CC BY
1Вестник Томского государственного университета. Химия. 2023. № 32. С. 172-184 Tomsk State University Journal of Chemistry, 2023, 32,172-184
Научная статья
УДК 622.276.8.057:665.625:621.31.031 ао1: 10.17223/24135542/32/13
Повышение энергоэффективности установки подготовки и стабилизации нефти на промысле
Леонид Михайлович Ульев1, Максим Тарасович Кузнецов2, Татьяна Алексеевна Гиль3, Владислав Вадимович Норин4, Наталья Ивановна Каракчиева5, Алексей Сергеевич Князев6, Александра Александровна Саитова7, Евгения Вячеславовна Кувардина8
12•3 Томский политехнический университет, Томск, Россия 2,3 4 5 б Томский государственный университет, Томск, Россия 7•8 ООО Газпромнефть - Промышленные инновации, Санкт-Петербург, Россия
1 ulyevlm@tpu.ru
2 mtk1@tpu.ru
3 tag7@tpu.ru
4 vnorin@ect-center.com 5 karakchieva@mail. tsu.ru б kas854@mail. т 7 Saitova.AAL@gazprom-neft. т 8 Kuvardina.EV@gazprom-neft. т
Аннотация. Энергоемкость российской экономики в 1,5-2 раза выше, чем аналогичный показатель развитых стран, таких как США, страны Европейского союза и Китай. В первую очередь это связано с низким процентом возврата тепловой энергии в процесс, что приводит к избыточному потреблению топлива и электроэнергии, а следовательно, и к увеличению себестоимости отпускаемой продукции и дополнительным выбросам парниковых газов. Данная проблема является актуальной для нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений Российской Федерации, где зачастую товарный продукт используется в качестве топлива для обеспечения тепловой и электрической энергией как самого месторождения, так и последующей установки подготовки и стабилизации нефти. Однако данная проблема может быть успешно решена с использованием современных инструментов интеграции процессов, таких как пинч-анализ. В данном исследовании была оптимизирована структура теплообменной сети установки подготовки и стабилизации нефти с целью снижения ее энергопотребления и антропогенного воздействия на окружающую среду. Исследуемая установка состоит из отстойника, электродегидратора, колонны стабилизации нефти, а также станции компримирования легких углеводородов. В ходе исследования выявлено, что текущее энергопотребление установки для горячих энергоносителей составляет 387 МВт, а для холодных - 214 МВт. При этом данные значения могут быть снижены на 214 МВт за счет изменения топологии теплообменной сети. Это соответствует снижению потребления топлива на 55% и электроэнергии на 1 067 кВт. Кроме того, такой подход позволяет сократить выбросы СО2 на 453 тыс. т/год.
© Л.М. Ульев, М.Т. Кузнецов, Т.А. Гиль и др., 2023
Ключевые слова: пинч-анализ, установка подготовки и стабилизации нефти, теплообмен, интеграция процессов, энергоэффективность, декарбонизация
Благодарности: Исследование выполнено при поддержке Программы развития Томского государственного университета (Приоритет-2030), грант № 2.4.6.23 ПП.
Для цитирования: Ульев Л.М., Кузнецов М.Т., Гиль Т.А., Норин В.В., Ка-ракчиева Н.И., Князев А.С., Саитова А.А., Кувардина Е.В. Повышение энергоэффективности установки подготовки и стабилизации нефти на промысле // Вестник Томского государственного университета. Химия. 2023. № 32. С. 172-184. doi: 10.17223/24135542/32/13
Original article
doi: 10.17223/24135542/32/13
Energy efficiency increasing of the crude oil treatment plant
in the field
Leonid M. Ulyev1, Maxim T. Kuznetsov2, Tatyana A. Gil3, Vladislav V. Norin4, Natalya I. Karakchieva5, Aleksey S. Knyazev6, Alexandra A. Saitova7, Evgeniya V. Kuvardina8
12,3 Tomsk Polytechnic University, Tomsk, Russia 2,3,4, ¡, 6 Tomsk State University, Tomsk, Russia 7,8 LLC Gazpromneft - Industrial innovations, Saint Petersburg, Russia 1 ulyevlm@tpu.ru
2 mtk1@tpu.ru
3 tag7@tpu.ru
4 vnorin@ect-center.com 5 karakchieva@mail. tsu.ru 6 kas854@mail. ru 7 Saitova.AAL@gazprom-neft. ru 8 Kuvardina.EV@gazprom-neft. ru
Abstract. The Russian economy energy intensity is 1.5 - 2 times more than that of developed countries such as the USA, the countries of the European Union and China. This is primarily due to the low percentage of thermal energy returned to the process. That leads to excessive consumption of fuel and power, and consequently to the products sold cost increasing and additional greenhouse gas emissions. This problem is relevant for oil, gas and gas-condensate fields of the Russian Federation, there are the commercial product is often used as fuel for providing thermal and power energy to both itself and the subsequent processing units. However, this problem can be successfully solved using modern process integration tools, such as pinch analysis. In this study, the structure of the heat exchange network of a crude oil treatment plant was optimised in order to reduce its energy consumption and anthropogenic impact. The current plant consists of a settling vessel, an electric dehydrator, an oil stabilizer column, and a light hydrocarbon compression unit. As a result, the energy consumption of the current plant for hot energy carriers is 387 MW and for cold energy carriers - 214 MW. Changing the heat exchange network topology makes it possible to reduce these energy consumption values by 214 MW. This equates to a fuel consumption reduction by 55% and a power
consumption reduction by 1067 kW. In addition, this approach allows reducing emissions by 453 103 tCO2/year.
Keywords: pinch analysis, a crude oil treatment plant, heat exchanger network, process integration, energy efficiency, decarbonization
Acknowledgments: This work was supported by the Development Program of Tomsk State University (Priority-2030), grant No. 2.4.6.23 PP.
For citation: Ulyev L.M., Kuznetsov M.T., Gil T.A., Norin V.V., Karakchieva N.I., Knyazev A.S., Saitova A.A., Kuvardina E.V. Energy efficiency increasing of the crude oil treatment plant in the field. Vestnik Tomskogo gosudarstvennogo universiteta. Chimia - Tomsk State University Journal of Chemistry, 2023, 32, 172-184. doi: 10.17223/24135542/32/13
Введение
Одной из важнейших проблем современного общества является нерациональное использование энергетических ресурсов. Постоянный рост употребления ископаемых источников энергии привел к одной из важнейших проблем XXI в. - глобальному потеплению [1]. Несмотря на постоянное увеличение доли возобновляемых источников энергии в энергетическом секторе [2], данная проблема продолжает быть актуальной [3]. Частично это связано с неэффективным использованием энергетических и водных ресурсов в промышленности [4]. Промышленный сектор является одним из основных источников С02 в России, это связано с тем, что на него приходится более 30% всего конечного энергопотребления [5]. Кроме того, высокие значения износа основных фондов нефтедобывающей отрасли также приводят к увеличению энергопотребления, а следовательно, к увеличению антропогенного воздействия на окружающую среду. Так, около половины всего печного оборудования имеет КПД около 55% при значении аналогичного показателя на зарубежных заводах 90% [6]. Еще одной причиной высоких значений удельных выбросов С02 на российских нефтедобывающих установках / заводах является то, что большая их часть была спроектирована и введена в эксплуатацию более 50 лет назад. Такие объекты работают в неоптимальном режиме, что зачастую связано с низкой мощностью рекуперации теплоты.
Существует несколько способов решения проблемы антропогенного воздействия на окружающую среду. Первый способ заключается в переходе от невозобновляемых источников энергии к возобновляемым [7]. Однако полный переход пока что невозможен в связи с несовершенством технологии, поэтому более 60% электроэнергии в мире производится с использованием невозобновляемых источников энергии [8]. Вторым способом сокращения выбросов в атмосферу является улавливание и переработка СО2 с получением сырьевых [9] или товарных компонентов [10]. Данные технологии на сегодняшний день являются нерентабельными. Третий способ заключается в повышении энергоэффективности предприятий [11] и / или отдельных
установок [12]. Основным методом снижения удельного энергопотребления на предприятиях, использующих химико-технологические процессы для переработки сырья и производства продукции, является интеграция процессов [13]. Данный способ позволяет в течение нескольких лет существенно уменьшить негативное воздействие на окружающую среду, а также снизить себестоимость производимой продукции. Так, например, реконструкция системы теплообмена позволяет снизить потребление топлива более чем на 50%, а электроэнергии - более чем на 20% [12]. Кроме того, использование инструментов интеграции процессов еще на стадии концептуального проектирования позволяет сократить потребление топлива на 47%, а электроэнергии - на 11% [14]. Таким образом, использование инструментов интеграции процессов может позволить существенно снизить энергопотребление на нефтедобывающих установках. Поэтому целью данной работы является применение современных инструментов интеграции процессов на стадии концептуального проектирования для оценки экономически оптимального потенциала снижения антропогенного воздействия на окружающую среду установки первичной подготовки и стабилизации нефти (УПСН) за счет повышения ее энергоэффективности.
В данной работе проводится концептуальное проектирование теплооб-менной сети установки УПСН с целью определения экономически обоснованного решения по снижению антропогенного воздействия на окружающую среду. Научный вклад данного исследования заключается в разработке оптимальной технологической схемы установки УПСН для максимизации потенциала рекуперации теплоты с учетом минимизации выбросов CO2 в атмосферу.
Методы
Метод повышения энергоэффективности, представленный в данной статье, основан на изменении топологии теплообменной сети с использованием правил и инструментов пинч-анализа. Для определения физико-химических свойств технологических потоков и верификации основных соотношений термодинамического равновесия разрабатывается имитационная модель процесса с помощью ПО UniSim Design [15]. Для описания термодинамических свойств потоков используется пакет свойств Peng-Robinson [16].
На основе физико-химических свойств технологических потоков, определенных с использованием разработанной имитационной модели, оценивается экономически обоснованный потенциал энергосбережения. Для этого, используя принципы пинч-анализа, определяется целевое значение энергопотребления, а также оптимальная минимальная разность температур (ATmm) с применением отечественного ПО Pinch 2.02 [17]. Определение ATmm в используемом ПО основывается на минимизации общегодовых затрат (TAC) теплообменной сети, что соответствует методологии пинч-анализа [18]. В свою очередь, TAC является суммой капитальных и операционных затрат и рассчитывается по формуле
TAC = CAPEX + OPEX. (1)
Приведенные капитальные затраты на теплообменную сеть определяются как
Í /- \<Л
i(l + ii CAPEX = —i-'— ■ N
_ mn a + b . (2)
(1 + i)" - 1 mn L l Nmin J J
Операционные затраты характеризуются потреблением горячих и холодных утилит и вычисляются следующим образом:
OPEX = QH ■ PH + Qc ■ Pe. (3)
Выбросы CO2 определяются на основе количества теплоты и электроэнергии, потребляемых процессом, и зависят от типа топлива:
CO2 = 8,76 (Qh ■ kf + Qe ■ ke), (4)
где 8,76 - коэффициент, использующийся для перевода выбросов из кг/ч в т/год.
Далее, используя сеточную диаграмму и правила пинч-анализа, синтезируется теплообменная сеть и проводится ее оптимизация с целью достижения определенных в ПО Pinch 2.02 TAC и выбросов вредных веществ в атмосферу.
Объект исследования
В настоящей статье представлен пинч-анализ УПСН. Данная установка предназначена для предварительного разделения на нефть, попутный нефтяной газ и пластовую воду и последующего доведения нефти до товарного качества. Производительность установки составляет 39 657 тыс. т/год. Технологическая схема исследуемой установки представлена на рис. 1.
Рис.1. Принципиальная технологическая схема установки подготовки и стабилизации нефти: 1 - резервуар центрального сборного пункта; 2, 4, 6, 9,13,16,19 - теплообменники; 3 - отстойник; 5 - электродегидратор; 7 - печь; 8 - ректификационная колонна; 10 - резервуар подготовленной нефти; 11, 14,17 - сепараторы; 12,15,18 - компрессоры; 20, 21 /А, Б - насосы
Поток сырой нефти из резервуаров центрального сборного пункта нефтяного промысла 1 насосом 20 прокачивается через утилитный теплообменник 2, где подогревается паром. Далее подогретая сырая нефть подается в отстойник 3. В отстойнике происходит отделение нефти от воды, которая в последующем отводится для дальнейшей подготовки с целью повторной закачки в нефтеносные пласты. Поток частично обезвоженной воды из отстойника 3, подогреваясь в утилитном теплообменнике 4 паром, далее направляется в электродегидратор 5, где производится окончательное отделение воды от нефти. Поток обезвоженной и обессоленной нефти из электродегид-ратора 5, нагреваясь в утилитном теплообменнике 6 паром, подается в стабилизационную колонну 8 на 26 тарелку. Температура в кубе колонны 8 поддерживается путем циркуляции нефти насосом 21/А через змеевик печи 7. Поток стабильной нефти с куба колонны прокачивается насосом 21/Б через водяной холодильник 9, где охлаждается оборотной водой и затем направляется в резервуар подготовленной нефти 10. Пары легких углеводов с верха колонны 8 проходят блок компримирования, состоящий из компрессоров 12, 15, 18, сепараторов 11, 14 и 17 и водяных холодильников 13, 16, 19. На каждой ступени компримирования в сепараторах 11, 14 и 17 из легких углеводородов отделяется широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ). Поток легких углеводородов после блока компримирования разделяется на два потока: первый поток направляется в парк хранения легких углеводородов, второй поток используется в качестве топлива на печи 7. Выделившаяся на блоке компримирования ШФЛУ направляется в парк хранения.
Для оценки потенциала энергосбережения было выделено восемь технологических потоков: четыре холодных и четыре горячих (табл. 1). Тепловые и физические свойства всех технологических потоков были смоделированы в среде UniSim и верифицированы с заводскими данными.
Таблица 1
Потоковая таблица установки подготовки и стабилизации нефти
№ Название потока Тип Т*, °с Т, °с АН, кВт СР, кВт/°С а, кВт/ (м2-°С)
1 Выход из низа стабилизационной колонны гор 120,7 83,8 156 492 4 236 0,25
2 Поток из сепаратора 1-й ступени гор 129,6 32,2 30 771 316 0,03
3 Поток из сепаратора 2-й ступени гор 88,3 32,2 8 880 158 0,02
4 Поток из сепаратора 3-й ступени гор 99,4 32,2 17 583 262 0,02
5 Питание отстойника хол 0,0 44,1 130 468 2 958 0,30
6 Питание электродегидратора хол 43,2 71,1 175 833 6 305 0,25
7 Питание стабилизационной колонны хол 69,7 79,4 22 683 2 333 0,25
8 Подогрев куба стабилизационной колонны хол 120,7 123,7 58 142 19 380 0,25
Таблица 2
Исходные параметры для пинч-анализа установки подготовки и стабилизации нефти
Параметр Значение
Технологические параметры
Температура горячих утилит, °С 200
Начальная и конечная температуры охлаждающей воды, °С 20 и 25
Коэффициент неидеальности противотока 0,95
Экономические параметры
Стоимость горячих утилит, и8Б/(кВттод) [191 120
Стоимость холодных утилит, иВБ/(кВттод)* 12
Закон стоимости кожухотрубного теплообменника [20] 40 000 + 1 000-А0,87
Годовая процентная ставка, % 20
Срок кредита, лет 5
Экологические параметры
Коэффициент выработки СО2 при сжигании топлива, кгС02/кВтч [211 0,24
Коэффициент выработки СО2 от генерации электроэнергии, кгС02/кВтч [221 0,50
* стоимость охлаждающей воды равна 10% от стоимости горячих утилит.
Пинч-анализ установки УПСН выполнен с использованием предварительно заданных экономических, технологических и экологических параметров, представленных в табл. 2.
Результаты
На основе потоковой таблицы и с применением отечественного ПО Pinch 2.02 была построена стоимостная кривая, представленная на рисунке 2.
45 40
3 30 |
2 25 2
3. :о
и
15
=
в
а ю й
if 5
ДТпш. opt = 32 °С
1 1 1
1 1 1 ГАС
1 ОРЕХ
1 1
V 1 1 1
V 1 t САРЕ>
1 .
1
1 1 1_
0 5 10 15 :0 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70
ДТ °С
-"mm-
Рис. 2. Стоимостная кривая установки подготовки и стабилизации нефти
Из рис. 2 видно, что минимальное оптимальное значение ДТтт = 32°С, при этом TAC такого проекта составляет 29 млн USD/год. Анализируя составные кривые исходной и интегрированной установки, заметим, что снижение ДТщш с 130°С до 32°С позволяет повысить потенциал рекуперации теплоты на 214 МВт (рис. 3).
Рис. 3. Составные кривые установки подготовки и стабилизации нефти до и после интеграции
Рис. 4. Принципиальная технологическая схема модернизированной установки подготовки и стабилизации нефти: 1 - резервуар центрального сборного пункта; 2, 4, 6, Т-1-4 -теплообменники; 3 - отстойник; 5 - электродегидратор; 7 - печь; 8 - ректификационная колонна; 10 - резервуар подготовленной нефти; 11, 14,17 - сепараторы; 12,15,18 -компрессоры; 20, 21/А, Б - насосы
Следует также отметить, что увеличение мощности рекуперации установки УПСН приводит к снижению нагрузки на холодные утилиты до
0 МВт. Благодаря этому использование аппаратов воздушного охлаждения или водяных холодильников для охлаждения технологических потоков исследуемой установки не требуется. В свою очередь, это позволяет существенно сократить капитальные затраты при строительстве такой установки. Из рис. 3 также видно, что дальнейшее снижение ATmm не приведет к увеличению количества рекуперируемой энергии. Таким образом, предлагаемый проект достиг максимально возможной рекуперации теплоты за счет изменения структуры (топологии) теплообменной сети.
На основе проведенного анализа была разработана новая принципиальная технологическая схема установки УПСН с использованием правил пинч-анализа теплообменной сети (рис. 4).
Предлагаемый вариант теплообменной сети позволяет снизить потребление топлива на 55%, электроэнергии - на 1 067 кВт. Такое сокращение потребления энергетических ресурсов позволяет снизить выбросы CO2 на 453 тыс. т/год. Следует понимать, что предлагаемая теплообменная сеть установки УПСН должна служить техническим заданием для проектирования системы рекуперативного теплообмена или подготовки рабочей документации для проекта реконструкции.
Выводы
В работе выполнена теплоэнергетическая интеграция установки УПСН и разработана ее обновленная принципиальная технологическая схема. Разработанная принципиальная технологическая схема позволяет максимизировать потенциал рекуперации теплоты. Это, в свою очередь, приводит к снижению потребления топлива на 214 МВт, а электроэнергии - на 1 067 кВт. Уменьшение потребления энергетических ресурсов позволяет снизить выбросы C02 на 453 тыс. т/год (45%). Результаты данного исследования показывают возможность разработки / модернизации новых / действующих установок УПСН с минимальным углеродным следом и низкой себестоимостью нефти.
Номенклатура
A - общая теплообменная поверхность рекуперативных теплообменных аппаратов, м2; a - стоимость установки теплообменного аппарата, USD; b - стоимость 1 м2 теплообменной поверхности, USD/м2; CAPEX - приведенные капитальные затраты, USD/год; CP - потоковая теплоемкость, кВт/°С;
c - коэффициент нелинейности стоимости теплообменной поверхности;
1 - годовая кредитная ставка;
ке - коэффициент выработки CO2 от генерации электроэнергии, кгС02/кВтч; к/ - коэффициент выработки CO2 при сжигании топлива, кгС02/кВтч; AW - минимальное количество рекуперативных теплообменных аппаратов, шт; n - срок кредитования, год;
OPEX - операционные затраты, USD/год;
Pe - стоимость холодных утилит, usd^e^-h^);
Ph - стоимость горячих утилит, usd^e^-h^);
Qe - мощность холодных утилит, кВт;
Qh - мощность горячих утилит, кВт;
Qrec -мощность рекуперации, кВт;
Ts - начальная температура потока, °С;
Tt - конечная температура потока, °С;
ДН - изменение энтальпии потока, кВт;
а - коэффициент теплоотдачи, кВт/(м2°С).
Список источников
1. Yaashikaa P.R. et al. A review on photochemical, biochemical and electrochemical transfor-
mation of CO2 into value-added products // Journal of CO2 Utilization. 2019. Vol. 33. P. 131-147.
2. Global Energy Review 2020. URL: https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2020
(accessed: 20.09.2023).
3. Annual 2020 Global Climate Report // National Centers for Environmental Information.
URL: https://www.ncdc.noaa.gov/sotc/global/202013 (accessed: 20.09.2023).
4. Bai Yuping, Deng Xiangzheng, Gibson John, Zhao Zhe, Xu He. How does urbanization af-
fect residential CO2 emissions? An analysis on urban agglomerations of China // Journal of Cleaner Production. 2019. Vol. 209. P. 876-885.
5. Renewables 2022 Global Status Report. URL: https://www.ren21.net/wp-content/up-
loads/2019/05/GSR2022_Full_Report.pdf (accessed: 20.09.2023).
6. ИТС 30-2017. Информационный справочник по наилучшим доступным технологиям.
Переработка нефти. М. : Бюро НДТ. 2017. 643 с.
7. Nalley S., LaRose A. Annual energy outlook 2021. Wasington DC : U.S. EIA, 2023. URL:
https://www.eia.gov/outlooks/aeo/ (accessed: 01.09.2023).
8. IEA. Renewable Energy Market Update 2022. URL: https://iea.blob.core.windows.net/as-
sets/d6a7300d-7919-4136-b73a-3541c33f8bd7/RenewableEnegyMarketUpdate2022.pdf (accessed: 18.09.2023).
9. Chen C., Leinweber P., Eckhardt K.-U., Sparks D.L. The composition and stability of clay-
associated organic matter along a soil profile // Soil Systems. 2018. Vol. 2 (1). P. 1-16.
10. Guselnikova O., Postnikov P., Kosina J., Kolska Z., Trelin A., Svorcik V., Lyutakov O. A breath of fresh air for atmospheric CO2 utilisation: a plasmon-assisted preparation of cyclic carbonate at ambient conditions // J. Mater. Chem. A. The Royal Society of Chemistry. 2021. Vol. 9 (13). P. 8462-8469.
11. Talaei A., Oni A.O., Ahiduzzaman M., Roychaudhuri P.S., Rutherford J., Kumar A. Assessment of the impacts of process-level energy efficiency improvement on greenhouse gas mitigation potential in the petroleum refining sector // Energy. 2020. Vol. 191. Art. 116243.
12. Boldyryev S., Gil T. Debottlenecking of existing hydrocracking unit by improved heat recovery for energy and carbon dioxide savings // Energy Conversion and Management. 2021. Vol. 238. Art.114164.
13. Смит Р., Клемеш Й., Товажнянский Л.Л., Капустенко П.А., Ульев Л.М. Основы интеграции тепловых процессов. Харьков : ХПИ, 2000. 458 с.
14. Kuznetsov M., Boldyryev S., Kenzhebekov D., Kaldybaeva B. Improving inter-plant integration of syngas production technologies by the recycling of CO2 and by-product of the Fischer-Tropsch process // International Journal of Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47 (74). P. 31755-31772.
15. UniSim - Software for Process Design and Simulation. URL: https://www.honeywellpro-cess.com/en-US/explore/products/advanced-applications/unisim/Pages/default.aspx (accessed: 15.03.2021).
16. Peng D.-Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State Ind Eng Chem Fundamen // American Chemical Society. 1976. Vol. 15 (1). P. 59-64.
17. Ульев Л.М. Введение в пинч-анализ: учебное пособие для вузов. СПб. : Лань, 2023. 208 с.
18. Hall S.G., Ahmad S., Smith R. Capital cost targets for heat exchanger networks comprising mixed materials of construction, pressure ratings and exchanger types // Computers & Chemical Engineering. 1990. Vol. 14 (3). P. 319-335.
19. Стоимость природного газа // ПАО «Газпром». 2021. URL: https://www.sargc.ru/stoimost-prirodnogo-gaza.html (дата обращения: 02.04.2021).
20. Канищев М.В., Мешалкин В.П., Ульев Л.М. Определение энергоэффективности установки первичной переработки нефти // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 7, 8. С. 80-92.
21. Quaschning V. Specific carbon dioxide emissions of various fuels, Volker Quaschning -Erneuerbare Energien und Klimaschutz. URL: https://www.volker-quaschning.de/da-tserv/CO2-spez/ind (accessed: 10.09.2023).
22. Carbon footprint of electricity generation, Postnote, 268. URL: https://www.parlia-ment.uk/globalassets/documents/post (accessed: 11.05.2021).
References
1. Yaashikaa P.R. et al. A review on photochemical, biochemical and electrochemical transfor-
mation of CO2 into value-added products // Journal of CO2 Utilization. 2019. Vol. 33. P. 131-147.
2. Global Energy Review 2020. URL: https://www.iea.org/reports/global-energy-review-2020
(accessed: 20.09.2023).
3. Annual 2020 Global Climate Report // National Centers for Environmental Information.
2021. URL: https://www.ncdc.noaa.gov/sotc/global/202013 (accessed: 20.09.2023).
4. Bai, Yuping; Deng, Xiangzheng; Gibson, John; Zhao, Zhe; Xu, He. How does urbanization
affect residential CO2 emissions? An analysis on urban agglomerations of China // Journal of Cleaner Production. 2019. Vol. 209. P. 876-885.
5. Renewables 2022 Global Status Report. URL: https://www.ren21.net/wp-content/up-
loads/2019/05/GSR2022_Full_Report.pdf (accessed: 20.09.2023).
6. ITS 30-2017. Information and technical guide to the best available technologies. Oil refining.
M.: Bureau of BAT. 2017. P. 643.
7. Nalley S., LaRose A. Annual energy outlook 2021. Wasington DC: U.S. EIA, 2023. URL:
https://www.eia.gov/outlooks/aeo/ (accessed: 01.09.2023).
8. IEA. Renewable Energy Market Update 2022. URL:: https://iea.blob.core.windows.net/as-
sets/d6a7300d-7919-4136-b73a-3541c33f8bd7/RenewableEnegMarketUpdate2022.pdf (accessed: 18.09.2023).
9. Chen C., Leinweber P., Eckhardt K.U., Sparks D.L. The composition and stability of clay-
associated organic matter along a soil profile // Soil Systems. 2018. Vol. 2(1). P. 1-16.
10. Guselnikova O., Postnikov P., Kosina J., Kolska Z., Trelin A., Svorcik V., Lyutakov O. A breath of fresh air for atmospheric CO2 utilisation: a plasmon-assisted preparation of cyclic carbonate at ambient conditions // J. Mater. Chem. A. The Royal Society of Chemistry. 2021. Vol. 9(13). P. 8462-8469.
11. Talaei A., Oni A.O., Ahiduzzaman M., Roychaudhuri P.S., Rutherford J., Kumar A. Assessment of the impacts of process-level energy efficiency improvement on greenhouse gas mitigation potential in the petroleum refining sector // Energy. 2020. Vol. 191. P. 116243.
12. Boldyryev S., Gil T. Debottlenecking of existing hydrocracking unit by improved heat recovery for energy and carbon dioxide savings // Energy Conversion and Management. 2021. Vol. 238, P. 114164.
13. Smith R., Klemes J., Tovazhnyanskyy L.L., Kapustenko P.A., Ulyev L.M. Foundations of heat processes integration. Kharkov. NTU "KhPI". 2000. - 458 p.
14. Kuznetsov M., Boldyryev S., Kenzhebekov D., Kaldybaeva B. Improving inter-plant integration of syngas production technologies by the recycling of CO2 and by-product of the Fischer-Tropsch process // International Journal of Hydrogen Energy. 2022. Vol. 47(74). P. 31755-31772.
15. UniSim - Software for Process Design and Simulation. URL: https://www.honeywellpro-cess.com/en-US/explore/products/advanced-applications/unisim/Pages/default.aspx (accessed: 15.03.2021).
16. Peng D.-Y., Robinson D.B. A New Two-Constant Equation of State Ind Eng Chem Fundamen // American Chemical Society. 1976. Vol. 15(1). P. 59-64.
17. Ulyev L. Introduction to Pinch Analysis: A Study Guide for universities. Saint Petersburg: Lan Publishing House, 2023. 208 p.
18. Hall S.G., Ahmad S., Smith R. Capital cost targets for heat exchanger networks comprising mixed materials of construction, pressure ratings and exchanger types // Computers & Chemical Engineering. 1990. Vol. 14(3). P. 319-335.
19. Natural gas cost. PJSC «Gazprom». 2023. URL: https://www.sargc.ru/stoimost-prirod-nogo-gaza.html (accessed: 02.04.2021).
20. Kanischev M, Meshalkin V., Ulyev L. Energy efficiency determination for crude oil unit // «Neftegaz» Territory. 2019. Vol. 7(8). P. 80-92.
21. Quaschning V. Specific carbon dioxide emissions of various fuels, Volker Quaschning -Erneuerbare Energien und Klimaschutz. URL: https://www.volker-quaschning.de/da-tserv/CO2-spez/ind (accessed: 10.09.2023).
22. Carbon footprint of electricity generation, Postnote, 268. [Electronic resource]: https://www.parliament.uk/globalassets/documents/post [accessed 11 May 2021].
Сведения об авторах:
Ульев Леонид Михайлович - доктор технических наук, профессор Исследовательской школы химических и биомедицинских технологий Томского политехнического университета (Томск, Россия). E-mail: ulyevlm@tpu.ru
Кузнецов Максим Тарасович - аспирант Исследовательской школы химических и биомедицинских технологий Томского политехнического университета (Томск, Россия); заместитель директора научно-образовательного центра «Газпромнефть-ТГУ» Томского государственного университета (Томск, Россия). E-mail: mtk1@tpu.ru Гиль Татьяна Алексеевна - аспирант Исследовательской школы химических и биомедицинских технологий Томского политехнического университета (Томск, Россия); научный сотрудник научно-образовательного центра «Газпромнефть-ТГУ» Томского государственного университета (Томск, Россия). E-mail: tag7@tpu.ru
Норин Владислав Вадимович - директор научно-образовательного центра «Газпром-нефть-ТГУ» Томского государственного университета (Томск, Россия). E-mail: vnorin@ect-center.com
Каракчиева Наталья Ивановна - кандидат химических наук, доцент кафедры неорганической химии химического факультета Томского государственного университета (Томск, Россия). E-mail: karakchieva@mail.tsu.ru
Князев Алексей Сергеевич - доктор химических наук, директор ООО «Инжиниринговый химико-технологический центр», и.о. декана химического факультета Томского государственного университета (Томск, Россия). E-mail: kas854@mail.ru Саитова Александра Александровна - кандидат химических наук, руководитель направления по развитию сотрудничества с ВУЗ, НИИ, РАН ООО «Газпромнефть - Промышленные инновации» (Санкт-Петербург, Россия). E-mail: Saitova.AAL@gazprom-neft.ru Кувардина Евгения Вячеславовна - кандидат химических наук, руководитель направления по развитию проектов нефтехимии ООО «Газпромнефть - Промышленные инновации» (Санкт-Петербург, Россия). E-mail: Kuvardina.EV@gazprom-neft.ru
Вклад авторов: все авторы сделали эквивалентный вклад в подготовку публикации. Авторы заявляют об отсутствии конфликта интересов.
Information about the authors:
Ulyev Leonid M. - PhD, Professor at Research School of Chemistry and Applied Biomedical Sciences at Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia). E-mail: ulyevlm@tpu.ru Kuznetsov Maxim T. - PhD Student at Research School of Chemistry and Applied Biomedical Sciences at Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia); Deputy Director of Research and Educational Center «Gazprom Neft -TSU» at Tomsk State University (Tomsk, Russia). E-mail: mtk1@tpu.ru
Gil Tatyana A. - PhD Student at Research School of Chemistry and Applied Biomedical Sciences at Tomsk Polytechnic University (Tomsk, Russia); Research Fellow of Research and Educational Center «Gazprom Neft -TSU» at Tomsk State University (Tomsk, Russia). E-mail: tag7@tpu.ru
Norin Vladislav V. - Director of Research and Educational Center «Gazprom Neft -TSU» at Tomsk State University (Tomsk, Russia). E-mail: vnorin@ect-center.com Karakchieva Natalia I. - PhD, Docent of Department of Chemistry at Tomsk State University (Tomsk, Russia). E-mail: karakchieva@mail.tsu.ru
Knyazev Aleksey S. - Doctor of Sciences, Director of LLC "Engineering Chemical Technology Center", Acting Dean of Department of Chemistry at Tomsk State University (Tomsk, Russia). E-mail: kas854@mail.ru
Saitova Alexandra A. - Dr.Eng., Head of Direction for Collaboration with Universities and Scientific Institutions Development, LLC Gazpromneft - Industrial innovations (Saint Petersburg, Russia). E-mail: Saitova.AAL@gazprom-neft.ru
Kuvardina Evgeniya V. - PhD, Head of Direction for Oil Chemistry Projects Development, LLC Gazpromneft - Industrial innovations (Saint Petersburg, Russia). E-mail: Kuvar-dina.EV@gazprom-neft.ru
Contribution of the authors: the authors contributed equally to this article. The authors declare no conflicts of interests.
Статья поступила в редакцию 26.10.2023; принята к публикации 15.12.2023 The article was submitted 26.110.2023; accepted for publication 15.12.2023
