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


ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ВОД.

А.Н. Воронов, А.В. Тудвачев

Геологический факультет СПбГУ

199034, г. Санкт-Петербург, Университетская наб. д.7/9, [email protected][email protected]

Вместе с нефтью на нефтяных промыслах извлекается огромное количество подземной воды. Чем дольше длится эксплуатация месторождения, тем большее количество воды поднимается на поверхность. В некоторых случаях количество извлекаемой воды достигает 90%. Наивысшее количество воды фиксируется при полном обводнении скважин. Так как извлекаемые компоненты используются, главным образом, в промышленности, они получили не совсем удачное название «промышленные».

Поскольку эти воды извлекаются с большой глубины, они обладают значительной минерализацией и высоким содержанием ряда ценных компонентов, в большинстве своем относящихся к разряду микрокомпонентов.

Конечно, интересы нефтяников и гидрогеологов – промысловиков прямо противоположны. Однако, они легко могут быть объединены, если учесть цена получаемого гидроминерального сырья, цена которого в оптимальных случаях может достигать или даже превышать цена нефтяных углеводородов.

Вопрос извлечения микроэлементов из попутных нефтяных вод необходимо рассматривать с экономической точки зрения. Для организации производства по извлечению промышленно ценных компонентов из попутных нефтяных вод нужно учитывать следующие моменты:

1.   Значения концентраций потенциально извлекаемых компонентов в водах.

2.   Общий расход (объем) попутных вод поступающий с площади месторождения за единицу времени.

3.   Эффективность технологии извлечения компонентов.

4.   Спрос и цены на мировых и внутренних рынках на перспективное сырье.

Наибольшие концентрации в нефтяных водах наблюдаются для брома. Количество брома в рассолах достигает 6-7 г/л. При содержании брома более 250 мг/л добыча брома становится рентабельной. В зоне распространения хлор – кальциевых вод отмечается рост содержания брома с увеличением минерализации и метаморфизации вод. Бром отличается высокой растворимостью в воде. Соли брома (бромиды) способны на 95% растворяться в воде. Основное количество брома накапливается в морских и океанических водах (содержание брома в морской воде составляет порядка 65 г/л). В процессе галогенеза бром постепенно накапливается в рассолах по мере увеличения минерализации. Бром поступает в подземные воды за счет растворения галогенных пород.

Бромные воды и рассолы имеют широкое распространение в нефтегазоносных бассейнах. Они развиты на большей части Восточно-Европейской и Сибирской платформ. В Северо-Двинском бассейне в отложениях палеозоя бромные рассолы с минерализацией до 190 г/л содержат 375-900 мг/л брома. На юге Тиммана, в Печорском бассейне в отложениях кембрия – палеогена скважинами вскрыты рассолы с минерализацией от 50 до 235 г/л и содержанием брома до 800 мг/л (Нижняя Омра, Северная Сылва).

В Припятском прогибе в ультракрепких рассолах содержание брома достигает 3,6 г/л.

В Поволжье бромные воды и рассолы распространены почти повсеместно. В Пермской области вплоть до восточной границы Предуральского прогиба ультракрепкие бромные рассолы распространены ниже ангидритовых пермских отложений и содержат до 1,8 г/л брома (Краснокамск).

В пределах Сибирской платформы  в глубоких горизонтах Конского, Среднеангарского, Ленско-Вилюйского бассейнов на глубине 2-3 км развиты ультракрепкие рассолы с содержанием брома до 7 г/л. В Иркутском бассейне в рассолах карбоновых отложений мотской свиты, на месторождениях Братское, Среднеботубинское в водах с минерализацией 290-450 г/л содержание брома составляет 5-6 г/л.

Не исключено, что новые месторождения, обнаруженные в акваториальной части древних платформ, также будут содержать кондиционные концентрации брома.

В Рф около 70% брома добывают из подземных вод. Остальные 30% получают из рапы озер и морских заливов и отходов калийного производства. Добывают бром из рассолов Краснокамского в Пермской области. Используются воды хлоридного – кальциевого –  натриевого состава.

По добыче брома Россия находится на 4 месте уступая USA, Англии, Германии и Израилю. Мировое производство брома оценивается порядка 550 тыс. тонн в г., цена на бром составляет около 1 тыс. долл. за тонну. Россия импортирует бром из USA и Израиля в объема 20-25 тыс. тонн в г..

Другим распространенным галогеном, получаемым из подземных вод, является йод. Йод не концентрируется в горных породах, сырьем для его получения служит гидросфера и водная растительность. Йод содержится в водах с невысокой минерализацией. Накопление йода в воде ассоциируется с повышенным содержанием органических веществ. Главные концентраторы йода – морские растения и организмы. В составе растений преобладают минеральные формы йода – йодиты. Так как водорослевый материал отлагается на участках опресненной морской воды, то йод, прежде всего, связан с седиментационными водами пониженной минерализации. Для вод  нефтяных месторождений характерны высокие концентрации йода. Взаимодействие пород с подземными водами происходит с участием органического вещества, которое регулирует концентрацию и форму миграции йода в подземных водах. В минерализованных водах переходу йода из пород способствует щелочная среда, восстановительная обстановка и температура.

По составу йодные воды являются хлоридно-гидрокарбонатными или гидрокарбонатно-хлоридными натриевыми.

В распространении и содержании йода в подземных водах проявляется определенная зависимость от возраста водовмещающих пород. Так, в бассейнах областей мезозой- кайнозойской складчатости среднее содержание йода в подземных водах составляет 36,3 мг/л, а водах палеозойской складчатости 12,5 мг/л.

В неокомском комплексе центральной зоны Западно-Сибирского мегабассейна воды имеют минерализацию 11 – 27 г/л, а содержание йода составляет 18-34 мг/л.

На первом месте по производству йода в мире находится Япония, Россия находится на 3 месте. Цена за тонну йода составляет около 33 тыс. долларов.

Стронций традиционно извлекается из обогащенных стронцием минералов. Однако, 24% мировых запасов стронция находится в подземных водах. В настоящее время имеются технологии извлечения стронция из подземных вод.

В юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна на месторождениях  Ямало –Ненецкого автономного округа — Фестивальном и Харампурском воды хлоридно-кальциевые и имеют минерализацию 18,5-19 г/л, содержание стронция составляет 79-163 мг/л (0,6%), что ниже установленных в нашей стране кондиций (300 мг/л). Цена стронция на мировом рынке составляет 1200 – 1500 долл. за тонну. Поэтому, даже большие запасы вод нефтяных месторождений северной части Западной Сибири не оправдают затрат на его производство. Однако, потребности в стронции в нашей стране удовлетворяются, в основном, за счет импорта, а также переработки апатитового концентрата, где карбонат стронция составляет 2,4%.

До 63% мировых запасов лития содержится в подземных водах. Около 30% производится из подземных и поверхностных вод. Наиболее передовые технологии извлечения лития развиты в USA. В штатах Мичиган и Оклахома нефтяные воды содержат до 3 г/л лития.

В Рф принята кондиция для лития в 10 мг/л. По состоянию на начало 2008 г., цена за тонну лития составила 6,3 тыс. долларов. Таким образом, извлечение лития из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа при использовании современных технологий может оказаться рентабельным, учитывая большие запасы вод.

Интересно рассмотреть возможность извлечения некоторых редких элементов из нефтяных вод Ямало – Ненецкого автономного округа. Вопрос извлечения скандия, цезия и германия носит сложный характер.

Содержание скандия в нефтяных водах составляет до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание для скандия не установлено, но известно что скандий добывается из попутных бокситовых и урановых руд с содержанием от 0,00001% до 0,002%. Содержание скандия в морской воде составляет 4х10-5 мг/л. Цена на скандий доходит до 206 тыс. долл. за килограмм.

Еще записи на эту же тему:
  • Нет похожих записей.

Страницы: 1 2

energyfuture.ru

Компонентный состав попутного нефтяного газа // Добыча и переработка // Наука и технологии

Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.

В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа (ПНГ) может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.

СОСТАВ ПНГ ПО ТИПАМ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Такое сравнение помогает наглядно оценить различия между объёмным содержанием компонентов в природном газе и объёмным содержанием компонентов в попутном нефтяном газе. Ведь, в отличие от природного газа, ПНГ может использоваться не только как энергетический газ. Переработка ПНГ по газо- и нефтехимическому профилю - это главное направление его полезного использования. Состав попутного газа представлен по трём ступеням сепарации нефти: выделившийся газ после 1 ступени, после 2 ступени и после 3 ступени - концевой.

В составе попутного газа нефтяного месторождения содержание метана почти в 2 раза меньше, чем в составе природного газа. Причём с каждой последующей ступенью содержание этого компонента уменьшается. Это связано с тем, что метан является самым лёгким углеводородным газом, поэтому выделяется он из нефти значительно быстрее, чем его гомологи. При этом объёмное содержание гомологов метана, наоборот, с каждой ступенью сепарации только возрастает. Выделению этих компонентов из нефти способствует повышенная температура (подогрев нефти) и низкое давление в сепараторах на объектах подготовки нефти. Также стоит обратить внимание на то, что плотность ПНГ с каждой ступенью сепарации увеличивается (выделяются более тяжёлые компоненты). Если сравнить плотность природного газа и попутного газа нефтяного месторождения, можно заметить, что разница более чем в 1,5 раза, а на 2 и 3 ступени - в 2 и 4 раза соответственно. Самое важное, что определяет ценность попутного нефтяного газа - это суммарное содержание компонентов, начиная с пропана (С3+выше). Из таблицы видно, что количество ценных химических компонентов (пропан, бутаны и др.) почти в 30 раз больше, чем в природном газе. Чем выше показатель С3+выше нефтяном газе, тем больше продуктов можно получить при переработке данного вида сырья.

Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы 2 видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше.

На нефтегазоконденсатных месторождениях количество метана в газовой смеси почти такое же, как и в природном газе. Примечательно, что даже на 2 и 3 ступени метан выделяется в значительном объёме. Фактически, выделившийся попутный газ состоит в основном из метана и преобладает в компонентном составе ПНГ. Тем не менее, в отличие от природного газа, попутный газ нефтегазоконденсатного месторождения содержит ценные углеводородные компоненты.

СРАВНИТЕЛЬНЫЙ АНАЛИЗ КОМПОНЕНТОВ

Резюмируя вышеприведённые данные по компонентному составу ПНГ, можно представить следующую выборку важных показателей, на которые следует обратить внимание при сравнительном анализе.

Для определения компонентного состава углеводородных газов применяется специальный прибор - газовый хроматограф. Химик-хроматографист проводит исследование пробы газа и выдаёт результат, на основании которого можно сделать выводы о качестве попутного нефтяного газа, а также о характере его происхождения - либо это чисто нефтяной газ, либо это смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата и пр.). Здесь важно отметить, что анализ желательно проводить сразу же на месте отбора пробы газа, т.к. в этом случае на стенках пробоотборника сконденсируется наименьшее количество тяжёлых компонентов и, следовательно, хроматограмма отобразит более точную картину. Данные по компонентному составу газа позволяют рассчитать его плотность и содержание углеводородов С3+выше (Сn+выше). Чем выше эти показатели, тем более ценен нефтяной газ.

Что касается азота и углекислого газа в составе ПНГ, то эти компоненты не представляют энергетической ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение). Более того, с увеличением обводнённости продукции скважин, содержание неуглеводородных компонентов в нефтяном газе возрастает, а компонентный состав «утяжеляется». Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида.

Повышенное содержание сероводорода в составе ПНГ говорит о том, что оборудование и газопроводы подвергаются усиленной коррозии и, следовательно, на объекте необходимо проводить мероприятия по сероочистке. Из-за значительного коррозионного износа оборудование, как правило, гораздо быстрее вырабатывает свой ресурс, что обычно снижает экономическую эффективность объекта нефтегазоподготовки. В большинстве случаев для увеличения срока службы газопроводов используются трубы из коррозионностойкого металла.

ЗНАЧЕНИЕ ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТАВА ПНГ

Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и рассчитать варианты рационального использования: поставлять ПНГ как энергетический газ, либо как сырьё для нефтегазохимии. В любом случае важно правильно подобрать оборудование при обустройстве объектов добычи и подготовки нефти и газа.

В частности, на основе данных об объёме и компонентном составе ПНГ принимаются решения о комплектовании объектов добычи и нефтегазоподготовки необходимым оборудованием как по мощности, так и по набору используемых установок. Ведь процесс подготовки нефти и газа складывается из целого комплекса технологических операций.

Качественная подготовка нефти и газа снимает ряд проблем, характерных для объектов нефтегазодобычи. Например, недозагруженность сепарационного оборудования (более чем в 2,5 раза) часто является причиной неэффективного отделения газа от капельной жидкости. Отсутствие же газосепараторов приводит к повышенному накоплению жидкости в газопроводах, что создает «пробки» - механические отложения на стенках трубы, уменьшающих пропускную способность газопровода. Причём, чем «тяжелее» будет газ (высокий показатель С3+выше), тем больше жидкости (конденсата) окажется в газопроводе. Всего этого можно избежать, используя эффективное оборудование подготовки нефти и газа и строго соблюдая технологические условия его эксплуатации. Это позволяет максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ и значительно сократить потери.

Итак, для каждого объекта нефтедобычи компонентный состав газа будет разный. И может значительно отличаться от представленного в таблицах, ведь компонентный состав нефти и другие её характеристики (плотность, обводнённость, давление насыщения и пр.) для каждого месторождения индивидуальны. Однако данные, представленные в таблицах, помогут определить структуру распределения газа в газовой смеси на разных типах нефтяных залежей.

В английской нефтегазовой терминологии определение «нефтяного газа» дается как «associated petroleum gas», сокращенно APG. В дословном переводе - «связанный, объединенный нефтяной газ». В мировой практике уже утвердилась профессиональная традиция комплексной разработки месторождений, когда нефть и нефтяной газ добывают и пускают в дело с одинаковой рачительностью, связанной экономической выгодой и объединенной максимальной экологической безопасностью.

Планетарный опыт воспринят сегодня и нефтяниками России. Все реже звучит словосочетание «утилизация ПНГ», все чаще мы слышим сообщения о рациональном применении нефтяного газа. Рациональном - значит разумном, продуманном, расчетливом использовании этого уникального углеводородного сырья.

А.В.Филиппов

neftegaz.ru

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ ВОД.

Originally published at Профессионально об энергетике. Please leave any comments there.

А.Н. Воронов, А.В. Тудвачев

Геологический факультет СПбГУ

199034, г. Санкт-Петербург, Университетская наб. д.7/9, [email protected][email protected]

Вместе с нефтью на нефтяных промыслах извлекается огромное количество подземной воды. Чем дольше длится эксплуатация месторождения, тем большее количество воды поднимается на поверхность. В некоторых случаях количество извлекаемой воды достигает 90%. Наивысшее количество воды фиксируется при полном обводнении скважин. Так как извлекаемые компоненты используются, главным образом, в промышленности, они получили не совсем удачное название «промышленные».

Поскольку эти воды извлекаются с большой глубины, они обладают значительной минерализацией и высоким содержанием ряда ценных компонентов, в большинстве своем относящихся к разряду микрокомпонентов.

Конечно, интересы нефтяников и гидрогеологов – промысловиков прямо противоположны. Однако, они легко могут быть объединены, если учесть цена получаемого гидроминерального сырья, цена которого в оптимальных случаях может достигать или даже превышать цена нефтяных углеводородов.

Вопрос извлечения микроэлементов из попутных нефтяных вод необходимо рассматривать с экономической точки зрения. Для организации производства по извлечению промышленно ценных компонентов из попутных нефтяных вод нужно учитывать следующие моменты:

1.   Значения концентраций потенциально извлекаемых компонентов в водах.

2.   Общий расход (объем) попутных вод поступающий с площади месторождения за единицу времени.

3.   Эффективность технологии извлечения компонентов.

4.   Спрос и цены на мировых и внутренних рынках на перспективное сырье.

Наибольшие концентрации в нефтяных водах наблюдаются для брома. Количество брома в рассолах достигает 6-7 г/л. При содержании брома более 250 мг/л добыча брома становится рентабельной. В зоне распространения хлор – кальциевых вод отмечается рост содержания брома с увеличением минерализации и метаморфизации вод. Бром отличается высокой растворимостью в воде. Соли брома (бромиды) способны на 95% растворяться в воде. Основное количество брома накапливается в морских и океанических водах (содержание брома в морской воде составляет порядка 65 г/л). В процессе галогенеза бром постепенно накапливается в рассолах по мере увеличения минерализации. Бром поступает в подземные воды за счет растворения галогенных пород.

Бромные воды и рассолы имеют широкое распространение в нефтегазоносных бассейнах. Они развиты на большей части Восточно-Европейской и Сибирской платформ. В Северо-Двинском бассейне в отложениях палеозоя бромные рассолы с минерализацией до 190 г/л содержат 375-900 мг/л брома. На юге Тиммана, в Печорском бассейне в отложениях кембрия – палеогена скважинами вскрыты рассолы с минерализацией от 50 до 235 г/л и содержанием брома до 800 мг/л (Нижняя Омра, Северная Сылва).

В Припятском прогибе в ультракрепких рассолах содержание брома достигает 3,6 г/л.

В Поволжье бромные воды и рассолы распространены почти повсеместно. В Пермской области вплоть до восточной границы Предуральского прогиба ультракрепкие бромные рассолы распространены ниже ангидритовых пермских отложений и содержат до 1,8 г/л брома (Краснокамск).

В пределах Сибирской платформы  в глубоких горизонтах Конского, Среднеангарского, Ленско-Вилюйского бассейнов на глубине 2-3 км развиты ультракрепкие рассолы с содержанием брома до 7 г/л. В Иркутском бассейне в рассолах карбоновых отложений мотской свиты, на месторождениях Братское, Среднеботубинское в водах с минерализацией 290-450 г/л содержание брома составляет 5-6 г/л.

Не исключено, что новые месторождения, обнаруженные в акваториальной части древних платформ, также будут содержать кондиционные концентрации брома.

В Рф около 70% брома добывают из подземных вод. Остальные 30% получают из рапы озер и морских заливов и отходов калийного производства. Добывают бром из рассолов Краснокамского в Пермской области. Используются воды хлоридного – кальциевого –  натриевого состава.

По добыче брома Россия находится на 4 месте уступая USA, Англии, Германии и Израилю. Мировое производство брома оценивается порядка 550 тыс. тонн в г., цена на бром составляет около 1 тыс. долл. за тонну. Россия импортирует бром из USA и Израиля в объема 20-25 тыс. тонн в г..

Другим распространенным галогеном, получаемым из подземных вод, является йод. Йод не концентрируется в горных породах, сырьем для его получения служит гидросфера и водная растительность. Йод содержится в водах с невысокой минерализацией. Накопление йода в воде ассоциируется с повышенным содержанием органических веществ. Главные концентраторы йода – морские растения и организмы. В составе растений преобладают минеральные формы йода – йодиты. Так как водорослевый материал отлагается на участках опресненной морской воды, то йод, прежде всего, связан с седиментационными водами пониженной минерализации. Для вод  нефтяных месторождений характерны высокие концентрации йода. Взаимодействие пород с подземными водами происходит с участием органического вещества, которое регулирует концентрацию и форму миграции йода в подземных водах. В минерализованных водах переходу йода из пород способствует щелочная среда, восстановительная обстановка и температура.

По составу йодные воды являются хлоридно-гидрокарбонатными или гидрокарбонатно-хлоридными натриевыми.

В распространении и содержании йода в подземных водах проявляется определенная зависимость от возраста водовмещающих пород. Так, в бассейнах областей мезозой- кайнозойской складчатости среднее содержание йода в подземных водах составляет 36,3 мг/л, а водах палеозойской складчатости 12,5 мг/л.

В неокомском комплексе центральной зоны Западно-Сибирского мегабассейна воды имеют минерализацию 11 – 27 г/л, а содержание йода составляет 18-34 мг/л.

На первом месте по производству йода в мире находится Япония, Россия находится на 3 месте. Цена за тонну йода составляет около 33 тыс. долларов.

Стронций традиционно извлекается из обогащенных стронцием минералов. Однако, 24% мировых запасов стронция находится в подземных водах. В настоящее время имеются технологии извлечения стронция из подземных вод.

В юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна на месторождениях  Ямало –Ненецкого автономного округа – Фестивальном и Харампурском воды хлоридно-кальциевые и имеют минерализацию 18,5-19 г/л, содержание стронция составляет 79-163 мг/л (0,6%), что ниже установленных в нашей стране кондиций (300 мг/л). Цена стронция на мировом рынке составляет 1200 – 1500 долл. за тонну. Поэтому, даже большие запасы вод нефтяных месторождений северной части Западной Сибири не оправдают затрат на его производство. Однако, потребности в стронции в нашей стране удовлетворяются, в основном, за счет импорта, а также переработки апатитового концентрата, где карбонат стронция составляет 2,4%.

До 63% мировых запасов лития содержится в подземных водах. Около 30% производится из подземных и поверхностных вод. Наиболее передовые технологии извлечения лития развиты в USA. В штатах Мичиган и Оклахома нефтяные воды содержат до 3 г/л лития.

В Рф принята кондиция для лития в 10 мг/л. По состоянию на начало 2008 г., цена за тонну лития составила 6,3 тыс. долларов. Таким образом, извлечение лития из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа при использовании современных технологий может оказаться рентабельным, учитывая большие запасы вод.

Интересно рассмотреть возможность извлечения некоторых редких элементов из нефтяных вод Ямало – Ненецкого автономного округа. Вопрос извлечения скандия, цезия и германия носит сложный характер.

Содержание скандия в нефтяных водах составляет до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание для скандия не установлено, но известно что скандий добывается из попутных бокситовых и урановых руд с содержанием от 0,00001% до 0,002%. Содержание скандия в морской воде составляет 4х10-5 мг/л. Цена на скандий доходит до 206 тыс. долл. за килограмм.

Цезий содержится в нефтяных водах в количестве 0,036 мг/л.   Цезий входит в группу химических элементов с ограниченными запасами. Общие выявленные мировые ресурсы руд составляют около 180 тыс. тонн (в пересчёте на окись цезия), но они крайне распылены. Минералы цезия – поллуцит и редкий авогадрит. Цезий присутствует в виде примеси в богатых калием алюмосиликатах: лепидолите, флогопите, также в карналлите. Мировое производство цезия оценивается порядка 9 тонн в г., а фиксированная цена не установлена, можно предположить, что она будет очень высокой. Добыча цезия из минералов имеет недостатки, которые обусловлена его неполным извлечением из руд, и в процессе эксплуатации материала он рассеивается и потому безвозвратно теряется. Запасы руд цезия очень ограничены и не могут обеспечить постоянно растущий спрос, который оценивается около 85 тонн. в г.. Поэтому, добыча цезия, при наличии технологии, из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа может быть рентабельна.

Содержание германия, как и скандия, доходит до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание германия в подземных водах – 0,05 мг/л. Минералов, содержащих германий, пока известно пять, и все редкие, не имеющие промышленного значения. Это аргиродит (в котором и был открыт германий), канфильдит, германит, реньерит и штоттит. Содержание германия в морской воде составляет 7 х 10-5 г/л. Цена германия составляет порядка 850000 долл. за тонну. Поэтому получение германия может тоже представлять интерес.

Чтобы не зависеть от импорта, необходимо налаживать получение брома и йода из нефтяных вод. Вопрос извлечения редких микроэлементов, таких как скандий, цезий, германий и др., требует дополнительных исследований попутных нефтяных вод не только в Западной Сибири, но и по все стране. Так же необходима работа над  новыми технологиями по максимальному комплексному извлечению микроэлементов из подземных вод, и экономическому обоснованию.Литература

  1. Коган Б.И., Названова В. А., Солодов Н.А., Рубидий и цезий, М.: 1971
  2. Плющев В. Е., Степин Б. Д., Химия и технология соединений лития, рубидия и цезия, М.: 1970;
  3. Седенко С.М. Химия и Жизнь №3, 1982 г., с. 56-62

4. Справочник «Воды нефтяных и газовых месторождений СССР» под ред. Л.М. Зорькина М.:1989

poisk.livejournal.com

Аналитика. Компонентный состав попутного нефтяного газа

29.01.14 09:15

Термин «нефтяной газ» с давних времен сопровождается в нашей стране прилагательным «попутный». Не исключено, что такое «попутное» отношение к ценнейшему природному ископаемому изначально определило его незавидную судьбу в России. Однако времена меняются, и нефтяной газ в нашей стране переходит в категорию экономически рентабельного углеводородного сырья.

В отличие от природного газа, компонентный состав попутного нефтяного газа (ПНГ) может сильно различаться в зависимости от месторождения. Более того, даже на одном и том же нефтяном месторождении в разные периоды времени компонентный состав ПНГ будет разный. В данной статье приведены примеры компонентного состава газа по разным типам месторождений и ступеням сепарации.

 

Состав ПНГ по типам месторождений

Компонентный состав ПНГ по типам месторождений представлен в сравнении с компонентным составом природного газа. Такое сравнение помогает наглядно оценить различия между объёмным содержанием компонентов в природном газе и объёмным содержанием компонентов в попутном нефтяном газе. Ведь, в отличие от природного газа, ПНГ может использоваться не только как энергетический газ. Переработка ПНГ по газо- и нефтехимическому профилю – это главное направление его полезного использования. Состав попутного газа представлен по трём ступеням сепарации нефти: выделившийся газ после 1 ступени, после 2 ступени и после 3 ступени – концевой (фото 1).

 

Фото 1. Станция концевая низких ступеней сепарации Алёхинского нефтяного месторождения

 

Как видно из таб. 1, в составе попутного газа нефтяного месторождения содержание метана почти в 2 раза меньше, чем в составе природного газа. Причём с каждой последующей ступенью содержание этого компонента уменьшается. Это связано с тем, что метан является самым лёгким углеводородным газом, поэтому выделяется он из нефти значительно быстрее, чем его гомологи. При этом объёмное содержание гомологов метана, наоборот, с каждой ступенью сепарации только возрастает. Выделению этих компонентов из нефти способствует повышенная температура (подогрев нефти) и низкое давление в сепараторах на объектах подготовки нефти. Также стоит обратить внимание на то, что плотность ПНГ с каждой ступенью сепарации увеличивается (выделяются более тяжёлые компоненты). Если сравнить плотность природного газа и попутного газа нефтяного месторождения, можно заметить, что разница более чем в 1,5 раза, а на 2 и 3 ступени — в 2 и 4 раза соответственно. Самое важное, что определяет ценность попутного нефтяного газа — это суммарное содержание компонентов, начиная с пропана (С3+выше). Из таблицы видно, что количество ценных химических компонентов (пропан, бутаны и др.) почти в 30 раз больше, чем в природном газе. Чем выше показатель С3+выше в попутном нефтяном газе, тем больше продуктов можно получить при переработке данного вида сырья.

Для газонефтяных месторождений характерно высокое содержание газа в нефти. Содержание метана в компонентном составе газа этого типа месторождений приблизительно равно количеству метана в природном газе. Что касается других компонентов, то попутный газ газонефтяного месторождения гораздо «богаче» в этом плане, чем природный газ. Из таблицы 2 видно, что объёмное содержание пропана, бутанов и других компонентов в нефтяном газе на порядок выше.

На нефтегазоконденсатных месторождениях количество метана в газовой смеси почти такое же, как и в природном газе. Примечательно, что даже на 2 и 3 ступени метан выделяется в значительном объёме. Фактически, выделившийся попутный газ состоит в основном из метана и преобладает в компонентном составе ПНГ. Тем не менее, в отличие от природного газа, попутный газ нефтегазоконденсатного месторождения содержит ценные углеводородные компоненты. В таблице 3 видно, что содержание углеводородов С3+выше возрастает с каждой ступенью сепарации и превосходит в несколько раз аналогичный параметр в природном газе.

 

 

Сравнительный анализ компонентов

Резюмируя вышеприведённые данные по компонентному составу ПНГ, можно представить следующую выборку важных показателей, на которые следует обратить внимание при сравнительном анализе (таблица 4).

Для определения компонентного состава углеводородных газов применяется специальный прибор — газовый хроматограф (фото 2). Химик-хроматографист проводит исследование пробы газа и выдаёт результат, на основании которого можно сделать выводы о качестве попутного нефтяного газа, а также о характере его происхождения – либо это чисто нефтяной газ, либо это смесь газов дополнительных источников (газ газовых шапок, газ возврата и пр.). Здесь важно отметить, что анализ желательно проводить сразу же на месте отбора пробы газа, т.к. в этом случае на стенках пробоотборника сконденсируется наименьшее количество тяжёлых компонентов и, следовательно, хроматограмма отобразит более точную картину. Данные по компонентному составу газа позволяют рассчитать его плотность и содержание углеводородов С3+выше (Сn+выше). Чем выше эти показатели, тем более ценен нефтяной газ.

 

Фото 2. Газовый хроматограф

Что касается азота и углекислого газа в составе ПНГ, то эти компоненты не представляют энергетической ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение). Более того, с увеличением обводнённости продукции скважин, содержание неуглеводородных компонентов в нефтяном газе возрастает, а компонентный состав «утяжеляется». Обычно это связано с закачкой рабочего агента (вода, газ, пар) и его влиянием на физико-химические параметры пластового флюида.

Повышенное содержание сероводорода в составе ПНГ приводит к тому, что оборудование и газопроводы подвергаются усиленной коррозии (фото 3) и, следовательно, на объекте необходимо проводить мероприятия по сероочистке газа (фото 4). Из-за значительного коррозионного износа оборудование, как правило, гораздо быстрее вырабатывает свой ресурс, что обычно снижает экономическую эффективность объекта нефтегазоподготовки. В большинстве случаев для увеличения срока службы газопроводов используются трубы из коррозионностойкого металла.

 

Фото 3. Коррозия газопровода Фото 4. Установка сероочистки газа COMART, поставляемая на российский рынок компанией ЭНЕРГАЗ

Значение определения состава ПНГ

Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и рассчитать варианты рационального использования: поставлять ПНГ как энергетический газ, либо как сырьё для нефтегазохимии. В любом случае важно правильно подобрать оборудование при обустройстве объектов добычи и подготовки нефти и газа.  В частности, на основе данных об объёме и компонентном составе ПНГ принимаются решения о комплектовании объектов добычи и нефтегазоподготовки необходимым оборудованием как по мощности, так и по набору используемых установок (фото 5). Ведь процесс подготовки газа и нефти складывается из целого комплекса технологических операций (фото 6). Качественная подготовка нефти и газа снимает ряд проблем, характерных для объектов нефтегазодобычи. Например, недозагруженность сепарационного оборудования (более чем в 2,5 раза) часто является причиной неэффективного отделения газа от капельной жидкости. Отсутствие же газосепараторов приводит к повышенному накоплению жидкости в газопроводах, что создает  «пробки» - механические отложения на стенках трубы, уменьшающих пропускную способность газопровода. Причём, чем «тяжелее» будет газ (высокий показатель С3+выше), тем больше жидкости (конденсата) окажется в газопроводе. Всего этого можно избежать, используя эффективное оборудование подготовки нефти и газа и строго соблюдая технологические условия его эксплуатации. Это позволяет максимально использовать имеющиеся ресурсы ПНГ и значительно сократить потери.

 

Фото 5. Компактная система подготовки ПНГ «ЭНЕРГАЗ» (осушитель газа, компрессорная установка, чиллер, узел учета газа) на ЦПС Западно-Могутлорского месторождения ОАО «Аганнефтегазгеология» Фото 6. Установка комплексной подготовки (сепарация, подогрев нефти, осушка и охлаждение газа, регенерация гликоля)

 

Заключение

Итак, для каждого объекта нефтедобычи компонентный состав газа будет разный. И может значительно отличаться от представленного в таблицах, ведь компонентный состав нефти и другие её характеристики (плотность, обводнённость, давление насыщения и пр.) для каждого месторождения индивидуальны. Однако данные, представленные в таблицах, помогут определить структуру распределения газа в газовой смеси на разных типах нефтяных залежей.

В английской нефтегазовой терминологии определение «нефтяного газа» дается как «associated petroleum gas», сокращенно APG.  В дословном переводе – «связанный, объединенный нефтяной газ». В мировой практике уже утвердилась профессиональная традиция комплексной разработки месторождений, когда нефть и нефтяной газ добывают и пускают в дело с одинаковой рачительностью, связанной экономической выгодой и объединенной максимальной экологической безопасностью.

Планетарный опыт воспринят сегодня и нефтяниками России. Все реже звучит словосочетание «утилизация ПНГ», все чаще мы слышим сообщения о рациональном применении нефтяного газа. Рациональном – значит разумном, продуманном, расчетливом использовании этого уникального углеводородного сырья.

 

А.В. Филиппов, инженер-нефтяник

 

Читайте также:

www.energyland.info

Попутные нефтяные воды.

Извлечение промышленных компонентов из попутных нефтяных вод.

Вместе с нефтью на нефтяных промыслах извлекается огромное количество подземной воды. Чем дольше длится эксплуатация месторождения, тем большее количество воды поднимается на поверхность. В некоторых случаях количество извлекаемой воды достигает 90%. Наивысшее количество воды фиксируется при полном обводнении скважин. Так как извлекаемые компоненты используются, главным образом, в промышленности, они получили не совсем удачное название «промышленные».

 

Поскольку эти воды извлекаются с большой глубины, они обладают значительной минерализацией и высоким содержанием ряда ценных компонентов, в большинстве своем относящихся к разряду микрокомпонентов.

Конечно, интересы нефтяников и гидрогеологов – промысловиков прямо противоположны. Однако, они легко могут быть объединены, если учесть цена получаемого гидроминерального сырья, цена которого в оптимальных случаях может достигать или даже превышать цена нефтяных углеводородов.

Вопрос извлечения микроэлементов из попутных нефтяных вод необходимо рассматривать с экономической точки зрения. Для организации производства по извлечению промышленно ценных компонентов из попутных нефтяных вод нужно учитывать следующие моменты:

1.   Значения концентраций потенциально извлекаемых компонентов в водах.

2.   Общий расход (объем) попутных вод поступающий с площади месторождения за единицу времени.

3.   Эффективность технологии извлечения компонентов.

4.   Спрос и цены на мировых и внутренних рынках на перспективное сырье.

Наибольшие концентрации в нефтяных водах наблюдаются для брома. Количество брома в рассолах достигает 6-7 г/л. При содержании брома более 250 мг/л добыча брома становится рентабельной. В зоне распространения хлор – кальциевых вод отмечается рост содержания брома с увеличением минерализации и метаморфизации вод. Бром отличается высокой растворимостью в воде. Соли брома (бромиды) способны на 95% растворяться в воде. Основное количество брома накапливается в морских и океанических водах (содержание брома в морской воде составляет порядка 65 г/л). В процессе галогенеза бром постепенно накапливается в рассолах по мере увеличения минерализации. Бром поступает в подземные воды за счет растворения галогенных пород.

Бромные воды и рассолы имеют широкое распространение в нефтегазоносных бассейнах. Они развиты на большей части Восточно-Европейской и Сибирской платформ. В Северо-Двинском бассейне в отложениях палеозоя бромные рассолы с минерализацией до 190 г/л содержат 375-900 мг/л брома. На юге Тиммана, в Печорском бассейне в отложениях кембрия – палеогена скважинами вскрыты рассолы с минерализацией от 50 до 235 г/л и содержанием брома до 800 мг/л (Нижняя Омра, Северная Сылва).

В Припятском прогибе в ультракрепких рассолах содержание брома достигает 3,6 г/л.

В Поволжье бромные воды и рассолы распространены почти повсеместно. В Пермской области вплоть до восточной границы Предуральского прогиба ультракрепкие бромные рассолы распространены ниже ангидритовых пермских отложений и содержат до 1,8 г/л брома (Краснокамск).

В пределах Сибирской платформы  в глубоких горизонтах Конского, Среднеангарского, Ленско-Вилюйского бассейнов на глубине 2-3 км развиты ультракрепкие рассолы с содержанием брома до 7 г/л. В Иркутском бассейне в рассолах карбоновых отложений мотской свиты, на месторождениях Братское, Среднеботубинское в водах с минерализацией 290-450 г/л содержание брома составляет 5-6 г/л.

Не исключено, что новые месторождения, обнаруженные в акваториальной части древних платформ, также будут содержать кондиционные концентрации брома.

В Рф около 70% брома добывают из подземных вод. Остальные 30% получают из рапы озер и морских заливов и отходов калийного производства. Добывают бром из рассолов Краснокамского в Пермской области. Используются воды хлоридного – кальциевого –  натриевого состава.

По добыче брома Россия находится на 4 месте уступая USA, Англии, Германии и Израилю. Мировое производство брома оценивается порядка 550 тыс. тонн в г., цена на бром составляет около 1 тыс. долл. за тонну. Россия импортирует бром из USA и Израиля в объема 20-25 тыс. тонн в г..

Другим распространенным галогеном, получаемым из подземных вод, является йод. Йод не концентрируется в горных породах, сырьем для его получения служит гидросфера и водная растительность. Йод содержится в водах с невысокой минерализацией. Накопление йода в воде ассоциируется с повышенным содержанием органических веществ. Главные концентраторы йода – морские растения и организмы. В составе растений преобладают минеральные формы йода – йодиты. Так как водорослевый материал отлагается на участках опресненной морской воды, то йод, прежде всего, связан с седиментационными водами пониженной минерализации. Для вод  нефтяных месторождений характерны высокие концентрации йода. Взаимодействие пород с подземными водами происходит с участием органического вещества, которое регулирует концентрацию и форму миграции йода в подземных водах. В минерализованных водах переходу йода из пород способствует щелочная среда, восстановительная обстановка и температура.

По составу йодные воды являются хлоридно-гидрокарбонатными или гидрокарбонатно-хлоридными натриевыми.

В распространении и содержании йода в подземных водах проявляется определенная зависимость от возраста водовмещающих пород. Так, в бассейнах областей мезозой- кайнозойской складчатости среднее содержание йода в подземных водах составляет 36,3 мг/л, а водах палеозойской складчатости 12,5 мг/л.

В неокомском комплексе центральной зоны Западно-Сибирского мегабассейна воды имеют минерализацию 11 – 27 г/л, а содержание йода составляет 18-34 мг/л.

На первом месте по производству йода в мире находится Япония, Россия находится на 3 месте. Цена за тонну йода составляет около 33 тыс. долларов.

Стронций традиционно извлекается из обогащенных стронцием минералов. Однако, 24% мировых запасов стронция находится в подземных водах. В настоящее время имеются технологии извлечения стронция из подземных вод.

В юрских отложениях Западно-Сибирского мегабассейна на месторождениях  Ямало –Ненецкого автономного округа – Фестивальном и Харампурском воды хлоридно-кальциевые и имеют минерализацию 18,5-19 г/л, содержание стронция составляет 79-163 мг/л (0,6%), что ниже установленных в нашей стране кондиций (300 мг/л). Цена стронция на мировом рынке составляет 1200 – 1500 долл. за тонну. Поэтому, даже большие запасы вод нефтяных месторождений северной части Западной Сибири не оправдают затрат на его производство. Однако, потребности в стронции в нашей стране удовлетворяются, в основном, за счет импорта, а также переработки апатитового концентрата, где карбонат стронция составляет 2,4%.

До 63% мировых запасов лития содержится в подземных водах. Около 30% производится из подземных и поверхностных вод. Наиболее передовые технологии извлечения лития развиты в USA. В штатах Мичиган и Оклахома нефтяные воды содержат до 3 г/л лития.

В Рф принята кондиция для лития в 10 мг/л. По состоянию на начало 2008 г., цена за тонну лития составила 6,3 тыс. долларов. Таким образом, извлечение лития из нефтяных вод месторождений Ямало-Ненецкого округа при использовании современных технологий может оказаться рентабельным, учитывая большие запасы вод.

Интересно рассмотреть возможность извлечения некоторых редких элементов из нефтяных вод Ямало – Ненецкого автономного округа. Вопрос извлечения скандия, цезия и германия носит сложный характер.

Содержание скандия в нефтяных водах составляет до 0,012 мг/л. Кондиционное содержание для скандия не установлено, но известно что скандий добывается из попутных бокситовых и урановых руд с содержанием от 0,00001% до 0,002%. Содержание скандия в морской воде составляет 4х10-5 мг/л. Цена на скандий доходит до 206 тыс. долл. за килограмм.

 

А.Н. Воронов, А.В. Тудвачев

Геологический факультет СПбГУ

ИЗВЛЕЧЕНИЕ ПРОМЫШЛЕННЫХ КОМПОНЕНТОВ ИЗ ПОПУТНЫХ НЕ,попутные нефтяные воды, технологии очистки воды

 

xn--80adxqwa5e.xn--p1ai

Анализ состава и перспективы переработки попутных нефтяных и пластовых вод Текст научной статьи по специальности «Общие и комплексные проблемы естественных и точных наук»

УДК 628.169.7:628.168:54-058 Балашова Е.Ю., Фарносова Е.Н.

АНАЛИЗ СОСТАВА И ПЕРСПЕКТИВЫ ПЕРЕРАБОТКИ ПОПУТНЫХ НЕФТЯНЫХ И ПЛАСТОВЫХ ВОД

Балашова Евгения Юрьевна, студентка 1 курса магистратуры факультета инженерной химии

РХТУ им Д. И. Менделеева, e-mail: [email protected];

Фарносова Елена Николаевна, к.т.н., доцент кафедры мембранной технологии

РХТУ им Д. И. Менделеева;

Федеральное Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева», Москва, Россия 125047, Москва, Миусская пл. 9

Проанализированы возможные составы попутно добываемых и пластовых вод трех месторождений Тимано-Печорской нефтяной провинции. Оценены перспективные методы очистки и извлечения ценных компонентов из попутных нефтяных и пластовых вод. Предложен план лабораторных исследований.

Ключевые слова: попутно добываемые воды, пластовые воды, нефтехимическая промышленность, мембранная технология, керамические мембраны, полимерные мембраны, ультрафильтрация, нанофильтрация, осаждение, флотация, фильтрация

ANALYSIS OF THE COMPOSITION AND PROSPECTS OF PROCESSING OF ASSOCIATED PETROLEUM AND STRATAL WATERS

Balashova E.Y., Farnosova E.N.

D. Mendeleev University of Chemical Technology of Russia, Moscow, Russia

Phisico-chemical composition of produced and stratal waters generated at the Timan-Pechora oil province have been analyzed. The most prospective purification and extraction of valuable components methods have been determined. The experimental working plan have been formulated.

Keywords: produced water, stratal water, petrochemical industries, membrane technology, ceramic membranes, polymeric membranes, ultrafiltration, nanofiltration, deposition, flotation process, filtration system

Нефтяная отрасль в России является одной из ведущих. За последние семь лет добыча нефти в стране преодолела планку в 500 млн. тонн в год и увеличивается с каждым годом. Пластовые воды являются постоянным спутником нефти. Увеличение добычи нефти приводит к неизбежному увеличению добываемой попутной и пластовой воды (ПДВ), количество которой по отношению к самой нефти может достигать 90%, а порой и 95% [1].

Уже долгое время ПДВ считается одним из серьезных источников загрязнения окружающей среды и обводненных территорий, так как содержит в себе значительное количество токсичных элементов, таких как стронций, бор, бром, йод, рубидий и других микрокомпонентов, а также остатков нефтепродуктов и химических реагентов, которые используются в процессе нефтедобычи.

Кроме того, утилизация ПДВ является большой проблемой в нефтедобывающем деле. Во-первых,

попутные воды обладают высоким

солесодержанием, что является одной из основных причин коррозии буровых установок. Во-вторых, современные предприятия стремятся к ZLD-технологии (технологии нулевого сброса), а именно-стараются по максимому возвратить в цикл все технологические потоки. Именно поэтому попутные воды стараются использовать в самом процессе нефтедобычи, например, в качестве базы для приготовления буровых растворов, а также для поддержания давления в пластах.

С другой стороны, попутно добываемые воды обладают высокой минерализацией и могут служить источником ценных компонентов.

В таблице 1 представлены составы трех нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции, расположенной на территории республики Коми Ненецкого автономного округа, обладающих наибольшей минерализацией [2].

Таблица 1. Состав ПДВ некоторых нефтяных месторождений Тимано-Печорской провинции [2]

№ Компонент\Месторождение Расьюское Мичаюское Верхне-Омринское

1 Минерализация, г/л 235,9 240,3 140

2 Mg , мг/л 3040 3465,6 3040

3 Ca2+, мг/л 22000 23200 14200

4 K+, мг/л 1112 600 580,2

№ Компонент\Месторождение Расьюское Мичаюское Верхне-Омринское

5 №+, мг/л 64047,18 794 37054

6 С1-, мг/л 146615 63745,6 91235

7 SO4^ мг/л 213,98 149200 21,8

8 НС03-, мг/л 12,2 - 36,6

9 В3+, мг/л 35,2 55 -

10 Вг", мг/л 540,3 663,4 938,4

11 J", мг/л 30,45 63,4 32,8

12 Sг2+, мг/л 669,6 700 491,5

13 Cs+, мг/л 0,5 0,5 0,02

14 Rb+, мг/л 1,91 1,0 0,53

15 Li+, мг/л 6,5 6,0 4,43

Анализ таблицы показал, что ПДВ имеет высокое солесодержание, которое по всем компонентам превышает ПДК.

Помимо стандартных компонентов, таких как магний, кальций, натрий в ПДВ присутствуют и достаточно редкие компоненты как цезий, стронций, рубидий, йод, бром и другие, которые имеют перспективы в промышленности.

Вопрос о полном химическом и физико-химическом анализе попутно добываемых вод является весьма актуальным в нефтяной отрасли. Большинство источников приводят в основном поэлементный состав. Такие данные, возможно, будут интересны в случае очистки и утилизации ПДВ, но не в выделении из нее конкретных компонентов, где важны исследования возможных форм существования солей в «нефтяной воде» и других соединений. Например, важно учитывать, что стронций, кальций, литий, натрий очень сложно выделить из водных растворов в следствии сильного электроотрицательного характера. А в России объем производства этих компонентов гораздо меньше, чем потребность промышленности в них [3,4].

В качестве «классических» методов очистки ПДВ в основном применяют, отстаивание, флотацию, коагуляцию, адсорбцию.

Отстаивание является традиционным методом очистки попутно добываемых вод, которое в свою очередь можно подразделить на реагентное (с применением флокулянтов) и безреагентное [2]. Последнее обычно в нефтепромышленности не применяется. Данный метод является наиболее дешевым и простым в исполнении. В то же время он достаточно громоздкий и недостаточно эффективный для современного производства. Более того, как самостоятельный метод переработки ПДВ, оно не решает поставленную задачу по выделению из воды компонентов.

В зарубежной практике часто применяют флотацию в качестве методов очистки ПДВ. Она хорошо справляется с удалением остаточных нефтепродуктов и взвесей. В качестве примера показаны технологические схемы очистки попутных нефтяных вод с использованием индукционного газового флотатора (рис.1) и с гидроциклонами (рис.2) [5,6].

Рис.1. Схема очистки попутной воды с индукционным газовым флотатором [5,6] 1 - горизонтальный отстойник; 2 - пластинчатый сепаратор; 3 - индукционный газовый флотатор; 4 - двухслойные фильтры

Рис.2. Схема очистки попутной воды с гидроциклонами

[5,6] 1 - трехфазный сепаратор; 2 - гидроциклоны отделения нефти от воды; 3 - гидроциклон отделения взвешенных веществ

Эффективность флотационной очистки не позволяет получить воду качества,

соответствующего нормам ПДК. Помимо того все компоненты, в том числе и ценные, удаляются в виде шлама.

Для интенсификации отстаивания и флотации применяют коагуляцию. Она проста и доступна. Повысить эффективность можно, используя в качестве коагулянта сернокислого алюминия. Применяя коагуляцию вместе предворительным остаиванием, можно добиться достоточно чистой технической воды.

Адсорбционные методы очистки обычно применяют для удаления органических примесей, ароматических нитросоединений. Несравненным преимущество данного метода в его способности очищать стоки с достаточно низкими концентрациями примесей. В качестве сорбентов в основном используют глину, селикогель, активированный уголь, реже-золу, опилки.

Фильтрация также является достаточно распространненым методом очистки ПДВ. В

качестве фильтрующего элемента применяется песок, полимерные волокна. Были попытки заменить загрузочный материал на диатомит. Качество очистки было значительно выше, но вместе с тем увеличились расходы на исходный материал и время фильтрации. Хорошо показали себя пористые наполнители (кварцевые фильтры с направлением фильтрации сверху вниз).

В связи с повышением требований к качеству переработки ПДВ необходимо внедрение современных методов. Мембренная технология достаточно давно используется в промышленной водоподготовке.

В основном для очистки воды и выделения из нее компонентов применяют баромембранные методы разделения, а именно, ультрафильтрацию, нанофильтрацию и обратный осмос.

1. Обратный осмос (ОО) является наиболее эффективным методом обессоливания воды. Но, в случае переработки ПДВ, его нельзя считать оптимальным, так как не выполняется задача выделения отдельных компонентов. Более того, ПДВ имеет высокое общее солесодержание (таблица 1). Следовательно для очистки ее ОО необходимы высокие рабочие давления, создание которых требуют больших затрат.

2. Нанофильтрация (НФ) с точки зрения выделения компонентов является более эффективным методом переработки ПДВ, чем ОО. Посредством НФ выделяют двухвалентные ионы, такие как магний, кальций, стронций. Недостатком такого метода в нефтепромышленной области является отсутствие на мембранном рынке керамических нанофильтрационных мембран. Полимерные мембраны получили большую популярность в основном из-за относительно невысоких цен, простоты изготовления и удобства эксплуатации. Но, несмотря на все положительные аспекты, у них есть значительный недостаток: они обладают низкой температурной и химической стойкостью.

Даже пройдя все стадии предварительной очистки, попутная вода не перестает иметь в своем составе следы нефти, которая в течении нескольких часов работы мембранной установки успевает осесть на мембране, тем самым загубив весь процесс.

3. Ультрафильтрация (УФ) имеет преимущество в данном вопросе, так как мембраны для этого процесса могут изготавляваться как из полимерных, так и неорганических материалов (например керамики), а керамика в процессе переработки ПДВ является на данный момент оптимальным метериалом. Несмотря на свою дороговизну, керамика практически лишена всех недостатков полимерных аналогов: устойчива к высоким температурам и окислителям. Эти качества значительно упрощают процесс регенерации мембраны, и увеличивают срок ее службы.

Совмещением технологических процессов можно добиться не только высокого качества очищенной воды, но и выделения в качестве

продуктов отдельных ценных компонентов. Например, при очистке ПДВ методом УФ можно ввести специальные реагенты, образующие комплексы с различными ионами. Такой метод называется реагентной УФ.

Зная физико-химию каждого компонента ПДВ, можно добиться фракционирования исходных веществ ПДВ.

На основании анализа литературных данных был разработан следующий план эксперимента.

1. Проанализировав возможные составы ПДВ месторождений нефти, выбрать модельные растворы, имитирующие особенности физико-химического взаимодействия в системе.

2. Провести физико-химический анализ компонентного состава ПДВ. Выявить существоввание возможных форм соединений, солей. Изучить факторы, влияющие на состав в целом и на каждый компонент в отдельности. Подобрать вещества, селективно связывающие отдельные компоненты.

3. Выявить оптимальные параметры проведения эксперимента.

4. Определить эффективность процессов УФ, НФ, ОО в задачах очистки и фракционирования ПДВ.

5. Предложить возможные варианты технологических схем, с использованием мембранных методов.

Список литературы

1. Валовский К.В., Басос Г.Ю., Валовский В.М., Рахманов А.Р., Ахмадиев Р.Н. Новые технологие по повышению рентабельности высокообводненных скважин оборудованных УЭЦН / Георесурсы.-2012.-№3(45).

2. Ланина, Т.Д. Процессы переработки пластовых вод месторождений углеводородов: монография /Т.Д. Ланина, В.И. Литвиненко, Б.Г. Варфоломеев. - Ухта: УГТУ, 2006. - 172 с.

3. Виноград Н.А. Современное производство йода из гидроминерального сырья в странах СНГ / Вестник СПбГУ.-2003.-3(23).-С. 104-107.

4. Ланина Т.Д., Карманова О.А., Комиссарова Е.С. Интенсификация процесса выделения магния из пластовых вод месторождений углеводородного сырья / Известия Коми научного центра УРО РАН.-2010.-№2(2).-С. 70-72.

5. Мубарак А. Обзор используемого оборудования и химикатов при очистке воды, используемой в нефтяной промышленности / П. Михалюк., В. Эванс // Международная Каспийская выставка и конференция по нефти и газу.: Мат. Конференции. - Баку, 1994. - С. 44.

6. Михалюк П. О последних достижениях в области очистки подтоварной воды для ее дальнейшего использования в системах нагнетания или сброса в окружающую среду / П. Михалюк, А. Мубарак // Англоказахский семинар по нефти, газу и нефтехимическим продуктам.: Мат. Конференции. - Алма- Ата, 1994. - С. 26.

cyberleninka.ru

Диссертация на тему «Извлечение высококипящих компонентов из попутного нефтяного газа Южного Ирака» автореферат по специальности ВАК 05.17.07 - Химия и технология топлив и специальных продуктов

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 h3S. — 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.

www.dissercat.com