. техн. наук / М. В. Волков. Череповец, 2006. - 25 с.

40. Овчаров, С.Н. Комплексная переработка нефтегазоконденсатных смесей на малогабаритных установках: автореф. дис. .докт. техн. наук/ С.Н.Овчаров. — Астрахань, 2010. 47 е.;

41. Пат. 2165282 Российская Федерация, МПК7B01D3/10, C10G7/06. Способ переработки легкого газового конденсата/ Ивановский H.H., Лойко A.A.; заявитель и патентообладатель Ивановский Н. Н., Лойко А. А. №2000115040/12; заявл. 15.06.00; опубл. 20.04.01

42. Пикалов, С.Г. Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей: дис. .канд. техн. наук/ С.Г.Пикапов. Ставрополь, 2006. - 150 е.;

43. Журбин, A.B. Разработка оптимальных технологических режимов и рациональных схем фракционирования газового конденсата на малогабаритных установках: дис. .канд. техн. наук/А.В. Журбин. Ставрополь, 2009. - 134 е.;

44. Горченков, H.A. Некоторые вопросы переработки и использования газового конденсата / H.A. Горченков, В.В. Федоров, П.И. Короткое // Нефтепереработка и нефтехимия. 1974. - № 6. - С. 20-22.

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

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

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

48. Пат. 2273656 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова А.С. № 2004135661, приоритет изобр. 07.12.2004 г., зарегистр. 10.04.2006 г., опубл. 10.04.2006 г., бюл. № 10. — 7 с.

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

50. Riazi, M.-R. Characterization and Properties of Petroleum fraction/M.-R.Riazi 1 st ed p.cm. - (ASTM manual series: MNL50). - 2005.- p.421.

51. Уэйлес, С. Фазовые равновесия в химической технологии/ С. Уэйлес: В 2-х ч. 4.1.; пер. с англ. -М.: Мир, 1989. 304 е.; ил.

52. Иванова JI.B. Разработка термодинамически эффективных схем ректификации многокомпонентных промышленных смесей: дис.канд техн. наук/ JI.B. Иванова. М., 2005. - 153 с.

53. Нугаева, А.Н. Развитие методов прогнозирования свойств природных углеводородных смесей для проектирования разработки месторождений нефти и газа: автореф. дис.канд. техн. наук/ А.Н.Нугаева. Уфа, 2007. -25 е.;

54. Петлюк, Ф.Б.Многокомпонентная ректификация. Теория и расчет/ Ф.Б. Петлюк, Л.А.Серафимов.- М.: Химии, 1983. 304 с.

55. Скобло, А.И.Процессы и аппараты нефтегазоперерработки и нефтехимии: Учебник для вузов/ А.И.Скобло и др.. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: ООО «Не-дра-Бизнесцентр», 2000. - 677 е.: ил.

56. Мальковский, П. А. Совершенствование технологий и аппаратов переработки газовых конденсатов: автореф. дис. . д-ра техн. наук/ П. А. Мальковский . Казань, 2003.-34с.

57. Умергалин, Т.Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки нефтехимии: учеб. пособие/ Т.Г.Умергалин, Ф.М.Галиаскаров. Уфа: Изд-во «Нефтегазовое дело», 2007. -236 с.

58. Будяков, Ю. В. Исследование составов и методов переработки газовых конденсатов и нефтяных оторочек заполярного месторождения: Автореф. . канд. хим. наук: Ю.В.Будяков. Самара, 2006. - 23 с.

59. Будяков, Ю. В. Исследование составов и методов переработки газовых конденсатов и нефтяных оторочек заполярного месторождения: Автореф. . канд. хим. наук: Ю.В. Будяков. Самара, 2006. - 23 с.

60. Ахметов, С.А. Моделирование и инженерные расчеты физико- химических свойств углеводородных систем/ С.А. Ахметов, В.А.Аль-Окла/ Учебное пособие. -Уфа: РИО РУНМЦ МО РБ, 2003. -160 е., табл., диагр., схем.

61. Кудрявцев, М. А. Разработка новых технологических решений по переработке высокопарафинистого газового конденсата: автореф. дис. . канд. техн. наук/ М. А.Кудрявцев. М., 2004. - 24 с.

62. ТУ 38.401-58-8-90. Керосин технический. Введ. 1991-01-01. - М.: Изд-во стандартов, 1991.-5с.

63. ГОСТ 305-82*. Топливо дизельное. Технические условия. Введ.1983-01-01. - М.: Изд-во стандартов, 2001. - 6с.

64. ГОСТ 10585-99*.Топливо нефтяное. Мазут. Технические условия. — Введ. 2001-01-01. М.: Изд-во стандартов, 2001. - 6с.

65. СТП-2006. Фракция пропан-бутановая. Технические условия. Введ.2006-07-26.- Нижнекамск: 2006. - 7с.

66. ТУ 0251-009-05766801-93. Прямогонный бензин. Технические условия. -Введ. 1994-01-01. М.: Изд-во стандартов, 1994. - 6с.

67. Владимиров, А.И. Основные процессы и аппараты нефтегазопереработки/ А.И. Владимиров, В.А.Щелкунов, С.А.Круглов: Учеб. пособие для вузов. -М.:000 «Недра-Бизнесцентр», 2002.-227 е.: ил.

68. Основы интеграции тепловых процессов/ Р.Смит и др.. Харьков: НТУ "ХПИ", 2000.-458 с.

69. Тимофеев, B.C. Принципы технологии основного органического и нефтехимического синтеза: Учеб. Пособие для вузов/ В.С.Тимофеев, Л.А.Серафимов. — 2-е изд., перераб. М.: Высш. шк., 2003. — 536 с: ил.

70. Пат. 2273657 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Журбин A.B., Пикалов И.С., Овчарова A.C. № 2004135664; заявл. 07.12.2004; опубл. 10.04.2006; бюл. № 10.-6 с.

71. Пат. 2300551 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов Г.П., Пикалов С.Г., Пикалов И.С., Овчарова A.C. -№ 2006101112, приоритет изобр. 12.01.2006 г., зарегистр. 10.06.2007 г., опубл. 10.06.2007 г., бюл. № 16. 9 с.

72. Пат. 2307150 РФ, МПК C10G 7/00. Способ получения топливных фракций / Овчаров С.Н., Пикалов И.С., Пикалов С.Г., Пикалов Г.П., Овчарова A.C. -№ 2006115023, приоритет изобр. 02.05.2006 г., зарегистр. 27.09.2007 г., опубл. 27.09.2007 г., бюл. № 27. 8 с.