Совершенствование процесса стабилизации Астраханского газоконденсата тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

На правах рукописи

МУХАММАДИЕВ РУБИН ТАШТИМИРОВИЧ

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ АСТРАХАНСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТА

Специальность 02.00.13 - «Нефтехимия»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2005

Работа выполнена в Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина и на Астраханском газоперерабатывающем заводе ООО «Астраханьгазпром»

Научный руководитель: чл. - корр. РАН, доктор химических наук,

профессор

A.Л. Лапидус

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Е.Г. Горлов

доктор технических наук

B.И. Панфилов

Ведущая организация Московская академия тонкой

химической технологии им. М.В. Ломоносова

Защита состоится <^»>>ЛЬ^СЛЛ2005г. в^У час. на заседании диссертационного совета Д.212.200.04 при Российском государственном университете нефти и газа имени И.М. Губкина по адресу: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект, д.65.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

2005 г.

ОЪ

Автореферат разослан

Ученый секретарь диссертационного совета, доктор технических наук профессор

Р.З. Сафиева

ОБШДЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы;

Важным продуктом, выделяемым при добыче газа, является газовый конденсат. Стабильный конденсат используют для получения моторных топлив и ценных химических продуктов. До сих пор схемы его выделения на большинстве газоперерабатывающих заводов ещё далеки от совершенства, поэтому весьма актуальны вопросы повышения производительности промышленных установок, их совершенствования, улучшения их технологии и экологической безопасности. Важным этапом подготовки природного газа и конденсата являются процессы обессоливания, а также борьба с гидратообразованием. В настоящее время совершенствование процесса обессоливания связано с созданием новых и улучшением действующих технологических схем отделения воды, в первую очередь с учетом эмуль-сеобразования; созданием их нового аппаратурного оформления, сокращением энергозатрат на проведение процесса.

На газоперерабатывающих и нефтеперерабатывающих предприятиях при транспортировке газа й газоконденсата весьма важна проблема разрушения гидратов, образующихся вследствие наличия воды. Гидраты образуют пробки на клапанах, в прорезях тарелок, в вентилях, что приводит к нарушениям технологического режима и нестабильной работе установок. Несмотря на большое количество публикаций, посвященным вопросам гидрато-образования, проблема далекадо завершения.

Цель и задачи исследования. Целью работы явилась разработка усовершенствованных технологических схем установок стабилизации газоконденсата и интенсификация процесса, в первую очередь, электрообес-соливания, а также борьба с гидратообразованием. В соответствии с поставленной целью основными задачами диссертации явились: исследование влияния ингибиторов коррозии на процесс стабилизации газоконденсата в ходе его обессоливания; определение влияния концентрации ингибиторов коррозии на эмульсеобразование и подбор деэмульгаторов для

разделения эмульсии «газоконденсат - вода»; разработка новой схемы обессоливания газоконденсата; исследование возможности использования промывной воды с деэмульгаторами с целью снижения солесодержания и содержания механических примесей в стабильном конденсате. Кроме того было необходимо установить влияние качества конденсата на стабильность катализаторов на последующих стадиях риформинга и гидроочистки; провести коррозионный мониторинг; установить причины гидратооб-разования; исследовать влияние гидратообразования на процесс стабилизации газоконденсата и разработать способы его подавления.

Научная новизна:

Впервые разработана и практически опробована схема многократного использования промывной воды при обессоливании Астраханского газоконденсата с подобранными деэмульгаторами.

Исследовано влияние деэмульгаторов и ингибиторов коррозии на процесс стабилизации газоконденсата.

Впервые проведен коррозионный мониторинг для оценки качества стабильного конденсата.

Установлено влияние качества стабильного конденсата на катализаторы гидроочистки и риформинга.

Впервые для прогнозирования гидратообразования применены информационные технологии.

Предложена и внедрена схема извлечения стабильного конденсата без образования гидратов, установлен температурный диапазон образования и разрушения гидратов, необходимый для устойчивой работы установки.

Практическая значимость: Полученные данные использованы для модернизации установок получения стабильного конденсата на первой и второй очередях Астраханского газоперерабатывающего завода (АГПЗ). Разработана и опробована схема многократного использования

промывной воды при обессоливании Астраханского газоконденсата с де-эмульгатором.

Схема многократного использования промывной воды с деэмульга-тором позволила улучшить качество стабильного конденсата вследствие снижения содержания солей и механических примесей, увеличить межремонтный пробег оборудования, сократить потребление химических реагентов на обработку пластовой воды, увеличить срок работы катализаторов установок гидроочистки и риформинга. Экономическая эффективность от внедрения за 2002-2003 составила 16 млн. 787 тысяч 520 рублей.

Предложена и внедрена схема извлечения стабильного конденсата без образования гидратов, что позволило добиться устойчивой работы оборудования при пониженной температуре пластовой смеси. Экономическая эффективность от применения схемы составляет 3 млн. 200 тыс. руб. Проанализированы изменения качества получаемых продуктов, изменения технико-экономических показателей производства в результате совершенствования технологических схем.

Апробация работы: Основные положения диссертации были доложены на 12 Всероссийской межотраслевой конференции, г. Краснодар, Межвузовской научной конференции, г. Москва, на 3 Международной научно-технической конференции, г. Астрахань,

Публикации: По теме диссертационной работы опубликованы 2 статьи и тезисы 5 докладов на научно-технических конференциях. Получено 2 патента РФ.

Объем и структура работы. Диссертация изложена на 162 стр., включая 28 табл., 30 рис. Состоит из введения, пяти глав, выводов, приложений и списка литературы из 122 наименований.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована практическая значимость процессов подготовки природного газа и конденсата, обессоливания, а также подавления гидратообразования.

В первой главе представлен литературный обзор, посвященный современному состоянию процесса стабилизации газоконденсата, элекгро-обессоливания, применению ингибиторов коррозии, деэмульгаторов. Приведена краткая характеристика Астраханского газа и конденсата.

Дана характеристика различных ингибиторов коррозии, указаны причины возникновения эмульсий, а также отрицательного их влияние на процесс электрообессоливания. Приведены физико-химические свойства деэмульгаторов, характеристики и степень их влияния на процессы глубокого обессоливания углеводородного сырья.

Рассмотрены причины образования гидратов, их физико-химические свойства, а также способы подавления гидратообразования.

Во второй главе приведен анализ работы установки стабилизации газоконденсата АГПЗ. Технологическая схема представлена на рис. 1

На АГПЗ предусмотрена совместная подача с промысла на завод газа, конденсата и воды по единому трубопроводу. Разделение смеси осуществляется на установке сепарации. Такая схема на отечественных ГПЗ применена впервые. Это позволяет упростить первичную обработку пластовой смеси на промысле, сократить количество трубопроводов. Однако при этом существенно возрастает роль установки сепарации, которая должна обеспечить качественное разделение смеси. В процессе эксплуатации завода выявился ряд проблем, связанных с работой этой установки. Основные из них - это неудовлетворительное разделение газа и жидкости (что приводит к неустойчивой работе установок аминовой очистки) и образование эмульсии в жидкой фазе, что нарушает режим работы установки стабилизации газоконденсата. Причиной образования эмульсии являются ингибиторы коррозии, поступающие с промысла. Эмульсеобразование может быть причиной плохого разделения газа и жидкости. Кроме того, разделению газа и жидкости мешает присутствие ингибиторов коррозии, применяемых на промысле для защиты технологического оборудования. Концентрация ингибитора в жидкости на входе установки сепарации

должна находиться в пределах 40-60 мг/л. Однако по мере изнашивания оборудования эта концентрация возрастает.

Первым этапом экспериментальной работы явилась оценка деэмуль-гирующей способности ингибиторов коррозии. Были использованы ингибиторы, применяемые на промысле.

Рис. 1 Технологическая схема установки стабилизации

1-сепаратор первой ступени, 2- теплообменники, 3 - сепаратор второй ступени, 4- электрообессоливатель, 5 - колонна-стабилизатор, 6 - печь, 7 -печной насос, 8 - фильтр, 9 - буферная емкость промывки, 10 - промывной насос, 11 - аппарат воздушного охлаждения, 12 - циркуляционный насос, 13 - погружной насос, 14 - дренажная емкость, 15 - клапан-отсекатель, 16 - задвижка.

I - газ сепарации и стабилизации на установку компримирования, II - нестабильный конденсат с установки сепарации, Ш - нестабильный конденсат с установки компримирования, IV - нестабильный конденсат с установки сероочистки, V - нестабильный конденсат с установки отбензинива-ния, VI - топливный газ на печь, VII - пластовая вода на установку дегазации, VIII - кислый газ на установку получения серы, IX - стабильный конденсат, X - конденсат на установку некондиции

Как видно из схемы на рис.1, газ стабилизации направляется на установку компримирования и сероочистки, вода - на установку фильтрации

пластовой воды, а стабилизированный конденсат - на установки получения бензина и дизельного топлива. Газоконденсат Астраханского месторождения отличается повышенным содержанием сероводорода, что осложняет его переработку.

В табл. 1 представлен компонентный состав сырья установки стабилизации АГПЗ. Недостатком проектной схемы процесса обессоливания газоконденсата на установке стабилизации является отсутствие деэмульгатора, что приводит к неполному удалению солей из конденсата и негативно влияет на работу соответствующего оборудования. Для отработки экспериментальных методик были составлены технические характеристики всех применяемых на заводе и промысле ингибиторов коррозии. В результате установлено, что для оптимальной работы электрообессоливателя установки стабилизации конденсата предпочтительно применять ингибиторы коррозии, в составе которых присутствует деэмульгатор. Состояние обессоливания Астраханского газового конденсата до пуска блока ЭЛОУ было неудовлетворительным.

В табл. 2 представлен состав продуктов поступающих с установки стабилизации газоконденсата. При содержании в нем (до электродегидра-тора) хлоридов 12-40 мг/л, не обеспечивалось его обессоливание до необходимого остаточного содержания хлоридов (не выше 2-3 мг/л). Это объяснялось периодическим поступлением конденсата повышенной эмульси-онности, неэффективной работой смесительного клапана, высоким исходным солесодержанием промывной воды, недостаточно эффективной работой электродегидратора.

Целью экспериментальных работ являлась оценка влияния ингибиторов коррозии на образование и стойкость эмульсий «конденсат-вода». В табл. 3 представлен перечень ингибиторов коррозии, использованных в экспериментальной работе.

Таблица 1

Компонентный состав сырья установки стабилизации

конденсата, % об.

Компонент Конденсат с Конденсат Конденсат с уста- Примечание

установок с установок новок низкотем-

сепарации, сероочистки, пературной сепа-

% об. %об. рации, % об.

Н20 0,12 51,83 - Сырьем

Н2й 35.78 0.04 - установки

С02 8,2 0,44 - также являются

N2 0,26 0,08 0,3 конденсат с

С1 15,8 7,88 24,54 установок

С2 1,69 2,53 3,35 сероочистки,

Сз 2,04 6,95 5,64 конденсат со

¡С4 0.47 1,57 1,37 склада

ПС4 1,32 3,33 3,66 некондиции за-

ПС5 1,99 4,1 5,79 вода,

Сб 3,48 5,75 10,37 конденсат из

С7 4.67 5,54 13.57 системы

С8 5.25 3.78 13.87 рекуперации

С9 3.09 0.84 5.95 продувок

СЮ 13.43 0,44 5,18 завода

Серн. соед. 0.8 1.44 1.68

Ср. мол. вес 73,8 40,25 72,56

Плотность 0,78 0.71 0.65

Исследование влияния ингибиторов на разделение эмульсии «конденсат-вода» проводилось в соответствии со стандартом предприятия ГП «Астраханьгазпром» «Методика определения эмульсеобразующей способности ингибиторов в системе углеводородный конденсат-вода» СТП 515780916-32-90.

Результаты исследований показали, что наиболее эффективным ингибитором коррозии с деэмульгирующими свойствами является «Додиген 4482-1».

Воспроизводимость полученных результатов была удовлетворительной. Отклонение не превышало + - 5 отн. %.

Таблица 2

Характеристика продуктов установки стабилизации газоконденсата

Газ стабилизации Состав технологической воды, % об. Стабилизированный конденсат

Компонент Содержание, %об. Показатели Кол-во

№0 ЙД С02 N2 а С2 Сз С4 С5 Сб+ выше С7 Серн. соед. Ср. молек. вес. 0.09 54,55 12,51 0,39 24,25 2,61 3,16 1,01 0,70 0,23 0,2 0,3 32,97 99,77 0,15 0,03 0,05 Плотность, т/мз Содержание Н28,мг/л Молекулярный вес Содержание солей, мг/ л Содержание С3-С4, % масс Содержание Н20, % масс Содержание серы,% масс - общей - меркаптановой - сульфидной Температура, С - застывания Содерж. мех. прямее. %вес 0,8112 <100 155 <5 1,29 <0,005 1,37 0,17 0,13 -24 <0,05

Установлено, что такие ингибиторы коррозии, как «Виско», «Сепакор», «Секангаз» не обладают деэмульгирующим действием. В результате этого образуются стойкие эмульсии в системе «конденсат - вода» при совместном транспорте пластовой смеси с промысла до АГПЗ. В результате нарушается нормальная работа установки сепарации-У171, что приводит к нарушениям технологического режима установки стабилизации газоконденсата

Таблица 3

Перечень ингибиторов, использованных в экспериментальной работе

Марка ингибитора, фирма-изготовитель Краткая характеристика Растворимость

1 .Виско 904 №К, «Напко», США Сложная органическая композиция пленкообразующих веществ. в углеводородах, спиртах, диспергируется вводе.

2.Секангаз 9Б, «Се-ка», Франция Производное жирных аминов в тяжелом углеводородном растворителе. в углеводородах, спиртах, диспергируется в воде.

З.Сепакор 5478 АМ, «БАСФ», Германия Азотосодержащие соединения. Активными веществами являются гетероциклы, амины. в углеводородах, диспергируется в воде

4.Додиген 4482 - 1, «Хехст», Германия Аминовая основа. Содержит деэмульгатор. в углеводородах, спиртах, не растворим в воде.

5Аминкор-2, РФ. Аминовая основа в углеводородах, спиртах.

б.Инкоракс М-1, РФ. Аминовая основа в спиртах

7.Инкоракс М-9, РФ. Аминовая основа в спиртах

400

0 -----1-1--

О 2 4 6 8 10

время разделения эмульсии, мин

-Ж-Секанга!- -О- Додигвн4482-1

Рис.2 Зависимость концентрации ингибиторов коррозии «Додиген 4482-1» и «Секангаз-9Б» в керосине на время разделения эмульсии.

Показана возможность разрушения эмульсии путем добавок к системе деэмульгаторов. Необходимо применение ингибитора коррозии «Додиген 4482-1», не образующего эмульсии в системе «конденсат-вода» В третьей главе с учетом высокой деэмульгирующей способности ингибитора коррозии «Додиген 4482-1», предложено применять его для инги-бирования пластовой смеси.

Проведенные лабораторные исследования стабильного конденсата для совершенствования схемы ЭЛОУ АГПЗ показали:

- в стабильном конденсате ГПЗ содержатся незначительное количество эмульгированной пластовой воды (0,01-0,03%об.). Стандартным методом определения содержания воды в 1 л нефтепродукта (ГОСТ 2477) зачастую не удается получить достоверного результата. Содержание воды по этому методу менее 0,03% масс. принято считать следами;

- содержание хлоридов в конденсате до ЭЛОУ составляет 1,5-4 мг/л. Это означает, что при минимальном содержании эмульгированной воды в конденсате на уровне 0,01-0,03% об. концентрация хлоридов в ней находится на уровне 5000 - 40000 мг/л, содержание хлоридов в солестоках, выводимых с установки ЭЛОУ АГПЗ, составляет 80 - 800 мг/л, а зачастую не превышает 300 мг/л, что значительно ниже солености солестоков, наблюдаемой при обессоливании обычных нефтей (3000-7000 мг/л).

Таким образом, при минимальном количестве воды, эмульгированной в газовом конденсате, концентрация хлоридов в ней значительна и сопоставима с этими значениями для нефтей. Обессоливание конденсата с таким содержанием хлоридов необходимо для предотвращения коррозии оборудования и поддержания стабильного режима эксплуатации установок переработки стабильного конденсата.

В то же время солевые стоки с низким содержанием хлоридов (что наблюдается на действующей схеме) нерационально выводить из установки. Их желательно использовать для повторной промывки конденсата, что

и было предложено нами. По действующим требованиям к качеству промывной воды, подаваемой на последнюю ступень обессоливания, содержание хлоридов в ней должно быть не более 300 мг/л, т.е. солевые стоки по действующей схеме ЭЛОУ АГПЗ возможно возвращать не только на первую, но и на вторую ступень обессоливания, что и было предпринято нами.

IV.

Новая линия

трубопровода /

Новый насос

Рис. 3. Принципиальная схема ЭЛОУ - электрообессоливающей установки АГПЗ с параллельным использованием промывной воды:

I - конденсат; II - деэмульгатор; III - свежая вода; IV - обезвоженный и обессоленный конденсат; V - солёные стоки; 1, 2, 9, 10, 12 - насосы; 3, 6,

II - регулирующие клапана; 5 - теплообменник; 4, 7 - электродегидрато-ры I и II ступеней обессоливания соответственно; 8 - водонефтяной сепаратор.

Принципиальная технологическая схема усовершенствованной установки ЭЛОУ приведена на рис. 3. На рис.4 представлен график зависимости содержания хлоридов в конденсате от расхода промывной воды (действующая схема), а на рис.5 та же зависимость в новой схеме обессоливания конденсата. Содержание хлоридов в нем при максимальном расходе промывной воды по схеме рециркуляции внутри ступеней (усовершенствованной схеме) вдвое ниже, чем по проектной.

О 2000 4000 6000 8000 10000 12000 расход волы, л

Рис. 4-зависимость содержания хлоридов в конденсате от расхода промывной воды (проектная схема)

О 2000 4000 «000 «000 10000 12000 расхол волы, л

Рис. 5 - зависимость содержания хлоридов в конденсата от расхода промывной воды (схема рециркуляции внутри ступеней)

В результате проведенного анализа производственной деятельности установок стабилизации газового конденсата и ЭЛОУ АГПЗ выявлены недостатки и определены возможности уменьшения содержания солей и механических примесей в стабильном конденсате. Была разработана и экспериментально опробована схема многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата, приводящая к уменьшению расхода энергоресурсов и химических реагентов. Методология построения исследований и разработка технологической схемы основана на принципах оптимального применения технических решений. Совокупность технических решений, примененных в новой схеме, позволяет для промывки газоконденсата использовать воду, дренируемую от первой ступени ЭЛОУ, исключить применение деминерализованной воды. При этом применение де-

эмульгатора с дренажной водой из ЭЛОУ увеличивает полноту отделение солей (табл. 4).

Таблица 4

Характеристика стабильного конденсата до и после внедрения схемы многократного использования промывной воды при обессоливают газоконденсата

Механические примеси, % об. Общее солесодержание, мг/л

До внедре- После вне- До внедре- После вне-

ния, 2000 г. сения, ния, 2000 г. сения,

2002 г. 2002г

1 квартал 0,190 0,0050 4,23 1,95

2 квартал 0,066 0,0053 3,38 1,83

3 квартал 0,008 0,0043 2,82 2,22

4 квартал 0,027 0,0047 2,61 2,04

Средне 0,073 0,0048 3.26 2,01

Схема многократного использования промывной воды при обессоливании

газоконденсата АГПЗ с деэмульгатором представлена на рис.6

-

Рис. 6. Схема многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата

1- входной трубопровод нестабильного конденсата, 2-трубопровод с установки фильтрации пластовой воды, 3-трубопровод деминерализованной

воды, 4- буферная емкость, 5- электрообессоливатель, 6-трубопровод обессоленного конденсата, 7-трубопровод дренируемой пластовой воды, 8- трубопровод на установку фильтрации пластовой воды, 9- трубопровод соляной кислоты, 10- трубопровод подачи щелочи, 11- емкость-сепаратор пластовой воды и углеводородов, 12-емкость-реактор, 13- емкость-нейтрализатор, 14- трубопровод утилизированной пластовой воды, 15-колонна-стабилизатор, 16- трубопровод стабильного конденсата, 17,18. де-гидратор первой, второй ступени, 19- трубопровод подготовленного конденсата, 20. трубопровод пресной промывной воды, 21. трубопровод пластовой промывной воды, 22- трубопровод между буферной емкостью и электрообессоливателем, 23- трубопровод между емкостью-сепаратором и емкостью-реактором, 24- трубопровод между емкостью-реактором и емкостью-нейтрализатором, 25- трубопровод между дегидратором первой и де-гидратором второй ступени, 26- трубопровод между дегидратором второй ступени и трубопроводом стабильного конденсата, 27- трубопровод промывной воды с деэмульгатором, 28,29- заглушки.

Практическая реализация схемы осуществляется следующим образом: В 4 подаётся по трубопроводу 2 технологическая вода. Дренируемая вода с деэмульгатором от дегидратора 17 по 21,27,3 поступает в 4.. На трубопроводе 3 деминерализованной воды перед 4 установлена заглушка 29, которая препятствует ее поступлению. Далее вода из 4 подаётся для промывки нестабильного конденсата в 5 по 22. Нестабильный конденсат по 1 поступает в 5 для электрообессоливания. Обессоленный нестабильный конденсат по 6 подаётся в 15. Осаждённая в 5 пластовая вода по 7 частично возвращается в 4 и частично выводится через 8 на установку фильтрации. Из 8 она поступает в 11, для отделения углеводородов. Затем по 23 вода поступает в 12 туда же по 9 подаётся соляная кислота для удаления сульфатов и карбонатов из пластовой воды. Далее вода по 24 подаётся в 13, где за счёт поступления щёлочи по 10 происходит нейтрализация кислых компонентов. Затем обработанная вода по 14 выводится на полигон

для закачки в пласт. После проведения стабилизации обессоленного нестабильного конденсата по 16 стабильный конденсат направляется для обработки в дегидратор 17 установки ЭЛОУ, и по 25 поступает в 18. После проведения процесса электрообессоливания конденсат направляется в 19 для дальнейшей переработки. В 25 между 17 и 18 для промывки по 20 поступает пресная вода и по 15 в 25 также подаётся деэмульгатор. Пластовая вода по 26 дренируется и поступает в 16. Для предотвращения поступления по 21 дренируемой воды с деэмульгатором в 23 установлена заглушка 28. Поэтому дренируемая вода с деэмульгатором последовательно проходит трубопроводы 21,27,3 и поступает в 4. Предложенная схема по сравнению с проектным вариантом позволяет улучшить качество стабильного конденсата, в результате применения деэмульгатора. Нами был модернизирован электрообессоливатель (5) путем изменения конструкции электрической муфты с целью улучшения технологических характеристик аппарата (герметичность, стабильность работы)

Рис. 7,8 демонстрируют динамику снижения солесодержания и механических примесей в стабильном конденсате. Содержание механических примесей снизилось более чем 15 раз, а общее солесодержание - в 1,6 раза.

Следующим этапом явилось изучение влияние качества стабильного конденсата на катализаторы гидроочистки и риформинга. Эффективность предлагаемой схемы подтверждена анализом катализатора КСт-582, который эксплуатировался на установке каталитического риформинга с 1997 г. В течение всего периода эксплуатации до настоящего времени катализатор в реакторе Р-2 дважды выгружался в результате полной дезактивации. Выгрузка катализатора из реактора Р-2 произведена в 1999 и 2000 г.г. Срок службы катализатора в реакторе Р-2 должен составлять 2 года, однако после регенерации активность катализатора не восстановилась. После предложенных нами мероприятий по улучшению качества стабильного конденсата, значительно уменьшилась скорость дезактивации катализатора ри-форминга в реакторе Р-2. По истечении двухлетнего срока, после которого

катализатор при проектной схеме подачи промывной воды дезактивировался полностью, после внедрения предложенной схемы подачи промывной воды, замена катализатора не потребовалась.

-

-

> гъ П. Ош п. П. ги

I г ) * I в г в • ю и и I Месяцы

□До внедрения В После внедрения

Рис.7 Зависимость содержания мех.примесей в стабильном конденсате от времени

А

/V.

8! 1 •••••»н^г*

0 1 * * 1 № 12 14 Месшы 1 ^^"До внедрения После внедрения

Рис.8 Зависимость содержания солей в стабильном конденсате от времени

В четвертой главе рассмотрены методы снижения гидратообразования. Разработан способ извлечения стабильного конденсата, исключающий образования гидратов на установке стабилизации.

При транспортировании нестабильного газового конденсата с установки сепарации на установку стабилизации из-за дросселирования его температура понижается ниже 20° С, вследствие чего происходит образование гидратов. Для предотвращения гидратообразования в ёмкости 21В01/В11 предложена схема подачи горячего стабильного конденсата с температурой 250° С с нагнетания насосов 21РО1/Р11 в трубопровод 21РОЗ А/В. (рис. 9).

Рис.9 Схема извлечения стабильного конденсата без образования гидратов

1 - клапан-регулятор давления, 2 - емкость-сепаратор первой ступени, 3 - клапан-регулятор уровня, 4 - циркуляционный насос, 5 - печной насос, 6 - обратный клапан, 7 - задвижка, 8 - дополнительный трубопровод, I - нестабильный конденсат от У-171, II - газ сепарации на У-141, III - подача метанола из схемы исключена, IV - нестабильный конденсат на 2-ю ступень дегазации, V - конденсат в печь, VI - стабильный конденсат от 121С01, VII - стабильный конденсат от АВО.

Нестабильный газовый конденсат по трубопроводу- I поступает в ёмкость- 2. Давление в 2 регулируется клапаном -1. Газы сепарации - II отводятся для переработки. Через -8 стабильный конденсат с расходом 9 мЗ/час при 250° С (в проектной схеме этот трубопровод отсутствовал и конденсат с помощью насоса 4 поступал в емкость 2, причем его температура была 50° С, расход 23,5 мЗ/час.) поступает в трубопровод рециркуляции -9 и затем в ёмкость-2. Уровень в ёмкости - 2 регулируется клапаном - 3. Нестабильный конденсат - VI выводится для дальнейшей переработки. Стабильный газовый конденсат от колонны стабилизации - VI поступает

на всас насоса - 5 и затем направляется в печь установки стабилизации -V. Температура в емкости - 2 поддерживается 25-27° С

Изменения в схему введены потому, что нами был установлен температурный диапазон возникновения гидратов на установке стабилизации. При температуре ниже 20° С происходит образование гидратов, в температурном интервале от 20° С до 25° С ещё возможно их образование. При температуре выше 25° С гидратообразование не происходит (рис 10).

На рис. 11 представлена зависимость влияния гидратообразования на производительность до и после внедрения схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов. Видна неустойчивая работа установки по проектной схеме, периодическое снижение расхода газоконденсата в результате гидратообразования на клапанах с последующим подавлением образования гидратов посредством добавок метанола. Кривая демонстрирует извлечение стабильного конденсата без образования гидратов при устойчивой работе установки стабилизации газоконденсата без применения метанола. Внедрение новой схемы позволяет:

- повысить температуру нестабильного конденсата в 21В01/В11 и исключить образование гидратных пробок на клапанах PV003 и LV006.

- стабилизировать режим работы установки

- улучшить качество стабильного конденсата путём отказа от использования метанола, присутствие которого в конденсате нежелательно

- повысить производительность установки стабилизации газоконденсата.

Теоретические расчеты, проведенные посредством специальных функций и приложений, входящих в ИУС I/A Series были подтверждены на практике.

Рис. 10 Температурный диапазон возникновения гидратов на установке стабилизации газоконденсата

о - введение метанола Рис. 11 Зависимость производительности установки стабилизации газоконденсата от времени до и после внедрения схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов

В пятой главе представлена технико-экономическая оценка эффективности процесса стабилизации газоконденсата после внедрения новой

схемы обессоливания, а также схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов.

Экономическую эффективность системы рассчитывали по переменным статьям себестоимости стабилизации газоконденсата путем сопоставления фактических удельных расходов на тонну стабильного конденсата в базовом 2001 году и в период использования 2002-2004 (табл. 8). Экономический эффект от внедрения данной схемы основан на изменении переменных затрат установки стабилизации газоконденсата при использовании технических решений, предложенных в работе.

Экономическая эффективность от внедрения схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов основана на снижении расхода балластового конденсата и уменьшении потребления электроэнергии и материальных ресурсов на получение тонны стабильного конденсата.

Таблица 8

Расходные показатели до и после внедрения схемы многократного использования промывной воды

N Расходные показателя до внедрения Расходные показатели после внедрения

Наименование Ед. изм. Фактический удельный расход на т. конденсата Стоимость руб/т Сумма (руб.) Фактический удельный расход на т. конденсата Стоимость руб/т Сумма (руб.)

1 Кислота HCl кг/т 7,0 1929 13,5 6,186 1929 11,93

2 Щелочь NaOH кг/т 1,36 7330 9,95 0,85 7330 6,23

3 Вода обессоленная * т/час 6,0 (на 150 т) 30-82 0,722 • - -

Итого: руб/т 24,17 18,16

* дополнительно расходуется вода, обессоленная 40 кг/т конденсата (стоимость 0,72 руб /конденсата).

Выводы

1. Предложена и внедрена новая технологическая схема многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата. Внедрение этой схемы позволило снизить солесодержание в 1,6 раза и механических примесей более чем в 15 раз по сравнению с базовым вариантом обессоливания и промывки. Экономическая эффективность от внедрения за 2002-2003г. составила 16 млн. 787 тыс. руб. Показана целесообразность применения деэмульгаторов для процесса электрообессоливания установки стабилизации газоконденсата.

2. Установлено влияние гидратообразования на процесс стабилизации газоконденсата. Для подавления гидратообразования использован метод повышения температуры сырья.

3. Установлен температурный диапазон образования и разрушения гидратов для устойчивой работы установки стабилизации газоконденсата.

4. Разработана и внедрена схема извлечения стабильного конденсата без образования гидратов. Применение этой схемы позволило добиться устойчивой работы установки при пониженной температуре пластовой смеси. Экономическая эффективность от внедрения схемы за 2003 г. составила 3 млн. 200 тыс. руб.

5. Установлено влияние качества стабильного конденсата, поступающего на установку каталитического риформинга, на ее показатели.

По теме диссертации опубликованы следующие работы: 1. Мухаммадиев Р.Т., Арабов М.Ш., Ф.Г. Жагфаров, А.Л. Лапидус. Использование информационных технологий для оптимизации температуры газового конденсата Астраханского месторождения с целью предупреждения образования гидратных пробок. Технология нефти и га-за.,4,2004, стр. 72-75.

2. Мухаммадиев Р.Т., Жагфаров Ф.Г. Многократное использование промывной воды при обессоливании газоконденсата. Технология нефти и газа.,№6,2004, стр. 3-7.

3. Мухаммадиев Р.Т. Солодкий A.M. Электрическая муфта высокого напряжении. Патент РФ №36598 - 2003 г.

4. Мухаммадиев Р.Т., Арабов М.Ш., Солодкий А.М. Система многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата. Патент РФ №38168 - 2004 г.

5. Махмутянов М.Г., Арабов М.Ш., Мухаммадиев Р.Т. Снижение температур отходящих дымовых газов. Тезисы докладов: Научн. - техническая конференция молодых ученых и специалистов., ООО «Астрахань-газпром». - Астрахань, 2001. - с. 7-8.

6. Мухаммадиев Р.Т., Солодкий А.М., Яксаков М.К. Использование информационных технологий в процессе стабилизации газоконденсата. Астраханский РГТУ сборник информационных технологий, - Астрахань 2003 г.-с. 21

7. Мухаммадиев Р.Т., Арабов М.Ш., Прохоров Е.М., Тараканов Г.В. Оптимизация температуры нестабильного конденсата АГПЗ. Всероссийское межотраслевое совещание. Сбор, подготовка и переработка легкого углеводородного сырья г. Краснодар - 2003 г. - с. 55-59

8. Мухаммадиев Р.Т. Солодкий А.М. Использование информационных технологий при гидратообразования Астраханского газоконденсата. Тезисы докладов третьей Международной конференции 2004 г. - с. 247250 г.Астрахань

9. Мухаммадиев Р.Т. Оптимизация температуры газового конденсата Астраханского месторождения с целью предупреждения образования гидратных пробок. Тезисы докладов. Нефть и газ - 2004. 58 -я Межвузовская научная конференция 2004 г. РГУ им. И.М. Губкина с. 34

OR,00

Л г \ % í •

? 2 ДПР 2005

введение

глава i. основные направления совершенствования процессов подготовки углеводородного сырья к переработке (литературный обзор)

1.1 Краткая характеристика Астраханского газа и газоконденсата.

1.2 Анализ существующих технологических схем переработки газоконденсата на различных предприятиях.

1.3 Ингибиторы коррозии.

1.4. Образование эмульсий.

1.4.1 Методы разрушения водонефтяных эмульсий.

1.5 Деэмульгаторы.

1.6 Общие сведения о газовых гидратах.

глава ii. экспериментальная часть

2.1 Анализ работы установки процесса стабилизации Астраханского газоконденсата.

2.2 Изучение влияния подачи промывной воды в электрообессоливатель на качество стабильного газоконденсата.

2.3 Исследования технологических свойств ингибиторов коррозии "Додиген -4482-1" и "Аминкор-2".

2.3.1 Исследование влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4482-1» «Аминкор-2» на эмульсеобразование в системе стабильный конденсат: вода.б®

2.3.2 Исследование влияния ингибитора коррозии «Додиген-4482-1» на эмульсеобразование смесей, состоящих из нестабильного конденсата и пластовой воды.

2.4 Изучение влияния ингибиторов коррозии «Додиген-4432-1» и «Аминкор-2» на вспенивание водных растворов диэтаноламина

ДЭА).

2.5 Выбор деэмульгаторов для разделения эмульсий смеси

2.6 Исследование влияния деэмульгаторов на разрушение эмульсий конденсат:вода.

2.7 Разработка метода механического разрушения эмульсий.

Глава III. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА ПРОЦЕССА ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТА

НА АГПЗ

3.1 Изучение опыта работы установок электрообессоливания нефти и газоконденсата.QO

3.2 Анализ эффективности работы установки ЭЛОУ АГПЗ по различным схемам осуществления процесса.

3.3 Определение минимального расхода воды при противоточной схеме ее подачи на вторую ступень обессоливания.^

3.4 Разработка технических решений по модернизации технологической схемы ЭЛОУ АГПЗ и сокращению расхода пресной воды на промывку.

3.5 Разработка схемы с многократным использованием промывной воды при обессоливании газоконденсата на АГПЗ.

3.6 Изучение влияния повышения качества стабильного конденсата на эксплуатационные характеристики катализаторов риформинга. ^

Глава IV. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ИЗВЛЕЧЕНИЯ

СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА БЕЗ ОБРАЗОВАНИЯ

ГИДРАТОВ НА АГПЗ

4.1. Влияние гидратообразования на технологический процесс

4.2. Способ извлечения стабильного конденсата без образования ^^ гидратов

1.3 .Сущность способа извлечения стабильного конденсата без ^ образования гидратов

Глава V. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭФФЕКТИВНОСТИ ВНЕДРЕНИЯ ПРОЦЕССОВ

МНОГОКРАТНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОМЫВНОЙ ВОДЫ ПРИ ОБЕССОЛИВАНИИ ГАЗОКОНДЕНСАТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА БЕЗ ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

5.1. Расчет экономического эффекта от внедрения схемы многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата.

5.2 Расчет экономического эффекта от внедрения схемы извлечения стабильного конденсата без образования гидратов.

ВЫВОДЫ.

Тенденции в развитии производства топливно-энергетических ресурсов непосредственно связаны с развитием всего мирового хозяйства и соответственно с ростом численности населения и душевого потребления, конечных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР). Численность населения в настоящее время достигла 6 млрд. человек, а к 2030 году она составит 8,25 млрд. человек. В тоже время душевое потребление конечных ТЭР будет постоянно нарастать практически во всех регионах мира. В результате суммарное потребление конечной энергии в мире за ближайшие тридцать лет возрастет почти 1,5 раза.

В свою очередь удовлетворение потребностей в отдельных видах ТЭР определяется их конкурентоспособностью по отношению друг к другу. При этом конкурентоспособность того или иного ресурса на мировом рынке зависит от цен, которые в свою очередь складываются под влиянием затрат, связанных с их добычей, переработкой, транспортом, технологическими и экологическими качествами их использования.

Запасы топливно-энергетических ресурсов обеспечат потребности человека в них и на следующее столетие. Однако на обеспечение этих потребностей накладываются определенные ограничения экологического и экономического характера. Это, прежде всего, достаточно жесткие ограничение по эмиссии СОг в мире на уровне 1990 г., а также возникшие в последнее время трудности с планированием использования ядерной энергетики. Ужесточение экологических требований приводит к тому, что наиболее конкурентоспособным из всех видов первичных ТЭР является природный газ. Это связано с тем, что эмиссия СО2 при сжигании газа ниже, чем при сжигании мазута и угля.

Таким образом, роль газа, как наиболее экологически чистого вида топлива, заметно возрастает и, по прогнозам экспертов, его доля в энергобалансе мира к середине XXI века может составить 28-30%.

Россия обладает самыми крупными промышленными запасами природного газа (около 40% от мировых) и занимает лидирующее место в мире по его добыче и экспорту. Оценка размеров прогнозных ресурсов газа в Восточной Сибири и Дальнем Востоке, на шельфах северных и восточных морей показывает, что Россия еще долгое время будет лидером в газовой отрасли мира.

На территории России значительная доля газоконденсатных месторождений содержит в составе пластовых газов сероводород и сероорганических соединения, без очистки от которых газ не может быть подан в систему магистральных газопроводов и потребителям.

Организация добычи газа на Оренбургском, а затем на Астраханском месторождениях, потребовала разработки технологий по очистке газа и конденсата от сероводорода, производству серы и доочистке хвостовых газов производства серы, а также очистке газа и конденсата от сероорганических соединений. В последние годы появилось множество новых технологических процессов переработки природных газов, в том числе очистка газа физическими абсорбентами, окислительными и микробиологическими методами, термическая и плазмохимическая диссоциация сероводорода, мембранные процессы газоразделения и т.д.

Возникновение газопереработки в бывшем СССР, как самостоятельной подотрасли, можно отнести к концу 60-х - начала 70-х годов, когда вводились в эксплуатацию Мубарекский ГПЗ (Узбекистан) и Оренбургский ГПЗ (Россия). В настоящее врем в России в составе газоперерабатывающей подотрасли ОАО «Газпром» кроме Оренбургского ГПЗ действуют Астраханский ГПЗ, Сосногорский ГПЗ, Сургутский завод стабилизации конденсата, Уренгойское Управление подготовки конденсата к транспорту. Перспективы дальнейшего развития газопереработки в России связаны с добычей углеводородного сырья на газоконденсатных месторождениях Надым-Пур-Тазовского района Тюменской области, освоением месторождений полуострова Ямал, Восточной Сибири, Якутии, района Прикаспия.

Целью настоящей работы является совершенствование технологии процесса стабилизации Астраханского газоконденсата. Подготовка углеводородного сырья к переработке начинается с обезвоживания и обессоливания нестабильного конденсата. От эффективности этого процесса в значительной мере зависит и качество получаемой из углеводородного сырья всей гаммы нефтепродуктов, и длительность межремонтного пробега технологических установок.

Весьма актуальной является задача не только достижения глубокого обессоливания поступающего на переработку газоконденсата, но и снижение затрат и минимальное воздействием на окружающую среду. В связи с повышенными требованиями к охране окружающей среды в настоящее время большое внимание уделяется совершенствованию технологии обессоливания, обеспечивающему максимальное удаление из газоконденсата хлоридов при минимальном потреблении пресной воды.

Кроме того, на газоперерабатывающих предприятиях при транспортировке конденсата весьма важна проблема разрушения гидратов. В нестабильном конденсате Астраханского газового комплекса содержание сероводорода выше, чем на других месторождениях, поэтому проблема предупреждения образования гидратов стоит очень остро. Действительно, процессы гидратообразования приводят к неустойчивой работе установок, авариям и другим явлениям. Разработка способа получения стабильного конденсата без образования гидратов позволило улучшить работу установок стабилизации газового конденсата.

Выводы

1. Предложена и внедрена новая технологическая схема многократного использования промывной воды при обессоливании газоконденсата, что позволило многократно ее использовать. Внедрение этой схемы позволило снизить солесодержание в 1,6 раза и механических примесей более чем в 15 раз по сравнению с базовым вариантом обессоливания и промывки. Экономическая эффективность от внедрения за 2002-2003 г. составила 16 млн. 787 тыс. руб. Показана целесообразность применения деэмульгаторов для процесса электрообессоливания установки стабилизации газоконденсата.

2. Установлено влияние гидратообразования на процесс стабилизации газоконденсата. Для подавления гидратообразования использован метод повышения температуры сырья.

3. Установлен температурный диапазон образования и разрушения гидратов для устойчивой работы установки стабилизации газоконденсата.

4. Разработана и внедрена схема извлечения стабильного конденсата без образования гидратов. Применение этой схемы позволило добиться устойчивой работы установки при пониженной температуре пластовой смеси. Экономическая эффективность от внедрения схемы за 2003 г. составила 3 млн. 200 тыс. руб.

5. Установлено влияние качества стабильного конденсата, поступающего на установку каталитического риформинга, на ее показатели.

Заключение на конкурсную работу «Система многократного использования промывной воды для обессоливания конденсата»

Работа «Система многократного использования промывной воды для обессоливания конденсата» представляет собой комплекс, включающий • систему трубопроводов, соединяющую буферную емкость, электробессоливатель, емкость-реактор, емкость-нейтрализатор, дегидраторы 1-ой и 2-ой ступеней. Основное отличие «Системы многократного использования промывки воды для обессоливания конденсата» является то, что для улучшения эксплуатационных свойств в проектную схему введен дополнительный трубопровод от трубопровода пластовой промывной воды в трубопровод деминерализованной воды. Из технологической схемы исключено использование деминерализованной воды путем установки заглушки на подачу деминерализованной воды в буферную емкость и установлена заглушка после дополнительного трубопровода на трубопроводе промывной воды.

В конкурсной работе использовано рацпредложение №401 от 13.06.2001 «Оптимизация процесса обессоливания газоконденсата АГПЗ с применением схемы многократного использования промывной воды».

Расчет фактического экономического эффекта подготовлен в соответствии с нормативными документами, используемыми в ООО «Астраханьгазпром» при подготовке подобных документов.

К расчету приложены соответствующие документы, подписанные ответственными лицами, подтверждающие произведенный расчет.

Оценка экономического эффекта произведена в сумме 16787520 рублей.

Главный инженер

Заведующий лабораторией экономического анализа, к.э.н.

Старший научный сотрудник лаборатории, к.э.н.

В.И. Колесников Е.Б. Пыхалова

С.К. Семенов

1. 0 0 0 Астраханьгазпром, Технический справочник по Астраханскому газовому комплексу, 2000. - 144 с.

2. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и газа - М.: Химия, 1999.-567 с.

3. Мовсумзаде Э.М., Лапидус А.Л., Михайлов А., Сыркин A.M., Теплов Н.С. Газопереработка месторождений Урало-Поволжья и Оренбуржской области - М.: ОАО «ЦНИИТЭ Нефтехим» 2000. - 227 с.

4. Николаев В.В., Бусыгина Н.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа —М.: Недра, 1998. - 184 с.

5. Газохимия в XXI веке. Проблемы и перспективы. Труды московского семинара по газохимии 2000-2002 гг. Под ред. А.И. Владимирова, А.Л. Лапидуса. - М.: Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. -288 с.

6. Фролов А.В., Дудке М.П. Анализ затрат на производство продукции установки стабилизации газового конденсата // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНРШЭгазпром, 1982,- № 10.-с. 13-14.

7. Берго Б.Г., Фролов А.В., Фишман Л.Л., Гаджиев Н.Г.Б., Кубанов А.Н. Совершенствование технологии стабилизации газового конденсата // Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1984.- № 2.- 35 с.

8. Сытникова Г.Н., Степанов В.Г.', Дударев СВ., Токтарев А.В., Ионе К.Г. Каталитическая переработка бензиновых фракций газовых конденсатов.- В кн. Синтез и исследование катализаторов.-Новосибирск, изд-во Института катализа СО РАН, -1988.- N. 12, с 3-6.

9. Алиева Р.Б., Мираламов Г.Ф. - Газовые конденсаты. - Баку: Заман, 2000.-331 с.

10. Калачев Б.А. Водород в металлах и сплавах // Металловедение и техническая обработка металлов. — 1999 г. - №3 - с.3-11.

11. Перепеличенко В.Ф., Рубенчик Ю.И., Щ,угорев В.Д., Гераськин В.И., Елфимов В.В. Металл и оборудование для сероводородсодержащих нефтей и газов. - М: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2001 г. - 359 с.

12. Алцыбеева А.И., Левин С, Ингибиторы коррозии, Справочник, Л,1968.-39 с.

13. Дьяков В.П., Шредер А.В., Защита от сероводородной коррозии оборудования нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности-М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1984.- 183 с.

14. Антропов Л.И., Макушкин Е.М., Панасенко В.Ф. Ингибиторы коррозии металлов. Киев: Техника. 1981. - 183 с.

15. Розенфельд И.Л. Ингибиторы коррозии. М: Химия, 1977. - 359 с.

16. Григорьев В.П., Экилик В.В. Химическая структура и защитное действие ингибиторов коррозии. Ростов н/Д: Изд-во Ростов гос. Университета. 1978, - 184 с.

17. Улиг Г.Г., Реви Р.У. Коррозия и борьба с ней. Л. : Химия,-1989 - 456 с.

18. Ребиндер П.А., Поспелова К.А. Вступительная статья к книге Клейтона "Эмульсии", ИЛ, 1950, - с. 12

19. Каплан Л.С. Особенности эксплуатации обводнившихся скважин погружными центробежными насосами, v М.: ВНИИОЭНГ, 1980. с. 77 (й

20. Мамедов A.M., Аббасов З.Я., Нагиев А.И. и др. Особенности эмульгирования водонефтяной смеси газом // РНТС ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело, 1973.- 4. с. 17-19

21. Муравьев И.М., Ибрагимов Г.З. Влияние газовой фазы на образование водонефтяных эмульсий // Нефть и газ. v 1967. - 11. с. 17-19

22. Гловацкий Е.А. Влияние промежуточного слоя на эффективность обезвоживания нефти в резервуарах //Тр. СибНИИНП, 1980. Тюмень. -с. 104-107.

23. Гловацкий Е.А., Черепние В.В. Экспериментальное исследование процесса разделения водонефтяных эмульсий в аппаратах отстойниках //Тр. СибНИИНП, 1981. Тюмень. - с. 70-76.

24. Звегинцев И.Ф., Бывальцев В.П. Применение способа холодной деэмульсации при предварительном сбросе пластовой воды // Сб.: Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. -Бугульма, 1980. с. 62-64.

25. Лапига Е.Я., Логинов В.И. Учет процесса коалесценции капель при определении передаточных функций отстойных аппаратов //Нефть и газ. 1981.- 6. с. 51-55.

26. Маринин Н.С, Гловацкий Е.А., Скипин B.C. Подготовка нефти и сточных вод на Самотлорском месторождении //Обзорная инф. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 1981. -Вып. 18. 39 с.

27. Тронов В.П., Ахмадеев Г.М., Саттаров У.Г. Развитие техники и технологии промысловой подготовки нефти в Татарии // Сб.: Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. -Бугульма, 1980. с. 13-34.

28. Шарипов И.М., Фассахов Р.Х. Обессоливание и сдача нефти в режиме динамического отстоя // Сб.: Совершенствование методов подготовки нефти на промыслах Татарии. -Бугульма, 1980. с. 57-61.

29. Еремин И.Н. Исследование и разработка отстойников для подготовки нефти // Тр. ВНИИСПТнефть, Уфа. 1980. с. 81-88. ' « ' 30. Еремин И.Н., Мансуров Р.И., Пелевин Л.А., Алпатов Г.К., Приписнов А.С. Исследование гидродинамических характеристик базовых отстойников с применением радиоактивного изотопа //Нефтепромысловое дело. 1980.- 4. с. 35-37.

31. А. с. 889093 СССР. Отстойник для разрушения эмульсий Р.И. Мансуров, И.Н. Еремин, Т.Г. Скрябина, Н.С. Маринин, Ю.Д. Малясов, Н.М. Банков//Б.И. 1981.-с. 46.

32. А. с. 1143764 СССР. Устройство для регулирования процесса обезвоживания нефти Р.И. Мансуров, Ю.М. Абызгильдин, И.Н. Еремин, Н.А. Яковлева, В.Л. Беляков //Б.И. 1985. - с.9

33. Еремин И.Н. Интенсификация обезвоживания нефтяных эмульсий. Автореф. дисс. канд. техн. наук. Уфа, Ротапринт ВЬШИСПТнефти.-1985.-c.25

34. А.с. 98100984 РФ. Деэмульгирующие композиции для обезвоживания и обессоливания водонефтяных эмульсий В.Е. Сомов, Г.Д. Залищевский и др. //Б.И. 1998. - 1.

35. А.С.98100986 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефтяных эмульсий В.Е. Сомов, Г.Д.Залищевский и др.//Б.И. 1998.- 1.

36. Пат. 2125081 РФ. Способ обезвоживания нефти В.Ф. Лесничий, В.П. Баженов и др.// Б.И. 1997. - 5.

37. А.с. 97100210 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти А.И. Орехов, А.З. Габдулханова, И.И. Нуруллина, И.Г. Юдина // Б.И. 1997.-1.

38. А.с. 98103494 РФ. Состав для обезвоживания и обессоливания нефти, обладающий также свойствами ингибитора общей и микробиологической коррозии Г.А. Гудрий, Н.И. Рябинина и др.// Б.И. 1998.- 3.

39. А.с. 97101936 РФ. Состав для разрушения водонефтяных эмульсий, ингибирующий асфальто-смоло-парафиновые отложения Р.Г. Шакирзянов, В.Н. Хлебников, З.Х Садриев и др.//Б.И. 1997. - 2.

40. Гурвич Л.М., Шерстнев Н.М. Многофункциональные композиции щ) ПАВ в технологических операциях нефтедобычи. М.: ВНИИОЭНГ, 1994. 226 с.

41. Левченко Д.М., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. М.: Химия, 1985. 167 с.

42. Ребиндер П.А. Поверхностные явления в дисперсных системах. Коллоидная химия: Избранные труды. М.: Наука, 1978. 365 с.

43. Маринин Н.С, Каган Я.М., Савватеев Ю.Н. и др. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири //Обзорная инф. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 1983. -Вып. 8 (57). - 46 с.

44. Соколов А.Г., Шабаев Е.Ф., Владимиров Ю.Д. Современное состояние и пути совершенствования предварительного обезвоживания нефти // Обзорная инф. ВНИИОЭНГ, сер. Нефтепромысловое дело. 1984.-вып. 12 (84). 56 с.

45. Сидоров А., Блоцкий В.Л., Додонов В.Ф., Енгулатова В.П. Испытания нефтерастворимых деэмульгаторов при подготовке нефти к переработке //Химия и технология топлив и масел. 1996. -№ 5. - с. 20.

46. Buhidma А. and Pal R. Flow Measurement of Two-phase Oil-in-water Emulsions using Wedge Meters and Segmental Orifice Meters // Chem. Eng. J., 1996 V N 63. V P. 59-64.

47. Pal R. Techniques for Measuring Composition (Oil and Water Content) of Emul sions // Colloids & Surfaces, 1994. - N 84. v P. 141-193.

48. Антипин Ю.В., Валеев М.Д., Сыртланов А.Ш. Предотвращение осложнений при добыче обводненной нефти. - Уфа: Башк. кн. изд-во, 1987. - 168 с.

49. Балыбердина И. Т. Физические методы переработки и использования газа: Учебник для вузов.-М.: Недра, 1988.-248 с.

50. Кельцев Н. В. Основы адсорбционной техники. 2-е изд., перераб. и т^ доп.-М., Химия, 1984.-592 с.

51. Бекиров Т. М., Ланчаков Г. А. Технология обработки газа и конденсата.-М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 1999.-596 с.

52. Р.А. Васильев, Д. Барсук, В. П. Свиридов, Н. М. Гаврилова, А. Г. Харламов, А. В. Васильев, Г. И. Литвинова Модернизация установки для осушки и отбензинивания газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000. — № 11 с. 19

53. Э. М. Мовсумзаде, А. Михайлова, Н. Теплов, А. М. Сыркин Сравнительный анализ основных технологических установок по переработки газа на Оренбургском и Минибаевском ГПЗ // Нефтепереработка и нефтехимия, 1999. - № 3 с.42

54. Ю. Н. Ефимов Результаты внедрения процесса двухступенчатой осушки газа // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000. - № 11,с.18

55. Н. А. Самойлов Некоторые особенности работы секционированных адсорберов // Химия и технология топлив и масел, 2002. - № 8 с. 14

56. Ю. Л. Любина, А. Л. Сурин Газораспределение на начальном участке аппаратов с зернистой засыпкой // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2000. - № 4 с. 20-21.

57. Н. А. Самойлов Разработка новых конструкций адсорберов // Химическое и нефтегазовое машиностроение, 2002. — № 8 с. 15

58. Ю. В. Поконова Нефтяные асфальтиты - высокоэффективная добавка при получении углеродных адсорбентов // Химия и технология топлив имасел, 2002.-№4. с. 19

59. Пат. РФ № 2124931. Установка для адсорбционной осушки газа / 1Щ\ Фоменков В. Ф.; приор. 28.05.97, опубл. 20.01.99.

60. Пат. РФ № 2144419. Способ адсорбционной осушки газа / Дочернее акционерное общество «Центральное конструкторское бюро нефтеаппаратуры» ОАО «ГАЗПРОМ»; приор. 28.12.98, опубл. 20.01.00.

61. Пат. РФ № 2144417. Адсорбер непрерывного действия / Уфимский государственный нефтяной технический университет; приор. 10.11.97, опубл. 20.01.00.

62. Пат. РФ № 2104085. Сорбент на основе цеолита / Институт физической химии РАН; приор. 26.12.95, опубл. 12.02.98.

63. Истомин В. А. Проблема обеспечения показателей качества природного газа и равновесия углеводородных систем с водными фазами. - М.: ИРЦ Газпром, 1999, 77 с.

64. И. Н. Москалев, П. Чисиков Температура точки росы по влаге при гликолевой осушке // Газовая промышленность, 2002. - №5 с. 24

65. Истомин В. А. Физико-химические исследования газовых гидратов: проблемы и перспективы.-М.: ИРЦ Газпром, 2000, 71 с.

66. Истомин В. А. Двухфазное равновесие «Многокомпонентный раствор природного газа в воде - газовые гидраты» Сб. науч. тр. ООО «ВНИИГАЗ». - М.: Из-во ВНИР1ГАЗ, 1998.- с. 19

67. Ю. П. Васько, Ж. В, Калчахина, А. Г, Филипов, А. И, Масленников Гидратообразование на Астраханском ГКМ // Газовая промышленность, 2000. - № 1 . с.18

68. Изучение вопросов гидратообразования при поиске и разработке газогидратных залежей. // - Нефть и газ, их продукты. М., МИНХиГП, 1977. с. 65-67.

69. Демиденко К.А., Барсукова В.В., Крылова СМ., Газовые конденсаты России, // - Наука и технология углеводородов, №4 1999, с. 86.

70. В.М.Мишин, А.И.Афанасьев. Оператор по переработке сернистого природного газа, М, Недра, 1987, стр. 40.

71. В.П.Сидорин. Комбинированная установка. - М, Химия, 1985, с.5-10.

72. Паспорт и проспект фирмы Хехст на ингибитор коррозии Додиген 81. 0 0 0 Астраханьгазпром, СТП 51-5780916-32-90. с. 37

73. Методика определения содержания ингибиторов «Секангаз-9В» и «Виско-904 Nik» в воде и углеводородах, СТП 51-578091628-90. 83. 0 0 0 Астраханьгазпром, Технологический регламент установки сепарации У-171, 2000. - 47 с.

74. Паспорта и проспекты фирм Налка, Сека, ВАСФ., 1999. - с. 17

75. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Николаева Н.М. Технология обессоливания нефтей на нефтеперерабатывающих предприятиях. - М.: Химия, 1985.-168с.

76. А.Ф. Нурахмедова, Ю.И. Вьючный, Г.В, Тараканов, Л.Ф. Лыкова, Л.И. Туманова Совершенствование технологии подготовки стабильного газового конденсата. Издательский дои. Астраханский университет, 2004. с. 102-105.

77. Н.А. Пивоварова Современные подходы к интенсификации процессов переработки углеводородного сырья. Технология нефти и газа. - №4 2004.- с. 3-5.

78. ООО Астраханьгазпром Нефть, методы определения содержания хлористых солей, ГОСТ 21534-76. с. 18.

79. Справочник по катализаторам RG фирмы «Прокатализ» -1998. — с.45

80. М.Ю. Басарыгин, А,А, Захаров, Н.Н. Ивановский, СВ. Данилин. Использование центрифуг для подготовки эмульгированного газового конденсата. // Газовая промышленность №5., 2003, с. 70

81. Ф.М. Хуторянский Современное состяние установок обезвоживания и обессоливания нефти (ЭЛОУ) НПЗ. Пути совершенствования процесса и его технического перевооружения. // Наука и технология углеводородов№1 2003, с. 10-23.

82. Левченко Д.Н., Бергштейн Н.В., Худякова А.Д., Николаева Н.М. Эмульсии нефти с водой и методы их разрушения. - М.:Химия, 1967. - 200с.

83. Логинов В.И. Обезвоживание и обессоливание нефтей. - М. Химия, 1979. -216с .

84. Хуторянский Ф.М. Хлорорганические соединения в нефти. История вопроса и проблемы настоящего // Мир нефтепродуктов, 2002.- №3.- с.6-7.

85. Хуторянский Ф.М. Распределение хлорорганических соединений в нефти по фракциям и способы их удаления из нефти на стадии ее подготовки к переработке // Мир нефтепродуктов, 2002.- №4.- с.9-13.

86. Варшавский О.М., Хуторянский Ф.М. Хлорорганические соединения в нефти. Как решают проблему в ООО ПО «Киришинефтеоргсинтез» // Мир нефтепродуктов, 2003.- №2.- с. 16-18.

87. Хуторянский Ф.М., Залищевский Г.Д., Гошкин Б.П., Г.Н.Захаров. Техническая и экономическая целесообразность повторного использования воды в процессе подготовки нефти на ЭЛОУ // Нефтепереработка и нефтехимия, 2000.- №6.- с. 15-21.

88. Кузора И.Е. Повышение эффективности процесса обессоливания нефти // Нефтепереработка и нефтехимия, 2000.- №9.- с.30-33.

89. Шекера Д.В., Баклашов К.В., Елшин А.И., Лебедев Ю.Н., Моисеев В.М., Резниченко И.Д., Попов В.Г., Мироненко В.В., Чекменев В.Г. Модернизация установки ЭЛОУ-АВТ-6 Ангарского НПЗ ОАО «АНХК» // Нефтепереработка и нефтехимия, 2000.- №10.- с.25-27.

90. Чуракова К., Богатых К.Ф., Боков А.Б., Нестеров И.Д., Жулин В.А. Результаты внедрения перекрестноточных насадок на примере колонны К-2 установки ЭЛОУ-АВТ-2 ОАО «Орскнефтеоргсинтез» // Нефтепереработка и нефтехимия, 2000.-№11.- с.5-10.

91. Гошкин В.П., Хуторянский Ф.М., Залищевский Г. Д. Совершенствование технологии подготовки нефти и оборудования блоков ЭЛОУ // Нефтепереработка и нефтехимия, 2001.- №3.- с.29-31.

92. Шепелев И.И., Твердохлебов В.П., Фомова Н.А. Повышение эффективности процесса разрушения нефтяных и водно-масляных эмульсий // Нефтепереработка и нефтехимия, 2001,- №8.- с. 14-17.

93. Кузора И.Е., Елшин A.M., Федоров К.В., Томин В.П., Рыбаков. Опыт подготовки к переработке нефти якутских месторождений с высоким содержанием хлористых солей и воды // Нефтепереработка и нефтехимия, 2002.-№5.-с. 15-20.

94. Дунюшкина Е.И. Рекомендации по оптимизации технологии обессоливания нефти // Нефтепереработка и нефтехимия, 2002.- №6.- с.23-28.

95. Ямпольская М.Х., Малашкевич А.В., Киевский В.Я., Петлюк Ф.Б. Способы повышения эффективности работы установок первичной переработки нефти // Нефтепереработка и нефтехимия, 2003.- №6.- с.27-34.

96. Кошелев В.Н., Климова Л.З., Стариков В.В., Низова А. Новые деэмульгаторы для процессов подготовки нефти // Химия и технология топлив и масел, 2000.- №2.- с.25-28. .¥

97. Разработка технических предложений по повышению эффективности работы установок производства №3 Астраханского ГПЗ: Отчет о НИР (заключительный) - Астраханский научно-исследовательский и проектный институт газа, 2002. - 85с.

98. Дюрик Н. М., Князьков А. Л., Чаговец А. Н. и др. Определение возможности получения дизельного летнего экологически чистого топлива ДЛЭЧ-В на установке гидроочистки ЛЧ-24/7. НТИС- М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2000-№12-с.14-17.

99. Машкина А.В. Гетерогенный катализ в химии органических соединений серы. -Новосибирск: Наука, 1977. - 344 с. 114. 0 0 0 Астраханьгазпром, (ГОСТ 2477), 1978. - 25 с.

100. Кембелл Джон М. Очистка и переработка природных газов М, «Недра», 1977 349 с.

101. Э.А. Бондарев, Г.Д. Бабе, А.Г. Гройсман, М.А. Каниболотский. Механика образования гидратов в газовых потоках. - Новосибирск: Наука, 1976.-155 с.

102. Э.Б. Бухгалтер Метанол и его использование в газовой промышленности М, «Недра», 1986 238с.

103. Ю.Ф. Макагон Изменение состава природного газа за период разработки газогидратных месторождений - М., Недра, 1976, с. 135-137.

104. Кравцов А.В., Ушева Н.В. Мойзес О.Е. Повышение эффективности технологии подготовки природного газа и газоконденсата с использованием моделирующей системы. — Химия и химическая технология. - Иваново, 2002.-Т.45. - Вып. 3. - с. 142-145.

105. Современная версия 6.2.1. - приложения профамм Fox Draw and Fox View компания Foxboro, September 1996 с 342 121. 0 0 0 Астраханьгазпром, СТП 51 -65780913-068-2003 с. 135

106. Методика определения экономической эффективности в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений М,ВНИПИ, 198141с.