В результаті досліджень фізико-хімічних властивостей зразків Астраханського і Сургутского встановлена ​​доцільність використання важкого залишку Астраханського газоконденсату в якості сировини процесу гідрокрекінгу, а важкого залишку Сургутского газоконденсату в якості сировини процесу каталітичного крекінгу. Обидва зазначених процесу забезпечують технічну ефективність завдяки тому, що не потрібно попереднього фракційного поділу сировини, і економічну ефективність за рахунок задоволення зростаючої потреби в світлих нафтопродуктах.

Анотація наукової статті з хімічних технологій, автор наукової роботи - Ахметов А.Ф., Бурангулов Д.З., Гумарова А.Ж., Мулюков А.М., Мустафін І.А.


Analysis of Physical and Chemical Properties of Residues of Astrakhan and Surgut Gas Condensates and Promising Options of Their Processing

The article presents a qualitative assessment of two samples of gas condensate: Astrakhan and Surgut. As a result of studies of the physicochemical properties of these samples, it was proposed to use the heavy residue of the Astrakhan gas condensate as the raw material of the hydrocracking process and for the heavy residue of the Surgut gas condensate as the raw material of the catalytic cracking process. Both of these processes provide technical efficiency due to the fact that preliminary fractional separation of raw materials is not required, and economic efficiency by meeting the growing demand for light oil products.


Область наук:

  • хімічні технології

  • Рік видавництва: 2019


    Журнал: Башкирська хімічний журнал


    Наукова стаття на тему 'АНАЛІЗ ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ЗАЛИШКІВ Астраханській і Сургутський газоконденсату І ПЕРСПЕКТИВНІ ВАРІАНТИ ЇХ ПЕРЕРОБКИ'

    Текст наукової роботи на тему «АНАЛІЗ ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ЗАЛИШКІВ Астраханській і Сургутський газоконденсату І ПЕРСПЕКТИВНІ ВАРІАНТИ ЇХ ПЕРЕРОБКИ»

    ?розділ 05.17.07

    УДК 665.63

    Хімічна технологія палива і високоенергетичних речовин

    DOI: 10.17122 / bcj-2019-2-106-112

    А. Ф. Ахметов (д.т.н., проф.), Д. З. Бурангулов (магістрант), А. Ж. Гумарова (асп.), А. М. Мулюков (магістрант), І. О. Мустафін (к.т.н., доц.), І. С. Чучеве (магістрант)

    АНАЛІЗ ФІЗИКО-ХІМІЧНИХ ВЛАСТИВОСТЕЙ ЗАЛИШКІВ Астраханській і Сургутський газоконденсату І ПЕРСПЕКТИВНІ ВАРІАНТИ

    ЇХ ПЕРЕРОБКИ

    Уфімський державний нафтовий технічний університет, кафедра технології нафти і газу 450062, Космонавтів, 1, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    A. F. Akhmetov, D. Z. Burangulov, A. Zh. Gumarova, A. M. Mulyukov, I. A. Mustafin, I. S. Chuchev

    ANALYSIS OF PHYSICAL AND CHEMICAL PROPERTIES

    OF RESIDUES OF ASTRAKHAN AND SURGUT GAS CONDENSATES AND PROMISING OPTIONS OF THEIR

    PROCESSING

    Ufa State Petroleum Technological University 1, Kosmonavtov Str, 450062, Ufa, Russia, e-mail: Ця електронна адреса захищена від спам-ботів. Вам потрібно увімкнути JavaScript, щоб побачити її.

    В результаті досліджень фізико-хімічних властивостей зразків Астраханського і Сургутского встановлена ​​доцільність використання важкого залишку Астраханського газоконденсату в якості сировини процесу гідрокрекінгу, а важкого залишку Сургутского газоконденсату - в якості сировини процесу каталітичного крекінгу. Обидва зазначених процесу забезпечують технічну ефективність завдяки тому, що не потрібно попереднього фракційного поділу сировини, і економічну ефективність за рахунок задоволення зростаючої потреби в світлих нафтопродуктах.

    Ключові слова: аналіз; газокондесат; мазут; нефтегазопереработка; залишок; світлі; властивості; склад; паливо; важкий; фізико-хімічні; фракції.

    За даними Міністерства Енергетики Російської Федерації (Міненерго РФ) первинна переробка нафтової сировини на вітчизняних нафтопереробних заводах (НПЗ) за 2017 рік склав 279.5 млн т, що на 0.05% менше, ніж за попередній період. Якщо розглядати сегментацію за окремими видами нафтопродуктів, то приріст виробництва автобензину за період 2013-2017 рр. склав 1.44%, дизельного палива за той же

    Дата надходження 15.02.19

    The article presents a qualitative assessment of two samples of gas condensate: Astrakhan and Surgut. As a result of studies of the physicochemical properties of these samples, it was proposed to use the heavy residue of the Astrakhan gas condensate as the raw material of the hydrocracking process and for the heavy residue of the Surgut gas condensate as the raw material of the catalytic cracking process. Both of these processes provide technical efficiency due to the fact that preliminary fractional separation of raw materials is not required, and economic efficiency by meeting the growing demand for light oil products.

    Key words: analysis; composition; fractions; fractional; fuel; fuel oil; gas condensate; heavy residue; light; oil and gas processing; physico-chemical; properties.

    період - 6.84%. Для топкового мазуту спостерігається скорочення виробництва на 33.03% за той же період Така зміна структури виробництва нафтопродуктів свідчить про збільшення глибини переробки нафтової сировини, однак, цей показник ефективності знаходиться на рівні 81.3%, в той час як в розвинених державах (наприклад, в США, Японії і Китаї) - 85-95%, причому РФ має найбільші в світі масштаби нафтопереробки 2.

    Рішенням сформувалася проблеми є форсування модернізації нафто- газопереробної індустрії в напрямі збільшення кількості процесів, що поглиблюють переробку, таких як коксування і всі різновиди крекінгу. І на сьогоднішній день формується сировинна база у вигляді важких нафт і залишків газоконденсату 3.

    На даний момент в Росії в рік добувається близько 38.6 млн т газового конденсату (15.9 млн т (41%) підприємствами ТОВ «Газпром» - ТОВ «Газпром видобуток Уренгой» і ТОВ «Газпром видобуток Астрахань»). Щорічно видобуток газоконденсату зростає приблизно на 10%. Великий внесок вносять такі нафтові компанії, як ВАТ «НОВАТЕК», ПАТ «НК« Роснефть »і ін., Лідируючу позицію займає компанія« Сахалін Енерджі »(1.64 млн т). Така ситуація у видобутку конденсату призводить до постійного зниження частки Газпрому в загальному видобутку конденсату приблизно на 6% 4.

    Основні газоконденсатні і газокон-денсатно-нафтові родовища розташовані на територіях наступних федеральних округів: Уральського ФО (Ямало-Ненецький автономний округ) - близько 70% загального обсягу видобутку газоконденсату; Південного ФО (Астраханська область); Північно-Західного ФО (Республіка Комі); Приволзького ФО (Оренбурзька область, Самарська область, Республіка Башкортостан, Республіка Татарстан).

    Основна частка в обсязі видобутку газового конденсату доводиться на наступні газокон-денсатние родовища: Уренгойське; Ям-бургское; Астраханське 5.

    Матеріали і методи дослідження

    В рамках даної роботи були досліджені фізико-хімічні властивості важких залишків Астраханського і Сургутского газоконденсату.

    Аналіз фракційного складу залишків Астраханського і Сургутского газоконденсату здійснювався на апараті напівавтоматичного розгону нафти «Аі1оМахх 9400». Вихід вузьких фракцій залишків Астраханського і Сургутского газових конденсатів наведено в табл. 1.

    На приладі «Градієнт-М» був визначений груповий вуглеводневий склад, представлений в табл. 2.

    Кількісний аналіз вмісту сірки був проведений на апараті «Спектроскан Б».

    Кількісний аналіз вмісту металів був проведений на апараті «Спектро-скан Макс-О».

    Фізико-хімічні властивості залишків Сургутского і Астраханського газоконденсату наведені в табл. 3.

    Результати та їх обговорення

    Таблиця 1

    Потенційне зміст фракцій в залишках газових конденсатів

    Фракція Залишок Астраханського газового конденсату Залишок Сургутський го газового конденсату

    % Мас. % Сум. % Мас. % сум.

    Н.К.-200 ° С 0.44 0.44 6.74 6.74

    200-300 ° С 8.09 8.53 18.32 25.06

    300-320 ° С 5.00 13.53 5.55 30.61

    320-340 ° С 2.71 16.24 8.12 38.73

    340-360 ° С 7.61 23.86 8.16 46.89

    360-380 ° С 14.35 38.21 0.54 47.43

    380-400 ° С 11.63 49.85 8.92 56.35

    400-420 ° С 10.45 60.30 9.82 66.17

    420-440 ° С 9.20 69.50 8.90 75.07

    440-460 ° С 7.76 77.26 5.54 80.61

    460-480 ° С 5.05 82.30 5.39 86.00

    480-500 ° С 4.46 86.77 3.32 89.32

    500+ 13.23 100.00 9.78 100.00

    Нижче наведені криві ІТК (істинних температур кипіння) залишків Астраханського (рис. 1) і Сургутского (рис. 2) газових конденсатів.

    Внаслідок високої температури застигання залишків Сургутского і Астраханського газових конденсатів виникають проблеми при операціях завантаження-вивантаження при транспортуванні, з подальшою переробкою. З цієї причини в високозастивающіе залишки вводять розчинники (світлі фракції), для спрощення проведення вищезазначених операцій.

    Було визначено, що в залишку Сургутского газоконденсату міститься високий вміст світлих фракцій, що википають до 360 ° С - 46.89%, вміст фракції 360-500 оС становить 42.43%, а також присутня значна кількість гудрону - фракція вище 500 оС до 10.0% на весь залишок. А в Астраханському газовому конденсаті міститься 23.86% мас. світлих фракцій, що википають до 360 ° С, 62.91% мас. - фракцій 360-500 оС і гудрону - 13.23% відповідно. Порівняно, залишок Астраханського газоконденсату починає википати при більш високих температурах, 150 оС градусів, тоді, як Сургутський - при 100 ° С відповідно. Це показує, що в Сургутском газоконденсату присутні більше легкокипящих компонентів.

    I еи Kpsiypfl клгкші. ( "

    250 | 200 ISO <

    Про 10 20 30 40 50 60 70 50 90 ICO

    11 *

    Мал. 1. Крива ІТК залишку Астраханського газового конденсату

    Тсмггсрат>ра итеккя. ®С

    (.50 GOO їсть

    450

    400 3S0 300} 50 J00

    1W *

    0 10 20 30 10 50 60 70 30 90 100

    Мал. 2. Крива ІТК залишку Сургутского газового конденсату

    Високий вміст цінних нізкокіпя-чих фракцій в залишках газових конденсатів змушує застосовувати до них первинний процес ректифікації з подальшим виділенням трьох фракцій: Н.К.-200 ° С, 200-360 ° С і 360 ° С-к.к. Подальше використання даних фракцій можливо у вторинних процесах з отриманням цінних паливних компонентів.

    По 10% -ному вьжіпанію Сургутський залишок становить 220 оС, а Астраханський - 300 оС, склад останнього - важче, по 50% -ному википання обидва показують однакове значення - 390 оС кожен, а по 90% -ному википання Сургутський залишок становить 500 оС , а Астраханський - 560 оС. Кінець кипіння Сургутского і Астраханського газоконденсату, відповідно, 600 оС і набагато більше 600 оС.

    Після порівняння кривих ІТК можна зробити висновок, що залишок Сургутского газоконденсату містить в собі більше низкокипящих компонентів, тобто легких вуглеводнів, а в Астраханському газоконденсату переважають більш складні з'єднання, які википають при більш високих температурах за фракційним складом.

    Для виявлення найбільш економічно ефективних варіантів переробки мазутів газоконденсату, був проведений комплексний аналіз (груповий вуглеводневий склад, фракційний склад, а так само основні фізико-хімічні властивості).

    Таблиця 2

    Груповий вуглеводневий склад

    зразків залишків Сургутского і Астраханського газоконденсату

    залишок залишок

    Групи Сургутского Астраханського

    газоконденса- газоконденсату,

    та,% мас. % мас.

    Парафіно-нафтенові 79.4 48.0

    Легкі арени 4.7 9.0

    Середні арени 4.5 9.3

    Важкі арени 7.0 30.5

    Смоли 4.4 3.2

    Разом 100.0 100.0

    Фізико-хімічні властивості залишків Сургутского і Астраханського газоконденсату наведені в табл. 3.

    Залишок Астраханського газоконденсату характеризується більшою в'язкістю (в 2.4-2.7 рази), ніж залишок Сургутского газоконденсату. Це пояснюється наявністю в його складі більшої кількості ароматичних з'єднань, що володіють високою в'язкістю.

    Обидва залишку характеризуються високою температурою застигання, через наявність в їх складі переважно парафінових сполук, які застигають вже при кімнатній температурі.

    Залишок Сургутского газоконденсату характеризується низькою температурою спалаху, в порівнянні з залишком Астраханського газоконденсату. Це може говорити про наявність в мазуті Сургутского газоконденсату легкокіпя-щих вуглеводнів, які можуть бути виділені і використані в якості додаткової кількості моторного палива.

    Обидва залишку зневоднені в достатній мірі, вміст вологи значення якого регламентується нормативним документом ОСТ 51.65-80, менше 1%.

    Також обидва залишку характеризуються низьким вмістом металів і механічних домішок, що дозволяє використовувати їх для переробки в каталітичних процесах.

    Залишок Сургутского газового конденсату характеризується низьким вмістом сірки, механічних домішок і металів, а також

    Таблиця 3

    Фізико-хімічні властивості залишків Сургутского і Астраханського газоконденсату

    Показник Методика проведення аналізу Залишок Сургутского газоконденсату Залишок Астра ан ського газоконденсату

    Щільність при 20 оС, кг / м3 ГОСТ 3900-85 854.8 923

    Кінематична в'язкість при 40 ° С, мм 2 / с ГОСТ 33-2000 9.78 23.80

    Кінематична в'язкість при 100 ° С, мм 2 / с ГОСТ 33-2000 2.71 7.50

    Температура застигання, оС ГОСТ 20287-91 26 28

    Температура спалаху, оС ГОСТ 4333-2014 57 155

    Вміст води,% мас. ГОСТ 2477-65 Сліди (менш 0.03) Сліди (менш 0.03)

    Вміст металів, ррт: - залізо - свинець - нікель - марганець - ванадій - цинк 6 Відсутній Відсутній Відсутній Відсутній Відсутній 2 3 Відсутній Відсутній 3 Відсутня

    Масова частка механічних домішок,% ГОСТ 6370-83 0.090 0.090

    Зміст загальної сірки,% мас. ГОСТ Р 51947-2002 0.089 3.2

    хорошими вязкостно-температурними властивостями. Виходячи з цього, можна зробити висновок про те, що залишок доцільно використовувати для переробки на установках гідрокрекінгу або каталітичного крекінгу з отриманням додаткової кількості моторного палива.

    Залишок Астраханського газового конденсату характеризується високим вмістом сірки, а також оптимальними в'язкісно-температурними властивостями. Він може стати цінним компонентом сировини на установках гідрокрекінгу, а також (після попереднього гідрооблагороджування) на установках каталітичного крекінгу з отриманням додаткової кількості моторного палива.

    Залишок Сургутского газоконденсату за своїми фізико-хімічними властивостями відповідає вимогам до сировини для більшості нефтегазоперерабативающих процесів. Аналіз групового вуглеводневого складу показав, що мазут відрізняється високим вмістом парафінових вуглеводнів - високоіндексних компонентів мінеральних масел - близько 80% вихід в масових частках, що дозволяє використовувати мазут також у виробництві масел.

    Залишок Астраханського газоконденсату також за своїми фізико-хімічними властивостями відповідає вимогам до сировини для процесів вторинної переробки після гідрооблагороджування. Аналіз групового вуглеводневого складу показав, що мазут відрізняється високим вмістом парафінових і ароматичних вуглеводнів, що дозволяє використовувати мазут в якості сировини для ряду нефтегазоперерабативающих процесів.

    Залишки Західно-Сибірських газоконден-Сатна родовищ характеризуються легким фракційним складом, високим вмістом бензинових фракцій, відсутністю смолисто-асфальтенових з'єднань, низьким вмістом механічних домішок і металів, а також оптимальними в'язкісно-температурними властивостями. Аналіз групового вуглеводневого складу в залишку (відносно високий вміст парафінових вуглеводнів) показав, що його доцільно використовувати для виробництва нізкозастивающіх дизельних палив. З великим навантаженням фракцій зміст парафінових вуглеводнів неухильно падає, при цьому зростає вміст смол і важких ароматичних вуглеводнів.

    Практично відсутні сіро і азотовмісні сполуки, які чинять негативний вплив на каталізатори каталітичних процесів нефтегазопереработки: каталітичного крекінгу, гідрокрекінгу, гідроочищення і т.п. 6.

    Технологія переробки газоконденсату включає процеси стабілізації, зневоднення і знесолення, очищення від сірки. Попередньо підготовлений газовий конденсат направляють на блок поділу, де він в процесі ректифікації фракціоніруется на бензинову, гасову, дизельну фракції і мазут, який змішують з видобутої в Західно-Сибірських родовищах нафтою. Після гідроочищення бензинова фракція йде на процес каталітичного риформінгу, а гасова і дизельна після попередньої гідроочищення на депарафінізації 6.

    До відмітних особливостей залишку Астраханського газоконденсатного родовища можна віднести те, що він є високосірчисту і високопарафіністим, містить малу кількість смол і асфальтенів і характеризується високим значенням температури

    7

    застигання .

    Є можливість використання мазуту Астраханського газоконденсатного родовища як сировину каталітичного крекінгу. В технології глибокого каталітичного крекінгу реалізовані принципи звичайного каталітичного крекінгу, але з більш жорсткою умовою (температура 530-570 ° С).

    Крім фізико-хімічних властивостей також слід керуватися економічною доцільністю при виборі технології переробки досліджених залишків газоконденсату. Як було відзначено на початку даної роботи, приріст виробництва автобензину за період 2013-2017 рр. склав 1.44%, дизельного палива за той же період - 6.84%. Дана динаміка виробництва двох видів моторних палив є одним з визначальних чинників при виборі варіанту переробки залишків, оскільки цільовими продуктами таких найбільш поширених каталітичних процесів, як каталітичний крекінг і гідрокрекінг, є бензин і дизельне паливо. Так, каталітичний крекінг дозволяє отримувати бензин в кількості більше 50.0% мас. від вихідної сировини, а гідрокрекінг при тиску понад 10.0 МПа - бензин в кількості 29,0% і дизельне паливо в кількості не менше 48.0% від вихідної сировини.

    За прогнозами аудиторської і консалтингової компанії «Егп81&Уои ^ », до 2020 року збережеться тенденція зростання випуску бензину і дизельного палива за рахунок переробки важкого нафтової сировини, в тому числі і важких залишків газових конденсатів. Таким чином, значно збільшиться частка виробництва бензину (на 4%) і в ще більшому ступені дизельного палива (на 7%) (рис. 3) 8:

    Таким чином, для залишку Астраханського газоконденсату гідрокрекінг найбільш повним чином вписується в ринок, що змінюється моторних палив. Обраний процес характеризується також технологічними особливостями, які впливають на операційну ефективність даного варіанту переробки залишків:

    1. Для даного процесу підходить вся сировина цілком, а не окрема фракція вакуумного газойлю (350-500 ° С);

    2. Залишок гідрокрекінгу можна повторно відправити на рецикл, що дозволяє максимізувати глибину переробки сировини;

    3. Процес гідрокрекінгу з використанням двох шарів каталізатора не вимагає окремої стадії гідроочищення, що дозволяє знизити питомі капітальні витрати на одиницю готової продукції .

    За даними аналізів, а також за вищевказаними виходів цільових продуктів процесів каталітичного крекінгу і гідрокрекінгу можна відзначити, що залишок Сургутского ЗСК ідеально підходить для процесу каталітичного крекінгу, оскільки низький вміст сірки і низька коксованість дозволяє виключити процес попередньої гідроочищення зі схеми переробки.

    Ранні дослідження якісної оцінки економічних ризиків будівництва і експлуатації установки гідрокрекінгу показали, що розглядається установку слід впроваджувати в умовах ВІНК на території РФ з можливістю виходу на закордонні ринки 10.

    В результаті дослідження можна прийти до висновку, що розглянуті вище залишки Астраханського і Сургутского газоконденсату ідеально підходять для таких каталітичних деструктивних процесів, як каталітичний крекінг і гідрокрекінг, а дослідження структури нафтопереробки на вітчизняних НПЗ показало, що використання процесу гідрокрекінгу для переробки залишку Астраханського газоконденсату і процесу каталітичного крекінгу для переробки залишку Сургутского газоконденсату є технічно і економічно найбільш ефективним варіантом переробки важких залишків газоконденсату, оскільки дані процеси забезпечують оптимальне співвідношення виходів бензину і дизельного палива, здатних

    задовольнити потребу в обох видах мо-

    11

    раторних палив .

    Мал. 3. Зміна структури виходу НПЗ в Росії з урахуванням планів по модернізації

    література

    1. Міністерство Енергетики Російської Федерації / Офіційний сайт // URL: https: // minenergo.gov.ru/activity/statistic (дата звернення 16.12.2018).

    2. Президент Росії Володимир Путін провів робочу зустріч з міністром енергетики Олександром Новаком / Прес-служба Міністерства Енергетики Російської Федерації // URL: https: / / minenergo.gov.ru/node/10922 (дата звернення 16.12.2018).

    3. Мустафін І. А., Судакова О.М., Ахметов А.Ф., Галіахметов Р.Н., Ганцев А.В. Розгін важких бітумінозних нафт в присутності ультрадисперсної каталітичної системи // Світ нафтопродуктів. Вісник нафтових компаній.- 2017.- №12.- С.25-30.

    4. Бурангулов Д.З., Гумарова А.Ж., Мулюков А.М., Насирова Ю.М., Станкевич К.Є., Чучеве І.С. Сучасний стан та напрямки розвитку переробки важких залишків газоконденсату в Російській Федерації // Матер. III Міжнар. науково-практ. конф. «Нові тенденції в розвитку корпоративного управління і фінансів в нафтопереробних і нафтохімічних компаніях» .- Уфа: Видавництво УГНТУ, 2018.- С.15-19.

    5. Дмитрівська Т.В., Рябухина С.Г., Дворецький П.І., Пономарьов В. А., Зайцев В. Д. Вплив структур поверхні фундаменту на характер розподілу нафтових і газових родовищ Тимано-Печорського басейну // Геологія нафти і газа.- 2000.- № 4.- C.9-13.

    6. Терзич Е.С., Елпідінскій А.А. Установка стабілізації газового кондесата Сургутского ЗСК і можливості її модернізації // Вісник Астраханського державного технічного університету.- 2017.- №10 (20) .- С. 61-63.

    7. Тараканов Г. В., Нурахмедова А. Ф., Попадин Н. В. Про вибір раціональної технології глибокої переробки сірчистого газоконденсатних-го сировини // Вісник Астраханського державного технічного університету.- 2010.-№1 (49) .- С . 37-42.

    8. Нафтопереробка в Росії: курс на модернізацію [Електронний ресурс] / Д. Найджока, А. Лоза, А. Кондратов, І. Болдирєв, В. Бородін, Г. Арутюнян, О. світлішає, К. Бабушкіна, Д. Борисов / / Ernst&Young. - URL: http://www.ey.com/Publication/ vwLUAssets / EY-downstream-in-russia-course-to- modernization / $ FILE / EY-downstream-in-russia-course-to-modernization.pdf ( дата звернення: 13.12.2018).

    9. Мустафін І.А., Сидоров Г.М., Станкевич К.Є., Байрам-Алі Т.М., Саліш А.І., Мурта-зін Є.В., Ганцев А.В. Гідрокаталітіческіе процеси переробки важких нафтових фракцій з використанням перспективних на-норазмерних каталізаторів // Фундаментальні дослідження.- 2018.- №7.- С.22-28.

    10. Бурангулов Д.З. Оцінка економічних ризиків при прийнятті технологічних рішень в гідрокаталітіческіх процесах на підприємствах нафтопереробної промисловості // Нові тенденції в розвитку корпоративного управління і фінансів в нафтопереробному-

    References

    1. Ministerstvo Energetiki Rossiiskoi Federatsii / Oficial'nyi sait [Ministry of Energy of the Russian Federation / Official site] // URL: https://minenergo.gov.ru/activity/statistic (data obrashcheniya 16.12.2018).

    2. Prezident Rossii Vladimir Putin provel rabochuyu vstrechu s ministrom ehnergetiki Aleksandrom Novakom. Press-sluzhba Ministerstva Energetiki Rossiiskoi Federatsii [President of Russia Vladimir Putin held a working meeting with Energy Minister Alexander Novak. Press Service of the Ministry of Energy of the Russian Federation]. URL: https: // minenergo.gov.ru/node/10922 (16.12.2018).

    3. Mustafin I.A., Sudakova O.M., Ahmetov A.F., Galiahmetov R.N., Gancev A.V. Razgonka tyazhyolykh bituminoznykh neftei v prisutstvii ul'tradispersnoi kataliticheskoi sistemy [Distillation of heavy bituminous oils in the presence of an ultrafine catalytic system]. Mir nefteproduktov. Vestnik neftyanykh kompanii [World of Oil Products. The Oil Companies 'Bulletin] 2017, no.12, pp.25-30.

    4. Burangulov D.Z., Gumarova A.Zh., Mulyukov A.M., Nasyrova Yu.M., Stankevich K.E., Chuchev I.S. Sovremennoe sostoyanie i napravleniya razvitiya pererabotki tyazhelyh ostatkov gazokondensatov v Rossiiskoi Federatsii [Modern condition and directions of development of processing heavy remains of gas condensates in the Russian Federation]. Mater. III Mezhdunar. nauchno-prakt. konf. «Novye tendentsii v razvitii korporativnogo uprav-leniya i finansov v neftepererabatyvayushchikh i neftekhimicheskikh kompaniyakh» [Proc. of the Int. Sci. and Pract. Conf. «New trends in the development of corporate governance and finance in oil refining and petrochemical companies»]. Ufa, USPTU Publ., 2018, pp.15-19.

    5. Dmitrievskaya T.V., Ryabuhina S.G., Dvoreckij P.I., Ponomarev V.A., Zaitsev V.D. Vliyanie struktur poverhnosti fundamenta na kharakter raspredeleniya neftyanykh i gazovykh mestorozhdenii Timano-Pechorskogo basseina [The influence of the structures of the surface of the basement on the nature of the distribution of oil and gas fields in the Timan-Pechora basin]. Geologiya nefti i gaza [Oil And Gas Geology], 2000., №4, pp.9-13.

    6. Terzich Eh.S., Elpidinskii A. A. Ustanovka stabilizatsii gazovogo kondesata Surgutskogo ZSK i vozmozhnosti ee modernizatsii [Gas condensate stabilization unit of the Surgut gas-filling plant and the possibility of its modernization]. Vestnik Astrahanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Bulletin of Astrakhan State Technical University] 2017, no.10 (20), pp.61-63.

    7. Tarakanov G. V., Nurakhmedova A. F., Popadin N. V. O vybore ratsional'noi tekhnologii glubokoi pererabotki sernistogo gazokon-densatnogo syr'ya [On the choice of a rational technology of deep processing of sulfur dioxide gas condensate raw materials]. Vestnik Astra-hanskogo gosudarstvennogo tekhnicheskogo universiteta [Bulletin of Astrakhan State Technical University], 2010 no.1 (49), pp.37-42.

    щих і нафтохімічних компаніях.- Уфа: З- 8. давство УГНТУ, 2017.- С.15-20.

    11. Ахметов А.Ф., Рахімов М.Н., Мустафін І.А., Файруза Д.Х., Хабібуллін А.М. Гідрокрекінг високопарафіністих залишків газоконденсату // Хімія в інтересах сталого розвитку.- 2018.- т.26, №6.- С.641-646.

    9.

    10.

    11.

    Najdzhoka D., Loza A., Kondrashov A., Boldyrev I., Borodin V., Arutyunyan G., Svetleyushchii O., Babushkina K., Borisov D. Neftepererabotka v Rossii: kurs na modernizatsiyu [Oil refining in Russia: the course for modernization]. Ernst&Young URL: http://www.ey.com/ Publication / vwLUAssets / EY-downstream-in-russia-course-to-modernization / $ FILE / EY-downstream-in-russia-course-to-modernization.pdf ( 13.12.2018).

    Mustafin I.A., Sidorov G.M., Stankevich K.E., Bajram-Ali T.M., Salishev A.I., Murtazin E.V., Gantsev A.V. Gidrokataliticheskie processy pererabotki tyazhelykh neftyanykh fraktsii s ispol'zovaniem perspektivnykh nanorazmernykh katalizatorov [Hydrocatalytic processing of heavy petroleum fractions using promising nano-sized catalysts]. Fundamental'nye issledovaniya [Fundamental research], 2018, no.7, pp.22-28.

    Burangulov D. Z. Otsenka ehkonomicheskikh riskov pri prinyatii tekhnologicheskikh reshenii v gidrokataliticheskikh processakh na pred-priyatiyakh neftepererabatyvayushchei pro-myshlennosti [Assessment of economic risks in the adoption of technological solutions in hydrocatalytic processes in the petrochemical industry]. Mater. mezhdunar. nauchno-prakt. konf. «Novye tendentsii v razvitii korporativ-nogo upravleniya i finansov v neftepererabaty-vayushchikh i neftekhimicheskikh kompa-niyakh» [Proc. of the Int. Sci. and Pract. Conf. «New trends in the development of corporate governance and finance in oil refining and petrochemical companies»]. Ufa, USPTU Publ. 2017, pp.15-20.

    Ahmetov A.F., Rakhimov M.N., Mustafin I.A., Fairuzov D.H., Khabibullin A.M. Gidrokreking vysokoparafinistykh ostatkov gazokondensatov [Hydrocracking of highly paraffin residues of gas condensates]. Khimiya v interesakh ustoichivogo razvitiya [Chemistry for Sustainable Development], 2018, vol.26, no.6, pp.641-646.


    Ключові слова: ANALYSIS /COMPOSITION /FRACTIONS /FRACTIONAL /FUEL /FUEL OIL /GAS CONDENSATE /HEAVY RESIDUE /LIGHT /OIL AND GAS PROCESSING /PHYSICOCHEMICAL /PROPERTIES /АНАЛІЗ /ГАЗОКОНДЕСАТ /МАЗУТ /нефтегазопереработка /ЗАЛИШОК /Світлі /властивості /СКЛАД /ПАЛИВО /ВАЖКИЙ /ФІЗИКО-ХІМІЧНІ /ФРАКЦІЇ

    Завантажити оригінал статті:

    Завантажити