Извлечение высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа Южного Ирака тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат технических наук Дураид Хазим Каеем

• Дураид Хазим Каеем
• кандидат технических наук
• 2009

Оглавление диссертации кандидат технических наук Дураид Хазим Каеем

ВВЕДЕНИЕ.

ГЛАВА 1. ЛИТЕРАТУРНЫЙ ОБЗОР.

1.1 Методы сокращения потерь попутного нефтяного газа.

1.2 Перемешивание газожидкостной смеси.

1.3 Двухфазные течения.

ГЛАВА 2. РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ НЕФТИ СЕПАРАЦИЕЙ.

2.1 Особенности и перспективы и добычи и подготовки нефти месторождения Ирака.

2.2 Моделирование работы установки подготовки нефти месторождения Румайла.

2.3 Расчет процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией.

2.4 Расчет процесса извлечения высококипящих компонентов из газа резервуара.

ГЛАВА 3. ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ СМЕШЕНИЯ ГАЗОЖИДКОСТНОЙ СМЕСИ В ТУРБУЛЕНТНОМ АППАРАТЕ ПРИ ПРЕОБЛАДАНИИ ГАЗОВОЙ ФАЗЫ.

3.1 Методика эксперимента.

3.2 Граничные условия формирования расслоенного течения

3.3 Анализ гидродинамического сопротивления трубчатом турбулентном аппарате.

ГЛАВА 4. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЕОМЕТРИЧЕСКИХ РАЗМЕРОВ АППАРАТА И ПЕРЕПАДА ДАВЛЕНИЯ В АППАРАТЕ.

4.1 Определение геометрических размеров аппарата по модели течения однородной газожидкостной смеси.

4.2 Определение перепада давления в аппарате.

4.3 Расчет теплообменной аппаратуры.

4.3.1 Расчет величины теплоотвода в турбулентном аппарате

4.3.2. Расчет поверхности холодильника.

ВЫВОДЫ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Извлечение высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа Южного Ирака»

Актуальность темы. Нефтяной (попутный) газ, растворенный в нефти, извлекается на поверхность вместе с нефтью. Количество извлеченного нефтяного газа зависит от газового фактора - количества газа (м3), содержащегося в 1 т добытой нефти. Но извлеченный газ это еще не товарный газ. Только использованная часть ресурсов газа является объемом добычи нефтяного газа, или товарным газом. Процент использования ресурсов газа является важным показателем эффективности нефтедобывающего производства.

Компонентный состав нефтяных газов включает в себя фракции от метана до гептана, критические давления и температуры которых колеблются в широких пределах. Это ценнейшие углеводороды, как и нефть, которые могут быть использованы как широкая фракция углеводородов в нефтехимии, а после подготовки на газоперерабатывающих заводах - как топливный и сырьевой газ.

Сокращение технологических потерь и достижение потенциала стабильной нефти должно предполагать максимальное извлечение легких компонентов С1-С4 из нефти и возврат в нефть из нефтяного газа максимального количества фракций С5+. Причем, бутаны могут находиться как в стабильной нефти, так и в нефтяном газе.

Нефти месторождений Юга Ирака характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором. Газ концевой ступени, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах, а газ резервуара направляется по трубопроводу в атмосферу.

В этом случае на факел низкого давления с последних ступеней сепарации поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углеводородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского Залива, где среднегодовая температура довольно высока, что оказывается близким к температуре кипения пентановой фракции.

Разработана модификация технологии улавливания легких фракций, основанная на однократной абсорбции углеводородных компонентов из газа концевой ступени сепарации или из газового пространства резервуаров стабильной нефтью, либо другой углеводородной фракцией. Согласно этой технологии, абсорбционное извлечение углеводородных компонентов осуществляется в трубопроводе отвода газов. Часть товарной нефти в противотоке или прямотоке смешивается в трубопроводе с газом, насыщается бензиновыми и более низкокипящими компонентами газа и стекает в резервуар или в поток товарной нефти.

Эффективность процесса однократной абсорбции существенно зависит от степени перемешивания газожидкостной смеси. Наилучшая степень перемешивания достигается при турбулентном движении потока. Такой режим обеспечивают трубчатые турбулентные аппараты.

В данной работе рассматривается возможность извлечения из газа концевой ступени высококипящих компонентов однократной абсорбцией стабильной нефтью в турбулентном аппарате диффузор-конфузорной конструкции. Кроме того, рассматривается возможность извлечения из газа резервуара высококипящих компонентов по данной технологии.

Цель работы. Применительно к месторождению Румайла Юга Ирака разработать конструктивное оформление процесса извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации нефти путем однократной абсорбции стабильной нефтью.

Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:

1 Определение потерь углеводородных компонентов попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации, который сжигается на факелах. Определение степени сокращения потерь при использовании процесса однократной абсорбции.

2 Экспериментальное изучение диапазона и режима работы турбулентного аппарата диффузор - конфузорной конструкции, определение расходов газа и жидкости модельной смеси, при которых будет осуществлена турбулизация газожидкостной смеси, при преобладании газовой фазы.

3 Разработка методики расчета геометрических размеров аппарата диффузор - конфузорной конструкции, обеспечивающей турбулизацию смеси нефть-газ.

Полученные результаты позволят смоделировать процесс извлечения высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа однократной абсорбцией, определить диапазон устойчивой работы и разработать конструкцию турбулентного аппарата.

Научная новизна

1 Показано, что для извлечения высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации однократной абсорбцией, характеризующейся большим преобладанием газовой фазы над жидкой, можно эффективно использовать трубчатый турбулентный аппарат диффузор - конфузорной конструкции.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществлять в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (с1д/(1/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

Практическая значимость

1 Разработанный способ совершенствования процесса доизвлечения высококипящих углеводородов попутного нефтяного газа за счет использования малогабаритного трубчатого турбулентного аппарата диффузор-конфузорной конструкции на стадии однократной абсорбции стабильной нефтью может найти практическое применение при подготовке нефти на промыслах.

2 Результаты исследований могут использоваться при обучении студентов нефтехимического направления по дисциплине «Теоретические основы энерго- и ресурсосбережения».

Апробация работы

Основные положения работы докладывались и обсуждались: на 58 и 59-й научно-технических конференциях студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ (г. Уфа, 2007, 2008 гг.); IX Международной научно -практической конференции «Компьютерные технологии в науке, производстве, социальных и экономических процессах» (г. Новочеркасск, 2008 г.); IX Всероссийской научно-практической конференции студентов, аспирантов «Химия и химическая технология в XXI веке» (г. Томск, 2008 г.);

Публикации

Основное содержание диссертации изложено в 7 работах, в том числе в 3 статьях, из них 2 статьи по списку ВАК, материалах и тезисах докладов 4 конференций.

Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций; содержит 102 страницы машинописного текста, в том числе 24 таблиц, 25 рисунков, библиографический список использованной литературы из 116 наименований и приложения.

Заключение диссертации по теме «Химия и технология топлив и специальных продуктов», Дураид Хазим Каеем

выводы

1 Использование процесса однократной абсорбции при извлечении высококипящих компонентов из газа концевой ступени сепарации УПН месторождения Румайла Юга Ирака и охлаждение газожидкостной смеси с 55 до 25 °С позволяет уменьшить потери углеводородов до 40% и до 50% масс газов резервуара.

2 Показано, что режим движения однородной газожидкостной смеси в турбулентном аппарате можно осуществлять в соотношении расходов газ/жидкость от 5 до 15. При глубине профилирования канала диффузор-конфузор (с!д/с1/к), равной 3,0, перепад давления в турбулентном аппарате не превышает 0,02 МПа.

3 Показано, что для больших отношений расходов "газ-жидкость" при фиксированном расходе жидкой фазы незначительные колебания газовой фазы не влияют на турбулентный режим работы аппарата.

4 С учетом масштабирования для условий подготовки нефти месторождения Румайла рекомендуется использовать пятисекционный трубчатый турбулентный аппарат диффузор-конфузорной конструкции с глубиной профилирования канала, равной 3,0.

5 На основе экспериментальных данных получены регрессионные уравнения для определения геометрических размеров турбулентного аппарата и минимальный расход стабильной нефти на абсорбцию в зависимости от расхода попутного нефтяного газа концевой ступени сепарации нефти.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ К ЛИТЕРАТУРНОМУ ОБЗОРУ

Газ концевой ступени сепарации нефти, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах. В этом случае на факел поступает жирный газ, содержащий значительное количество высококипящих углеводородов. Непроизводственные потери ценного углеводородного сырья увеличиваются в летний период. Актуальность проблемы особо остро проявляется в нефтедобывающих странах Персидского Залива, где среднегодовая температура довольно высока, что оказывается близким к температуре кипения пентановой фракции.

Одним из перспективных способов снижения потерь углеводородов является процесс однократной абсорбции высококипящих компонентов попутного нефтяного газа стабильной нефтью. Эффективность процесса однократной абсорбции существенно зависит от степени перемешивания газожидкостной смеси. Наилучшая степень перемешивания достигается при турбулентном движении потока.

Трубчатые турбулентные аппараты нашли широкое применение в различных процессах химической технологии при производстве, как полимеров, так и низкомолекулярных продуктов. Отличительной особенностью разработанных этих аппаратов является преобладание жидкой фазы над газовой.

2 РАСЧЕТНЫЙ АНАЛИЗ ПРОЦЕССА СТАБИЛИЗАЦИИ

НЕФТИ СЕПАРАЦИЕЙ

2.1 Особенности и перспективы добычи и подготовки нефти месторождений Ирака

Ирак - одна из самых богатых нефтью стран мира и в будущем может стать одной из первых по объему ее добычи. Нефтяные запасы Ирака о оцениваются в 29, 2 млрд. м (184 млрд. брл.). В это число входят открытые и неоткрытые запасы нефти и природного газа. По запасам нефти Ирак занимает на Ближнем Востоке второе место после Саудовской Аравии и десятое место в мире.

Ирак имеет 6 супергигантских и 11 гигантских месторождений, в которых сосредоточено 88% его извлекаемых запасов. Сюда входят доказанные запасы и накопленная добыча.

Общий объем нефти сосредоточен в 84 месторождениях. Из этих месторождений - 23 месторождения действующие, 41 - недействующие, 20 -непромышленные. По некоторым месторождениям ведутся оценочные работы.

Общий рост извлекаемых запасов за последние 25 лет увеличился в 24 раза. По многим месторождениям отмечен рост запасов.

На большинстве месторождений Ирака добывают легкую или среднюю по плотности нефть. На большинстве месторождении удается увеличить добычу нефти из пластов с помощью заводнения (на 20-50 %). Бурение горизонтальных скважин, усовершенствованные приемы каротажа и интерпретация его результатов, применение трехмерной сейсморазведки, тепловое воздействие при добыче тяжелых нефтей - все это способствует росту добычи нефти.

С учетом больших возможных запасов нефти и низких коэффициентов извлечения на действующих промыслах в будущем ожидается большой рост запасов [110].

Из всех стран Ближнего Востока российские нефтяные компании имеют большой опыт работы с Ираком. Сотрудничество между двумя странами началось тридцать лет назад, когда были пробурены первые иракские скважины.

В конце 80-х годов в Ираке работало около 7 тысяч российских специалистов. Но еще до начала кризиса в Персидском заливе все они уехали из Ирака. Ас 1991 года против страны были введены экономические санкции ООН, запрещающие вывоз из Ирака углеводородного сырья. Таким образом, работа российских компаний в этом регионе была остановлена.

Разрешение на экспорт нефти Ирак получил в 1996 г. в рамках программы «Нефть в обмен на продовольствие». Доходы от нефтяного экспорта поступают в Нью-Йоркское отделение Национального банка в Париже.

Разрушенные во время войны нефтегазовые объекты Ирака нужно ремонтировать и покупать новое оборудование. Раньше оборудование покупали в Иордании и ОАЭ, а также во Франции, России, Италии, Китае и Турции.

Закупки нефтяного оборудования стали возможными в мае 1998 года, а необходимая техника начала поступать на предприятия только во втором полугодии 1999 года. Это было плохо для иракской нефтяной промышленности. Иракские нефтяники были готовы ускорить разработку месторождений. Все надежды возлагались на импортные запчасти, с помощью которых можно будет восстановить нефтегазовые объекты. Но надежды не оправдались, и нефтяники стали сохранять месторождения даже ценой уменьшения объемов добычи. Поэтому Багдад очень заинтересован в отмене санкций на закупки импортного оборудования.

Кроме самого Ирака отмены эмбарго ждут и другие страны, которые хотят работать на его нефтяном рынке. Для нефтяных компаний Ирак представляет огромный интерес.

Главное же преимущество иракских месторождений заключается в том, что добыча нефти здесь самая дешевая в мире. Для каждого участника программы «Нефть в обмен на продовольствие» существуют свои нормы на вывоз углеводородного сырья, добываемого на месторождениях Ирака. Российские компании экспортируют около 40% иракской нефти.

Например, месторождение Румайла, которые находится на Юге Ирака, является одним из крупных месторождений, состоит из пяти станций. Каждая станция состоит из трёх-пяти установок дегазаций, работающих параллельно. Центральная станция состоит из пяти установок.

При стабилизации нефти традиционно используется четырехступенчатая сепарация. Попутные газы первых трех ступеней, сепарируемых при давлениях 0,3.4,1 МПа, направляются по трубопроводу потребителю. Газ концевой ступени, имеющий низкое остаточное давление, как правило, сжигается на факелах.

Нефти месторождений Юга Ирака характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором, что способствует большим потерям ценных углеводородных компонентов.

2.2 Моделирование работы установки подготовки нефти месторождения Румайла

Расчетный анализ проведен с применением пакета прикладных программ, разработанных на кафедре Химической кибернетики УГНТУ с применением уравнения состояния Пенга-Робинсона для расчета газожидкостного равновесия углеводородной смеси с учетом неидеальности как жидкой, так и паровой фазы.

Алгоритм расчета таков [111]:

1. Определяют температуру Т и долю отгона е, совместным решением уравнения теплового баланса и однократного испарения п

I-?--1 = 0

Й1 + е (К;-!) при соблюдении условий

1; (2.1) 1 1 где Б V е - мольная доля отгона, означающая е = —; Б

К; - константа фазового равновесия, определяется из уравнения: к - п ■ Р> где Р-х— давление 1-го компонента при Хр=1, Р - давление, у\ фугитивность ¡-го компонента; Б- мольной расход смеси;

2. Расходы потоков жидкости Ь, пара V и их теплосодержания:

Ь = (1-е) ; V = е * Б ;

1 1 где Ь; ,Н{ — энтальпии ¡-го компонента жидкой и паровой фаз.

Ь* Х[; •

Составы компонентов в жидкой и паровой фазах х1 = -—- ; VI = К| * Xi

1 + е(К4-1)

При невыполнении условия (2.1) полагают в первом случае

Ь=0; Уч = ¥*ъ;

Во втором случае

У=0; и =

В таблице 2.1 приведены составы, плотность и молекулярная масса компонентов и узких нефтяных фракций исходной нефти установки № 1 центральной станции. Как видно из таблицы, нефть месторождения Румайла характеризуются большим содержанием низкокипящих компонентов, большим газовым фактором. Так, содержание Сг Сз около 12 % , содержание Св + более 82 % масс.

Проведен расчетный анализ работы УПН по существующей схеме, которая состоит из 4 последовательных ступеней сепарации нефти (рисунок 2.1). Основные режимные параметры работы установки приведены в таблице 2.2. Экспериментальные данные работающей установки приведены в приложениях 1 и 2.

Расчетные расходы и составы потоков приведены в таблицах 2.3 и 2.4. Попутные газы первых трех ступеней, сепарируемых при давлениях 4,186, 0,816, 0,285 МПа, направляются по трубопроводу потребителю (см. рис. 2.1).

При стабилизации нефти на промыслах существует проблема снижения потерь углеводородных компонентов. Наибольшие потери наблюдаются из товарных резервуаров и с газом концевой ступени сепарации. Как правило, низконапорный газ концевой ступени сепарации сжигается на факелах. Данная проблема очень остра для месторождений нефти Юга Ирака, в которых среднегодовая температура довольно высока.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Дураид Хазим Каеем, 2009 год

1. UNIDO and Gulf Organization for Industrial Consulting //The Industrial Uses of Associated Gas, April 30, 1982.

2. Хафизов A. P. Повышение эффективности технологических процессов сокращения потерь при сборе и подготовке углеводородного сырья: дисс. На соискание уч. ст. д-ра тех. наук. — Уфа, 1998.

3. Тронов В. П. Подготовка нефти за рубежом / В. П. Тронов. М.: Недра, 1983.-214 с.

4. Мательков В. П. Совершенствование оборудования для сбора и сепарации нефти / В. П. Мательков // Нефтепромысловое дело.- 1983-№7,- С. 13-15.

5. Коржубаев А. Г. Попутный газ проблемы и перспективы / А. Г. Коржубаев // ЭКО 2006. № 5. - С. 121-129.

6. Oil information (2004 edition). IEA Statistics, 2004.

7. Natural gas information (2004 edition). IEA Statistics, 2004.

8. Тур E. В. Состояние переработки попутного нефтяного газа в Тюменской области / Е. В. Тур, Р. 3. Магарил // Изв. вузов Нефть и газ.-2007.- №6.- С. 122-127.

9. Шаламберидзе О. В. Способ снижения потерь бензина от испарения / О. В. Шаламберидзе, Е. Р. Магарил, Р. 3. Магарил // Изв. вузов. Нефть и газ. -2002. № 1. - С. 86-89.

10. Кратиров В. А. Проблема свободного газа в товарной нефти / В. А. Кратиров, M. М. Гареев, Р. Л. Бикбаев // Нефтяное хозяйство. 2001— № 1. - С. 72-74.

11. Ишметов М. Г. К вопросу о состоянии использования нефтяного газа / М. Г. Ишметов // Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом.- 2007 № 4. - С. 7-10.

12. Маринин Н. С. Совершенствование технологических схем сбора и подготовки нефти на месторождениях Западной Сибири / Н. С. Маринин, Я. М. Каган и др. М.: ВНИИОЭНГ, 1983.

13. Саватеев Ю. Н. Некоторые задачи оптимизации процесса дегазации нефти / Ю. Н. Саватеев, Н. С. Маринин и др. // Автоматизация и телемеханизация нефтяной промышленности: ОИ.О М., 1983.

14. РД 39-0147103-388-87. Методические указания по определению технологических потерь нефти на предприятиях Министерства нефтяной промышленности. Уфа, 1987.-81 с.

15. Тронов В. П. Совершенствование технологии улавливания легких фракций на промыслах / В. П. Тронов и др. // Нефтяное хозяйство-1985.- №3.-С. 49-50.

16. Гумеров М. Р. Борьба с потерями нефти и нефтепродуктов на нефтерерабатывающих предприятиях / М. Р. Гумеров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья: ОИ.-М., 1976 66 с.

17. Андреева Н. Н. Рациональное использование нефтяного газа: от анализа проблемы до реализации проектов / Н. Н. Андреева, В. Н. Миргородский, В. Г. Мухаметшин, Н. А. Чернышева, Р. Г. Джабарова //Нефтяное хозяйство-2007-№ 9- С. 133-137.

18. Низамов К. Р. Определение фактических потерь нефти от испарения и содержания растворенного газа на объектах подготовки нефти ОАО «Башнефть»/ К. Р. Низамов, В. Д. Шамов, Б. А. Баринов // Нефтяное хозяйство.- 2007.- № 4.- С. 80-81.

19. Лутошкин Г. С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды / Г. С. Лутошкин.-М.: Недра, 1977 193 с.

20. Ткачев О. А. Сокращение потерь нефти при транспорте и хранении / О. А. Ткачев, П. И. Тугунов. М.: Недра, 1988.- 118 с.

21. Яковлев В. С. Хранение нефтепродуктов. Проблемы защиты окружающей среды / В. С. Яковлев. М.: Химия, 1987 - С. 5-59.

22. Байков Н. М. Сбор нефти и нефтяного газа на промыслах за рубежом / Н. М. Байков, Е. В. Байкова. М.: ВНИИОЭНГ, 1970.- 80 с.

23. Раневский Б. С. Охрана окружающей среды при транспорте и хранении жидких углеводородов / Б. С. Раневский // Охрана окружающей среды: ОИ.-М., 1980.-61 с.

24. Коршак А. А. Современные средства сокращения потерь бензинов от испарения / А. А. Коршак . Уфа: ДизайнПолиграфСервис — 2001.- 78 с.

25. Коршак А. А. Ресурсосберегающие методы и технологии при транспортировке и хранении нефти и нефтепродуктов/ А. А. Коршак . -Уфа: ДизайнПолиграфСервис 2006.- 138 с.

26. Патент 48-139702 Япония, МКИЗ СЮ 05/04. Способ улавливания летучих из паровой фазы резервуаров / М. Масааки, Т.Осаму.

27. Янг-Чан-сан. Адсорбционная защита окружающей среды от загрязнений при "дыхании 11 резервуаров / Чан-сан-Янг, X. Р. Киллат // Переработка углеводородов. 1976. - № 9. - С. 17-18.

28. Хафизов А. Р. Технология сокращения промысловых потерь углеводородного сырья / А. Р. Хафизов. Уфа, 1997 - 186 с.

29. Умергалин Т. Г. Технология улавливания низкокипящих бензиновых фракций из резервуаров / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов // Нефтяное хозяйство.- 1989.-№ 10. С. 6-10.

30. Умергалин Т. Г. Технология улавливания легких углеводородных фракций / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов // Информ. листок БашЦНТИ.- Уфа, 1991.- №233-91.1 911. Г )

31. Иванов С. И. Утилизация низконапорных газов на объектах добычи и переработки В ООО «Оренбурггазпром» / С. И. Иванов, В. И. Стольпин, С. А. Молчанов, М. М. Морозов, Е. А. Зубанова // Зашита окружающей среды в нефтегазовом комплексе. 2006. № 7 - С.32-35.

32. Дроздов А. Н. Утилизация попутного газа в нефтепромысловом сборе с использованием струйного аппарата / А. Н. Дроздов, М. А. Мохов, Л. В. Осичева, X. X. Хабибуллин // Нефтепромысловое дело. 2004. № 5.I1. С. 37-39.

33. Рошак И. И. Разработка насосно-эжекторных установок для охраны окружающей среды от продуктов сгорания нефтяных газов / И. И. Рошак, А. В. Гордиевский //Нефтяное хозяйство 1990-№ 2— С. 64-66.

34. Кемптон Е. А. Экономические преимущества газовых эжекторов / Е. А. Кемптон//Нефть, газ и нефтехимия за рубежом- 1981- №11- С. 26-28.

35. Тронов В. П. Состояние и совершенствование технологических схем утилизации низконапорного газа / В. П. Тронов, А. Н. Шаталов, Р. 3. Сахабутдинов, Р. Г. Ганиев, Ф. А. Закиев // Нефть Татарстана. 1999. -№ 3.- С. 36-39.

36. Маринин Н. С. Аппарат каплеуловитель для нефтяного газа / Н. С. Маринин, Ю. Н. Саватеев и др. // Тр. Сиб НИИНП Тюмень, 1980-Вып. 17.- С. 77-82.

37. Бекиров Т. М. Первичная переработка природных газов / Т. М. Бекиров. -М.: Недра, 1987 256 с.

38. Берлин М. А. Сбор, подготовка и переработка нефтяного газа за рубежом / М. А. Берлин, Н. П. Волков и др. // Нефтепромысловое дело: ОИ.-М., 1986,-Вып. 10 9117.- 48 с.

39. Тронов В. П. Технология промысловой подготовки нефтяного газа к транспорту / В. П. Тронов и др. // Нефтепромысловое дело: Экспресс-информация- 1987-Вып. 8-С. 18-20.

40. Лунтовский Е. А. Стабилизация газового конденсата / Е. А. Лунтовский и др. // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: ОЙ М., 1976 - 67 с.

41. Minkkinen. Make best use of associated gas / Minkkinen // Hydrocarbon processing, 1981.- 60.- N4.- P. 119-122.

42. Marchal P. Skid mounted rotating thermal separator efficiently recovers NGL from associated gas / P. Marchal, S. Maltek, I. Ch. Viltard // Oil and Gas Journal.-1984. V.82.- N. 49.

43. Маринин H. С. Технологические схемы утилизации газа и сокращение потерь нефти при разгазировании / Н. С. Маринин и др. // Совершенствование методов добычи и подготовки нефти в Западной Сибири Тюмень, 1983.- С. 37-42.

44. Быков В. А. Промысловая стабилизация нефти / В. А. Быков // Нефтепромысловое дело и транспорт нефти, 1985 № 5 - С. 30-32.

45. Ризванов Р. Г. Проблемы и перспективы переработки нефтяных газов / Р. Г. Ризванов, И. С. Гусейнов, В. Е. Шейнин и др. // Нефтяное хозяйство.-1994.-№ 11-12.- С, 80-81.

46. Solas Mariano. Sistema de recuperation de gas antorcha Oil and Gas J — 1983 - 16.-N 192.-P. 66-68.

47. Adams Gene H., Rowe Hunter J. Slaughter Estate Unit C02 pilot surface down hole equipment construction and operation in the presence of H2S. — J. Petrol Technol- 1981.- 33.-N6,-p. 1065-1074.

48. Рамм В. M. Абсорбция газов / В. М. Рамм. М.: Химия, 1976 - 656 с.

49. Марушкин Б. К. Некоторые особенности абсорбции углеводородныхгазов / Б. К. Марушкин и др. // Химическая технология переработки нефти и газа Казань, 1984.- С. 51.

50. Пручай В. С. Разработка энергосберегающих технологий стабилизации нефти и нефтяных фракций / В. С. Пручай // Дис. канд. техн. наук — Уфа, 1987.-216 с.

51. A.C. 1595878 СССР. СЮ G7/00. Способ стабилизации нефти / Т. Г. Умергалин, А. Р. Хафизов и др. // Открытия. Изобретения- 1990 № 36.

52. Систер В. Г. Принципы повышения эффективности тепломассообменных прцессов/ В. Г. Систер, Ю. В. Мартынов // Калуга: Издательство Н. Бочкоревой, 1998. 508 с.

53. Хафизов Ф. Ш. Оценка эффективности работы прямоточных смесителей для перемешивания гомо- и гетерогенных систем/ Ф. Ш. Хафизов, В. Г. Афанасенко, И. Ф. Хафизов, А. Ш. Хайбрахманов // Химическая промышленность-2008-т. 85.-№ З.-С. 153-155.

54. Марк А. Джискут. Устройство струйного перемешивания для подгототов потока к отбору пробы жидкости / А. Джискут. Марк // Нефтегазовые технологии 2001 - №.- 4.- С. 104-106.

55. Шулаев Н. С. Эффективность работы малообъемных роторных смесителей при импульсном режиме обработки сред/ Н. С. Шулаев // Ваш. хим. журн-1997-Т. 4, вып. 2.-С. 29

56. Афанасенко В. Г. Совершенствование конструкции массообменнош устройства для проведения процесса абсорбции, дисс. На соискание уч. ст. кн-та тех. наук. Уфа, 2008.

57. Молоканов Ю.К. Процессы и аппараты нефтегазопереработки. -Химия, 1980.— 408с.

58. Плановский А. Н., Николаев П. И. Процессы и аппараты химической нефтехимической технологии. М., Химия, 1972. — 496 с.

59. Цибровский Я.Н. Основы процессов химической технологии Перевод с польского под ред. Романкова П. Г. Л.: Химия, 1967. — 720 стр.

60. Соловьев А. В. Эффективность перемешивания в цилиндрическом аппарате с использованием решетки с крыловыми профилями / А. В. Соловьев, A.B. Борисов// Химическое и нефтегазовое машиностроение 2003.- № 6.- С. 8-9.

61. Тахавутдинов Р. Г. Турбулентное смешение в малогабаритных трубчатых аппаратах химической технологии / Р. Г. Тахавутдинов, Г. С. Дьяконов, Р. Я. Дебердеев, К. С. Минскер // Химическая промышленность. 2000. № 5. - С.41-49.

62. Берлин А. А. Трубчатые турбулентные реакторы основа энерго и ресурсосберегающих технологий / А. А. Берлин, К. М. Дюмаев, К. С. Минскер, Ф. Р. Халафов, С. В. Колесов // Химическая промышленность. - 1995. № 9 - С. 550-556.

63. Котов С. В. Получение и использование низкомолекулярных полибутенов / С. В. Котов, К. В. Прокофьев, К. С. Минскер, Ю. А. Сангалов, А. А. Берлин // Химия и технология топлив и масел. 1990. №4.-С. 14-15.

64. Прочухан К. Ю. Новый способ сернокислотного алкилирования изопарафинов олефинами / К. Ю. Прочухан, Э. Р. Исламов, И. В. Нефедова, Р. Н. Гимаев, Ю. А. Прочухан, П. Г. Навалихин, Г. Г. Алексанян // Химия и технология топлив и масел. 1999. № 2. - С. 1617.

65. Бодров В. И. Оптимальное проектирование энерго- и ресурсосберегающих процессов и аппаратов химической технологии / В. И. Бодров, С. И. Дворецкий, Д. С. Дворецкий // Теоретические основы химической технологии. 1997. Т. 31. № 5. - С. 542-548.

66. Дворецкий С. И. Разработка энерго- и ресурсосберегающих технологических установок непрерывного действия / С. И. Дворецкий, В. В. Карнишев, Д. С. Дворецкий // Химическое и нефтегазовое машиностроение. — 1998. № 4. -С 4-7.

67. Минскер К. С. Энерго- и ресурсосберегающая технология получения хлорбутилкаучука с использованием трубчатых турбулентныхаппаратов / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Р. Я., Иванова С. Р. Дебердеев // Химическая промышленность. 2000. №11.- С. 26-30.

68. Исламов Э. Р. Влияние турбулентности на процесс хлорирования бензола / Э. Р. Исламов, Ю. А. Прочухан, Р. Н. Гимаев // Известия вузов. Химия и химическая технология. 1999. Т. 42. № 2. - С. 73-76.

69. Berlin A. A., Prochukhan Y. A., Minsker К. S., Konoplyov А. А., Kompanietz V. Z. Пат. 5397179 США, МКИ В 01 Р 5/05.Method and apparatus for mixing fluids. №277257; Заявл. 06.10.94; Опубл. 03.04.95; Б.И.№13. 1995.

70. Крехова М. Г. Влияние турбулентности на эффективность смешения потоков разной плотности / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, Ю. А. Прочухан, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. 1994. Т. 28. №3.- С. 271-273.

71. Вурзель А. Ф. Исследование проточных смесителей для образования водонефтяных эмульсий / А. Ф. Вурзель, A. JI. Сурис // Известия вузов. Химия и химическая технология. 1997. Т. 40. № 2. - С. 116-118.

72. Крехова М. Г. Влияние вязкости несмешивающихся жидкостей на формирование эмульсий из растворов каучуков / М. Г. Крехова, С. К. Минскер, К. С. Минскер // Теоретические основы химической технологии. 1995. Т. 29. № 5. - С. 496-499.

73. Лебедева Е. В. Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентоскоростном поле / Е. В. Лебедева, В. Т. Ситенков // Химия и технология топлив и масел 1999. № 1С. 17-18.

74. Попов В. Ф. Прогноз распределения капель по размерам при эмульгировании жидкостей в турбулентном потоке / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградова// Химическая промышленность. 1984. № 1. - С. 53-55.

75. Попов В. Ф. Оценка величины межфазной поверхность и затрат энергии при эмульгировании жидкостей в турбулентном реакторе / В. Ф. Попов, Н. В. Виноградов // Химическая промышленность. 1984. № 6.-С. 49-51.

76. Коноплев А. А. Интенсификация процессов экстрагирования / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л. Рытов, А. А. Берлин. М.: Сб. ст. ИХФ РАН, "Полимеры-2002".- С. 24-25.

77. Берлин А. А. Массоотдача от пузырей и капель в каналах сложной конструкции Черноголовка / А. А. Берлин, К. С. Минскер, А. Г., Тахавутдинов Р. Г. Мухаметзянова, Г. С. Дьяконов, Г. Г., Рытов Б. Л. Алексанян, А. А. Коноплев.: "Полимеры 2003". - 188 с.

78. Коноплев А. А. Новый эффективный метод интенсификации конвективного теплообмена / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л., Берлин А. А. Рытов // Теоретические основы химической технологии. — 2002. Т. 36. № 2. -С. 220-222.

79. Шевляков Ф. Б. Анализ структуры потоков в малогабаритных трубчатых турбулентных реакторах, дисс. На соискание уч. ст. кн-та тех. наук. — Уфа, 2006.

80. Барабаш В. М., Смирнов Н. Н. Перемешивание в жидких средах / В. М. Барабаш // Журнал прикладной химии. 1994. Т. 67. № 2. - С. 196-203.

81. Разумов И. М. Пневмо- и гидротранспорт в химической промышленности / И. М. Разумов М.: Химия, 1979. 248 с.

82. Ситенков В. Т. Теория и расчет двухфазных систем / В. Т. Ситенков // Нефтегазовые технологии. 2003. №.3. - С. 54-59.

83. Лебедева Е. В. Обоснование механизма взаимодействия фаз в градиентно-скоростном поле / Е. В. Лебедева, В. Т. Ситенков // Химия и технология топлив и масел 1999- № 1.

84. Коноплев А. А. Новый эффективный метод интенсификации конвективного теплообмена / А. А. Коноплев, Г. Г. Алексанян, Б. Л. Рытов, А. А. Берлин // Теоретические основы химической технологии. 2002. Т. 36. № 2. - С. 220-222.

85. Long W. М. On dissolution of a spherical gas bubble in the presence of fast reaction / W. M. Long, L. V. Kalachev // Chemical Engineering Science. -2000. V. 55.-P. 2295-2301.

86. Павлушенко И. С. О влияния перемешивания на процесс химического превращения в системе газ-жидкость / И. С. Павлушенко, Л. Н. Брагинский, В. Н. Брылов // Журнал прикладной химии. 1961. Т. 34. № 5.-С. 805-814.

87. Serizawa A. Turbulent structure of air-water bubbly flow / A. Serizawa, I. Kataoka, I. Michiyoshi // Intern. J. Multiphase Flow. 1975. V. 2. - P. 235246.

88. Nakoryakov V. E., Kashinsky O. N., Burdukov A. P., Odnoral V. P. Local characteristic of upward gas-liquid flows / V. E. Nakoryakov, O. N. Kashinsky, A. P. Burdukov, V. P. Odnoral // Intern. J. Multiphase Flow. -1981. V. 7.- P. 63-81.

89. Wang S. K. 3-D turbulence structure and phase distribution measurements in babble two-phase flows / S. K. Wang, S. J. Lee, О. C. Jones, R. T. Lahey // Intern. J. Multiphase Flow. 1987. V. 13. - P. 327-343.

90. Zun I. The transverse migration of bubbles influenced by walls in vertical babbly flow / I. Zun // Intern. J. Multiphase Flow. 1980. V. 6. - P. 583588.

91. Burnea D. Gas-liquid flows in inclined tubes: Flow pattern transition for upward flow / D. Burnea, O. Shoham, Y. Taitel, A. E. Dukler // Chem. Eng. Sci.- 1985.V. 40.- P. 735-740.

92. Кашинский О. H. Пузырьковое газожидкостное течение в наклонном прямоугольном канале / О. Н. Кашинский, А. В. Чинак, Е. В. Каипова // Теплофизика и аэромеханика. 2003. Т. 10. № 1. - С. 71-78.

93. Минскер К. С. Взаимосвязь кинетических констант с геометрическими параметрами реакционной зоны / К. С. Минскер, А. А. Берлин, Ю. А. Прочухан, Н. С. Ениколопян // Высокомолекулярные соединения. — 1986. Б. Т. 28. № 6. С. 466-469.

94. Кутателадзе С. С. Гидродинамика газожидкостных систем / С. С. Кутателадзе, М. А. Стырикович-М.: Энергия, 1976. 296 с.

95. Мамеев В. А. Движение газожидкостных смесей в трубах / В. А. Мамеев, Г. Э. Одишария, О. В. Капчук, А. А. Точилин М.: Недра, 1978.- 270 с.

96. Тхык Ф. Д. Полуэмпирическая модель двухфазного пробкового потока для условий транспорта высокопарафинистых нефтей / Ф. Д. Тхык // Нефтяное хозяйство 2000.- № 3 - С.53-55.

97. Ситенков В. Т. Разработка модели процесса трубопроводного транспорта двухфазных потоков / В. Т. Ситенков // Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности 2004— № 2 — С. 19-20.

98. Сулейманов Р. С. Сбор, подготовка и хранение нефти газа. Технологии и оборудование / Р. С. Сулейманов, А. Р. Хафизов, В. В. Шайдаков, В. В. Чеботатов, В. А. Ставицкий, О. П. Кабанов, Н. В. Пестрецов. -Уфа.- 2007.- с. 64.

99. Perry R. Н. Perry's Chemical Engineer's Handbook / R. H. Perry, D. W. Green, J. O. Maloney New York, McGraw-Hill Book Company - 1999-P.657.

100. Справочник по теплообменникам: В 2 т. 1 / С74 Пер. с англ., под ред. Б. С. Петухова, В. К. Шикова.-М.: Энергоатомизат, 1987. 182 с.

101. Верма М.К. Запасы нефти и ресурсы недр в общих нефтяных формациях Ирака / М.К Верма и др. // Нефть, газ и энергетика 2005-№ 3.— С.9-21.

102. Умергалин Т. Г. Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии / Т. Г. Умергалин., Ф. М. Галиаскаров- Уфа: Изд-во У ГНТУ.-2007.- 236 с.

103. Хафизов А. Р. Нефтяная и газовая промышленность Научно-технические достижения, передовой опыт, рекомендуемые для внедрения в нефтяной промышленности / А. Р. Хафизов, Т. Г. Умергалин. 1991.- № -7. С. 26-29.

104. Айнштейн В. Г. и др. // Общий курс процессов и аппаратов химической технологии-Москва, Высшая школа- 2003-Кн. 1- С. 181.

105. Crane Technical Paper No. 410, Flow of Fluids, Crane Co., 1977.

106. Каеем Д. X. Аппарат однократной абсорбции высококипящих компонентов из попутного газа / Д. X. Каеем, Т. Г. Умергалин, В. П. Захаров, Ф. Б. Шевляков// Изв. вузов. Нефть и газ. -2009. № 1. - С. 32-34.