CC BY
44УДК 66.074.37
Utyomov A.V.1, Verigin A.N.2 А.В. Утёмов1 , А.Н. Веригин 2
OIL SULFUROUS GAS ОЧИСТКА НЕФТЯНОГО ГАЗА
PURIFICATION USING СЕРНИСТЫХ
ROTOR-DISC REACTORS МЕСТОРОЖДЕНИИ С
ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ РОТОРНО-ДИСКОВЫХ МАССООБМЕННЫХ АППАРАТОВ
St. Petersburg State Institute of Technology (Technical University), Moskovsky Pr., 26, St. Petersburg, 190013, Russia
The data on associated petroleum gas iffting and flaring estimation at lifting points of Russian Federation are presented. The technologies used for purification of associated petroleum gas from sulfur compounds and the innovative technologies of associated gas utiization are considered. The data on the construction of a rotor-disc reactor and its investigations and their results are given. It is proposed that the rotor-disc reactor be used as an amine gas purification plant absorber or/and desorber. The method of ultimate associated petroleum gas utHization using the innovative technologies considered is suggested.
Keywords: associated petroleum gas, associated petroleum gas sulfur purification, amine purification, rotor-disc reactor, mass transfer coefficient
Введение
Один Снижение экологического ущерба, наносимого окружающей среде при работе предприятий является одной из основных задач современной химико-технологической и нефтеперерабатывающей промышленности. Одной из экологических проблем нефтепереработки является проблема рациональной утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) на нефтяных месторождениях. Попутный газ является побочным продуктом нефтедобычи и требует предварительной подготовки и очистки на месторождениях для дальнейшего рационального использования. По сравнению с природным газом попутный газ в большем количестве содержит тяжёлые газообразные компоненты C3-C5, которые затрудняют или делают невозможной транспортировку добытого газа на крупные ГПЗ для дальнейшей переработки. На ряде месторождений ПНГ содержит примеси в виде кислых газов -диоксида углерода и сероводорода, последний содержится, в основном в количестве до 6-7 % мас. Подготовка и очистка до состояния, позволяющего выгодно использовать попутный газ требует строительства на месторождении дополнительно целого технологического комплекса, включающего установки осушки,
Санкт-Петербургский государственный технологический институт (технический университет), Московский пр. 26, Санкт-Петербург, 190013, Россия
Приведены данные об объёмах добычи и сжигания попутного нефтяного газа на нефтяных месторождениях России, рассмотрены применяющиеся технологии очистки попутного нефтяного газа от сернистых примесей, рассмотрены инновационные технологии утилизации попутного газа, приведены данные о конструкции роторно-дискового массообменного аппарата, об исследованиях и результатах исследований аппарата, предложено использовать роторный аппарат в качестве абсорбера и десорбера установки аминовой очистки газа, предложена схема максимальной утилизации попутного нефтяного газа с использованием рассмотренных инновационных технологий.
Ключевые слова: попутный нефтяной газ, сероочистка попутного нефтяного газа, аминовая очистка, роторно-дисковый аппарат, коэффициент массопере-дачи.
фракционирования и очистки, утилизации извлеченных кислых компонентов. Строительство дорогостоящих установок подготовки попутного газа в ряде случаев оказывается нецелесообразным из-за чего месторождения консервируют либо переходят на менее затратный способ утилизации попутного газа сжиганием на факеле. При сжигании попутного газа в атмосферу выбрасывается большое количество парниковых газов: метана, оксидов углерода, азота. Проблема снижения экологического ущерба от сжигания попутного газа существует во всех нефтедобывающих странах мира. Доля рациональной утилизации (любые известные варианты кроме сжигания) в большинстве стран превышает 90 %, в США составляет 97 %, в Канаде 99 %, в Норвегии сжигается не более 0,4 % попутного газа [1]. В России по итогам 2016 года этот показатель составил 87 % снизившись с 88,2 % в 2015 году [2]. По разным оценкам, в России на факелах сжигается от 20 до 50 млрд м3 попутного газа что приводит к потере около 1 трлн. рублей и выбросу в атмосферу 100-150 млн. тонн углекислого газа ежегодно [3]. Данные о добытом и сожженном в последние годы попутном газе представлены на рисунках 1, 2.
1. Утемов Андрей Вадимович, магистрант, каф. оптимизации химической и биотехнологической аппаратуры, e-mail: [email protected]
Andrey V. Utemov, undergraduate, Department Optimization of chemical and biotechnological equipment
2. Веригин Александр Николаевич, д-р техн. наук, профессор, каф. химической энергетики, e-mail: [email protected] Alexander N. Verigin, Dr. Sci. (Eng.), Professor, Department of chemical power
Дата поступления - 16 октября 2018 года
Рисунок 1. Динамика добычи природного и попутного газа в РФ в 2014-2016 гг., млрд м3 [2]
Рисунок 2. Показатели сжигания ПНГ на факелах по группам производителей в 2014-2016 гг., млн м3 [2]. ВИНК - вертикально-интегрированные нефтяные компании; Операторы/ СРП - операторы>/ месторождений по соглашению о разделе продукции
Нынешний показатель доли утилизации попутного газа в стране складывается из высоких показателей в центральных регионах и низких в регионах, удаленных от центра. Неудовлетворительные результаты в удаленных регионах обусловлены отсутствием инфраструктуры, необходимой для утилизации ПНГ на новых месторождениях [4]. Объёмы сжигания попутного газа по регионам России представлены на рисунке 3. Видно, что крупнейшими регионами по объёму сжигания ПНГ являются Сибирский и Уральский федеральные округа. Увеличение количества сжигаемого газа в Сибирском федеральном округе в 2010-2013 гг связано с началом разработки Ванкорского месторождения [4].
Рисунок 3. Региональная структура сжигания попутного нефтяного газа в России в 2008-2017гг., % [4] СФО - Сибирский федеральный округ; УФО - Уральский федеральный округ; ПФО - Приволжский федеральный округ; СЗФО - Севе-ро-Запалный федеральный округ
Очистка добываемого попутного газа от сероводорода является одной из ряда задач, решаемых в ходе его утилизации. Чаще всего очищенный газ должен содержать не более 20 мг/м3 сероводорода по требованиям ГОСТ 5542 [5]. Содержание сероводорода в газе более 0,025 % вызывает коррозию оборудования, в том числе рабочих элементов генераторов электроэнергии и трубопроводов [6]. Большая часть месторождений сернистых нефтей расположена на террито-
рии Сибирского, Уральского и Приволжского федеральных округов [7], где также сжигается большая часть попутного нефтяного газа, и, хотя Приволжский федеральный округ граничит с Центральным, он существенно опережает по объёмам сжигания ПНГ Дальневосточный федеральный округ, инфраструктура для рациональной утилизации в котором развита слабее, однако 97,06 % добываемой нефти - нефть 1 класса по содержанию серы, в то время как в Приволжском федеральном округе 13,53% нефти 1 класса, 17,96 % нефти 4 класса и 9,53 % нефти с содержанием серы выше 4 класса [7]. Целый ряд месторождений Волго-Уральской нефтегазоносной провинции переходят на вариант утилизации газа сжиганием на факелах из-за трудностей с введением в эксплуатацию установок промысловой сероочистки ПНГ [6].
Технологии очистки попутного нефтяного газа
В таблице приведены данные об основных процессах очистки углеводородных газов с указанием количества промышленных установок [8-10].
Таблица 1. Основные процессы! очистки газов от кислых примесей [8, 9, 10]
Процесс Абсорбент Число установок
Процессы с химическими абсорбентами
Аминовые, в том числе: Алканоламин + вода > 1000
Амин-гард Диэтаноламин (моноэтаноламин) + вода > 400
ДИПА или МДЭА -процесс ДР1Р Диизопропаноламин (метилди-этаноламин) + вода > 400
МДЭА (30 - 50 % водный раствор) -процесс исагео! Водный раствор метилдиэтано-ламина 150
Эконамин Дигликольамин + вода (65 - 70 % раствор) 30
Сульфурекс Щелочь - вода 40
Бенфилд Карбонат калия + вода + добавки бенфилд 600
Катакарб Раствор поташа + ингибитор коррозии + катализатор 100
Серокс-газ-1 Серокс-газ-2 Водно-щелочной каталитический комплекс
Процессы с физическими абсорбентами
Ректизол Холодный метанол 70
Пуризол Ы-метилпирролидон 5
Флюор Пропиленкарбонат > 12
Селексол Диметиловый эфир полиэти-ленгликоля > 50
Сепасоль - МПЕ Диалкиловый эфир полиэти-ленгликоля 4
Процессы с комбинированными абсорбентами
Сульфинол Диизопропаноламин (метилди-этаноламин) + вода + сульфолан > 180
Флексорб Пространственно затруднённый амин + физ. растворитель + вода 30
Укарсол Вторичный или третичный амин + физ. растворитель + вода > 6
А дсорбционные процессы
ГИАП-10, ГИАП-10-2 Адсорбент на основе оксида цинка
Окислительные абсорбционные процессы
Стредорорд Щелочной раствор соды + антра-хинон сульфокислота + ванадат натрия > 150
Цо-са^процесс Щелочной раствор + хелатооб-разующий агент + ионы железа 100
В промышленности наиболее распространены процессы абсорбционной очистки газа, в частности процессы аминовой очистки. Принципиальная технологическая схема процесса представлена на рисунке 4.
Рисунок 4. Принципиальная технологическая схема аминовой очистки [6] А-1 - абсорбер; Д-1 - десорбер; С-1, С-2 - сепараторы; Э-1 - экспанзер; Т-1 - холодильник; Т-2 - теплообменник; Т-3 - конденсатор; Н-1 - насос; Р-1 - ребойлер; Е-1 -ёмкость регенерированного поглотителя
Достоинства и недостатки аминовой очистки определяются типом абсорбента, используемого в процессе. При выборе амина определяющую роль играют его характеристики и доступность, а также исходные условия процесса: состав и объём очищаемого газа, количество удаляемых примесей, требуемая степень очистки. Известны общие положения, которые следует учитывать при выборе амина [10]. Моноэтано-ламин (МЭА) более реакционноспособен к H2S и CO2, имеет наименьшую молекулярную массу из-за чего может использоваться при меньших концентрациях в растворе, а также дешевле прочих применяющихся аминов. Однако при использовании МЭА высоки потери абсорбента при его испарении за счет высокого давления насыщенного пара, при наличии в газе сернистых компонентов COS и C2S, МЭА образует с ними нерегенерируемые соединения. При использовании прочих аминовых поглотителей возникают другие недостатки, характерные для различных типов поглотителей: меньшая степень очистки от H2S или других сернистых соединений, повышенная растворимость углеводородов, низкая селективность к H2S в присутствии CO2. Многие алканоламины имеют общие недостатки, такие как высокая коррозионная активность, не позволяющая повышать их концентрацию в растворе, сложность регенерации, а также склонность к вспениванию, требующая применения в процессе фильтрации регенерированного абсорбента, использования пено-гасителей или других мер по устранению пенообразо-вания. Во многих случаях оптимальным вариантом является вместо отдельных аминов применять комбинированные абсорбенты или физические растворители, общий принцип технологической схемы и аппаратурного оформления процесса при этом не сильно отличается от представленного на рисунке 4.
Для очистки и подготовки попутного газа предложена технология использующая метод разделения компонентов газа при помощи мембран [11]. Общий принцип технологии представлен на рисунке 5.
Рисунок 5. Общий принцип мембранной технологии разделения газов [11]
Поток газа высокого давления, поступающий в мембранный модуль, разделяется на два потока: пер-меат - поток низкого давления, продиффундировав-ший через поверхность мембраны и ретентат - поток высокого давления который не проникает через слой мембраны. Разные компоненты газа диффундируют через слой мембраны с разной скоростью, схема со сравнением скоростей прохождения мембраны отдельными компонентами газа представлена на рисунке 6 [Н].
Рисунок 6. Сравнение скоростей прохождения мембраны отдельными компонентами [11]
Поток газа высокого давления, поступающий в мембранный модуль, разделяется на два потока: пер-меат - поток низкого давления, продиффундировав-ший через поверхность мембраны и ретентат - поток высокого давления который не проникает через слой мембраны. Разные компоненты газа диффундируют через слой мембраны с разной скоростью, схема со сравнением скоростей прохождения мембраны отдельными компонентами газа представлено на рисунке 6 [11].
В работе [12] представлены результаты применения мембранной технологии разделения газов для подготовки попутного газа на Ключевской УПГ ООО «РН-Краснодарнефтегаз». Исследования проводились на группе малых месторождений, находящихся на завершающей стадии добычи. На таких месторождениях осуществляется интенсификация добычи нефти, которая, как правило характеризуется повышенной добычей нефтяного газа. Через некоторое время добыча газа начинает снижаться, из-за чего даже введенные в эксплуатацию объекты подготовки и переработки газа, рассчитанные на максимальное использование его ресурсов уже через несколько лет требуют модернизации [12]. На исследуемом участке эффективна подача добываемого газа в транспортную систему ОАО «Газпром», качество газа, подаваемого в транспортную систему должно соответствовать ОСТ 51.40-93 [13]. Среднегодовая добыча газа составляет 25 млн. м3/год. Из-за отсутствия требований к качеству подготовки газа на начальном этапе разработки месторождения (50-70 годы XX века), а также нецелесообразности строительства дорогостоящих мощностей по подготовке малых объемов газа возникла проблема его реализации, приводящая к потере ценного сырья, ухудшению экологической ситуации в регионе и штрафам за негативное воздействие на окружающую среду. На завершающей стадии разработки месторождений способы подготовки газа с большими капитальными вло-
жениями нецелесообразны. Из всех рассматриваемых вариантов подготовки окупилась только мембранная технология, срок окупаемости составил 6,2 года. Ориентировочные капитальные вложения на реализацию способа с применением мембранной технологии оказались меньше примерно в 3 раза чем реализация прочих вариантов [12].
Такие результаты связаны с значительно меньшими размерами оборудования для мембранного разделения газов, отсутствием в процессе мембранного разделения газа каких-либо химических и фазовых превращений. Данные факторы привели к снижению стоимости изготовления оборудования установки, стоимости его транспортировки и строительно-монтажных работ.
По результатам применения технологии мембранного разделения газов можно обозначить некоторые нерешённые задачи. Для подачи газа в транспортную сеть должны выполняться требования, ограничивающие точку росы газа по влаге и углеводородам, обеспечивающие возможность его транспортировки без образования конденсата. От транспортируемого газа отделяют «тяжёлые» углеводороды С3+, а также сероводород как наиболее легко проникающий через мембрану компонент и, частично, диоксид углерода. На выходе из мембранного модуля получают поток пригодного для транспортировки сухого газа, составляющего большую часть общего потока подготавливаемого газа, однако второй поток, состоящий из ценных тяжелых компонентов газа, содержит также сероводород, выделение которого с высокой селективностью всё еще представляет проблему. Содержание углеводородов С3+ в разделяемом газе при испытании мембранной установки составляло 200 г/м3 [12], что соответствует 5000 тонн/год. Также пермеат может содержать другие типы сернистых соединений требующие удаления. Поэтому для более полной реализации добываемого нефтяного газа можно предположить потребность в комбинировании мембранной технологии с другими способами подготовки и очистки.
Процессы сероочистки газа обеспечивают возможность его дальнейшего использования. Однако проблема утилизации отходящих кислых газов, при этом, сохраняется. Выделяемый при очистке сероводород используют для получения серы, серной кислоты.
В Институте катализа СО РАН разработан процесс прямого каталитического окисления сероводорода до серы в реакторе с псевдоожиженным слоем сферического катализатора [3, 6, 14]. Промышленная установка утилизации кислых газов регенерации аминово-го поглотителя была реализована на Бавлинской установке подготовки попутного газа ОАО «Татнефть».
В процессе проводится экзотермическая реакция:
2Н2Б + 02 ^ Бп + 2Н2 (1)
Технологическая схема установки представлена на рисунке 7. Установка включает системы подачи кислого газа и воздуха, реактор с псевдоожиженным слоем катализатора, блок охлаждения для отвода теплоты реакции, конденсатор образующейся серы и систему её сбора. При работе установки в реактор подаётся очищаемый газ и воздух в стехиометрическом соотношении при помощи компрессора. Данная технология может быть использована на месторождениях как способ утилизации кислых газов, отходящих с установок очистки нефтяного газа. Установка доста-
точно проста в аппаратурном оформлении и не требует слишком больших капитальных вложений, что делает целесообразным её использование, в частности, на месторождениях с малыми объёмами добываемого нефтяного газа. Препятствием могут стать высокие затраты на катализатор и его обслуживание, а также изменяющиеся параметры добычи газа на завершающих стадиях разработки месторождения, поскольку при изменении расхода очищаемого газа должны возникнуть трудности с переводом слоя катализатора в псевдоожиженное состояние.
НА ПЕЧЬ ДОЖИТА
БЛОК ОХЛАЖДЕНИЯ
Рисунок 7. Технологическая схема очистки газа на Бавлинской УППГ [14] Р-1 - реактор окисления сероводорода; К-1 -компрессор; ЭП-1 - электроподогреватель воздуха; Е-1 - ёмкость хладоагента; Н-1, 2 - насосы!; АВО-1 - аппарат воздушного охлаждения; КС-1 - конденсатор серы!; Б-1 - барботер-каплеотбойник; СЗ-1, 2 - серозатворы;
ТЭГ- триэтиленгликоль
Реактор аминовой очистки попутного нефтяного газа
Для процессов рациональной утилизации нефтяного газа на месторождениях существенную роль играет величина капитальных вложений на строительство установки. Аминовая или комбинированная очистка - наиболее часто применяемый метод удаления из газа сернистых соединений. Снизить капитальную стоимость установки возможно за счёт применения новых типов оборудования для интенсификации процесса очистки.
В работе [15] была предложена и исследована конструкция роторного аппарата для интенсификации процессов в системе «газ-жидкость». Конструкция приведена на рисунке 8.
Подача жидкости в уплотнение
Выход жидкости |
Рисунок 8. Конструкция роторного массообменного аппарата
Аппарат содержит ротор с насадкой в виде пакета дисков с концентрическими выступами. Диски закреплены в пакете на одинаковом расстоянии друг от друга, восходящие и нисходящие выступы в зазоре между соседними дисками чередуются.
Жидкая и газовая фаза взаимодействуют между собой в противоточном течении, газовый поток поступает в аппарат от периферии корпуса и проходит к выходу из рабочей зоны в центральной части корпуса через зазоры между дисками насадки. Жидкая фаза подаётся из центра корпуса аппарата, равномерно в каждый зазор между дисками. В контактном устройстве жидкость находится под действием центробежной силы до 1000 д и движется к периферии насадки с высокой радиальной скоростью. Газовый поток, попадая в зазоры между дисками, равномерно разделяется на число потоков, соответствующее числу зазоров между дисками и скорость газа существенно вырастает. Скорость каждого газового потока увеличивается при приближении к центру насадки, а также происходят пульсации скорости в зонах расположения выступов. Жидкая фаза подвергается диспергированию при ударах о препятствия в канале между дисками. Совокупность перечисленных явлений при работе аппарата обеспечивают высокую скорость переноса массы. Высота эквивалентной теоретической тарелки, обеспечиваемая контактным устройством и определяющая его диаметр составляет 5-15 мм [15].
В работе [15] был установлен диапазон устойчивой работы аппарата. Было выяснено, что скорость газа в зазоре между дисками при устойчивой работе аппарата может составлять 5-7 м/с. Это обеспечивает производительность на один зазор между дисками приблизительно 100-140 м3/ч при внутреннем диаметре насадки 0,25 м.
В ходе исследований данной конструкции была разработана методика расчёта объёмного коэффициента массопередачи на основе степенной корреляции коэффициента к скорости диссипации энергии в объёме между соседними дисками контактного устройства [15, 16] (рисунок 9)
Ку = Я- е5, (2)
где Ку - объемный коэффициент массопередачи, с-1; е - скорость диссипации энергии в объёме насадки, Вт/м3; Я и Б - эмпирические коэффициенты.
450 400
ио
300 250
1
200 150 100 50
■
■ -
• £
• —*т
•
1
¿V"
Г"
имеет следующие недостатки. В модели не учтено влияние значимых физико-химических свойств обрабатываемых веществ таких как коэффициент молекулярной диффузии, поверхностное натяжение жидкой фазы. Из-за этого модель применима только для системы компонентов, используемой при исследовании (смесь аммиака с воздухом и вода). В полученной эмпирической зависимости осредняется изменение условий взаимодействия жидкой и газовой фазы по радиусу контактного устройства, хотя на самом деле гидродинамическая обстановка и, следовательно, характеристики массопереноса изменяются по радиусу насадки. Каждый зазор между дисками имеет ячеистую структуру, можно выделить отдельные рабочие ячейки реактора между двумя соседними выступами по радиусу насадки в зазоре между дисками, и, для более точного расчета разработать модель, рассчитывающую характеристики процесса в каждой из ячеек.
В работе [15] был получен значимый результат - экспериментальное подтверждение эффективности массопереноса при работе аппарата.
Технология утилизации нефтяного газа с использованием роторно-дисковых аппаратов
Высокая производительность по газу и существенно меньшие размеры по сравнению с колонным аппаратом могут позволить снизить размер капитальных вложений на строительство установок подготовки нефтяного газа на месторождениях с малыми объёмами добываемого газа - 10-40 млн. м3/год и обеспечить целесообразность ввода технологических комплексов рациональной утилизации попутного газа в эксплуатацию.
Принципиальная технологическая схема очистки газа с использованием роторно-дисковых аппаратов представлена на рисунке 10. Принципиально схема не отличается от используемой схемы аминовой очистки, отличие состоит в замене колонн на роторные массообменные аппараты. Достоинствами данной схемы является: снижение требуемых капитальных вложений за счёт значительного уменьшения размеров абсорбера и десорбера, упрощения обвязки оборудования за счёт его компактности; снижение требуемой мощности насосов для подачи абсорбента; приспособленность установки к изменению расхода обрабатываемого газа при истощении месторождения, конструкция роторного аппарата может устойчиво работать в широком диапазоне расхода обрабатываемого газа без модернизации.
0 100000 ¿00000 300000 400000
£, Вт/м1
Рисунок 9. Экспериментальные и расчетные зависимости объёмного коэффициента массопередачи от скорости диссипации энергии в объёме дисковой насадки, построенные по результатам для контактных элементов всех исследованных насадок [15, 16]
Форма гребней насадки: ▲ - дуговые; я - ¥-образные; ♦ -прямые
Для всех типов выступов на дисках насадки -дуговых, у-образных и прямых [14], оказалось возможно использовать общие значения эмпирических коэффициентов. Было получено значение коэффициента Я. = 8,8 и Б = 0,28.
Полученная методика не может быть применена для точного расчёта размеров реактора так как
Очищенный газ
Рисунок 10. Принципиальная технологическая схема амино-вой очистки попутного газа с использованием роторно-дисковых массообменных аппаратов. РДА-1 - абсорбер; РДА-2 - десорбер; С-1, С-2 - сепараторы; Э-1 - экспанзер; Т-1 - холодильник; Т-2 - теплообменник; Т-3 - конденсатор; Н-1 -насос; Р-1 - ребойлер; Е-1 - ёмкость регенерированного поглотителя
Комбинирование рассмотренных технологий мембранного газоразделения, прямого окисления сероводорода и аминовой очистки с использованием ро-торно-дисковых аппаратов позволяет максимально использовать добываемый попутный газ при снижении капитальных и эксплуатационных затрат.
Выводы
Значительная часть попутного газа сжигается на месторождениях нефтей с высоким содержанием сернистых соединений из-за отсутствия целесообразности строительства дорогостоящих установок очистки газа на участках с малыми объёмами добываемого газа и изменяющимися параметрами добычи. Одним из направлений решения данной проблемы является разработка оборудования снижающего общую стоимость строительства установки за счёт интенсификации проводимых процессов.
В данной работе рассмотрен ряд перспективных технологий очистки и подготовки нефтяного газа на месторождениях, предложен способ снижения капитальной стоимости установки аминовой очистки нефтяного газа за счёт применения оборудования для интенсификации массопереноса, предложен способ повышения уровня использования попутного газа с утилизацией выделенных сернистых соединений.
Литература
1. Министерство природных ресурсов и экологии Российской Федерации URL: http://www.mnr.gov.ru/news/detail.php?ID=130942 свободный (дата обращения: 15.10.2018).
2. Пост-релиз конференции «ПНГ 2017»/ Creon Energy [Офиц. сайт.]. URL: http://www. creonenergy.ru/.(дата обращения: 15.10.2018).
3. Пармон В.Н., Носков А.С. Каталитические методы подготовки и переработки попутных нефтяных газов: сборник материалов «Инновационные технологии переработки и использования попутного нефтяного газа». М.: Издание совета федерации, 2010. С. 104113.
4. ТЭК России - 2017. Ежегодный статистический сборник. Выпуск - июль 2018. URL: http://ac.gov.ru (дата обращения 15.10.2018).
5. ГОСТ 5542-2014. Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения. Взамен ГОСТ 5542-87; введ. 2015-07-01 М.: ИПК Изд-во стандартов. 2000. 3 с.
6. Мазгаров А.М., Корнетова О.М. Технологии очистки попутного нефтяного газа от сероводорода: учебно-метод. пособие. Казань: Казан. ун-т, 2015. 70 с.
7. ИТС 28-2017. Добыча нефти. М.: Бюро НДТ, 2017. 281 с.
8. Потехин В.М. Химия и технология углеводородных газов и газового конденсата: учебник в 2 частях. СПб: Химиздат, 2016. 560 с.
9. Гайле А.А., Сомов В.Е. Процессы разделения и очистки продуктов переработки нефти и газа: учеб. пособие. СПб: Химиздат, 2012. 384 с.
10. Лапидус АЛ,, Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: учеб. пособие. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. 450 с.
11. Переработка попутного нефтяного газа (ПНГ)/ Грасис [Офиц. сайт]. URL: htttp://www.grasys.ru. /.(дата обращения: 15.10.2018)
12. Бочков Ф.А. [и др.]. Применение мембранной технологии разделения газов для подготовки газа в ООО «РН-Краснодарнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. 2010.№ 8. С. 66-68.
13. ОСТ 51.40-93 Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам. Взамен ОСТ 51.40-83; введ. 1993-10-01 М.: ВНИИГАЗ, 1993. 6 с.
14. Хайрулин С.Р., Исмагилов З.Р., Пармон В.Н., Садыков А.Ф., Голованов А.А., Яруллин Р.С., Ги-бадуков М.М., Мазгаров А.М., Тахаутдинов Ш.Ф., Заки-ев Ф.А, Гарифуллин Р.Г. Прямое каталитическое окисление сероводорода - процесс для очистки попутных нефтяных газов. Опыт эксплуатации первой промышленной установки // Газохимия. 2011. № 3-4. С. 57-60.
15. Гнилуша И.И. Гидродинамика и массопере-дача в роторно-импульсном аппарате: дис. канд. техн. наук. СПб: СПбГТИ(ТУ), 1995 192 с.
16. Гнилуша И.И, Веригин А.Н., Утёмов А.В., Незамаев Н.А. Исследование эффективности массопе-реноса в роторно-импульсном аппарате. // Известия СПбГТИ(ТУ). 2017. № 39(65). С. 100-105.
