CC BY
165
УДК 032.3:66.091.3
ПЕРЕРАБОТКА УГЛЕЙ И ПРИРОДНЫХ ОРГАНИЧЕСКИХ ВЕЩЕСТВ В СИНТЕТИЧЕСКИЕ УГЛЕВОДОРОДЫ. ЧАСТЬ 4. УТИЛИЗАЦИЯ ПОПУТНОГО НЕФТЯНОГО ГАЗА МЕТОДОМ GTL
© 2014 г. Р.Е. Яковенко, Г.Б. Нарочный, Д.Н. Шурыгин , А.П. Савостьянов
Яковенко Роман Евгеньевич - мл. науч. сотрудник, Южно- Jakovenko Roman Evgenjevich - Junior Researcher, Platov
Российский государственный политехнический университет South-Russian State Polytechnic University (NPI). E-mail:
(НПИ) имени М.И. Платова. E-mail: [email protected] [email protected]
Нарочный Григорий Борисович - канд. техн. наук, доцент, Narochnyy Grigoriy Borisovich - Candidate of Technical
Южно-Российский государственный политехнический универ- Sciences, assistant professor, Platov South-Russian State Poly-
ситет (НПИ) имени М.И. Платова. E-mail: [email protected] technic University (NPI). E-mail: [email protected]
Шурыгин Дмитрий Николаевич - канд. техн. наук, доцент, Shurygin Dmitri Nikolaevich - Candidate of Technical Sci-Южно-Российский государственный политехнический универ- ences, assistant professor, Platov South-Russian State Poly-ситет (НПИ) имени М.И. Платова. E-mail: [email protected] technic University (NPI). E-mail: [email protected]
Савостьянов Александр Петрович - д-р техн. наук, про- Savostjanov Alexander Petrovich - Doctor of Technical Sci-фессор, Южно-Российский государственный политехниче- ences, professor, Platov South-Russian State Polytechnic Uni-ский университет (НПИ) имени М.И. Платова. E-mail: versity (NPI). E-mail: [email protected] savost@hotmail. ru
Рассмотрены технологические и экономические возможности создания модульной установки по утилизации попутных нефтяных газов (ПНГ) методом GTL («газ - жидкость»). Предложена принципиальная технологическая схема по переработке ПНГ. Обосновано использование адсорбционной очистки от сернистых соединений на синтетических цеолитах типа NaX. Конверсия ПНГ в синтез-газ осуществляется методом парового реформинга при соотношении пар/газ - 8 и более. Для стадии синтеза углеводородов предложен и испытан кобальтовый катализатор, выполнены расчеты определяющих технических характеристик трубчатого реактора и его параметрической устойчивости. Показано, что устойчивый «квазиизотермический» режим работы реакторов при нагрузке по газу 1500 ч-1 возможен при осуществлении проточно-циркуляционного варианта технологической схемы с кратностью циркуляции 5. При утилизации 25 млн м /год ПНГ возможно производство 5000 т/год синтетической нефти. При этом модульная установка экономически эффективна.
Ключевые слова: попутные нефтяные газы; утилизация; процесс GTL; модульные установки; трубчатый реактор; синтез Фишера-Тропша; проточно-циркуляционный режим; квазиизотермичность.
There have been considered technological and economic possibilities of creating a package unit utilizing associated petroleum gases (APG) using GTL technique. The APG conversion process flow scheme has been proposed. Material and energy balances have been calculated, the dimensions of the principal equipment have been determined. Adsorption cleaning from sulfur compounds using synthetic zeolites of NaX brand has been proved. It has been proved that to obtain syngas in the package unit it is reasonable to apply steam reforming of APG. The decrease of catalyst carburization is due to high steam/gas ratio which is 8 or higher. During carbohydrates synthesis it is reasonable to use not less than three tube reactors (two in work, one in reserve). Parametric stability and major technical characteristics of a tube reactor with a cobalt catalyst have been calculated. Stable isothermal working mode of the reactors is achieved in flow circulation regime with circulation ratio equal to 5 when the syngas flow rate is 1500 h-1. When salvaging 25 million m3/year PNG are possible manufacture 5000 т / year of synthetic oil. Thus modular installation are economically effective.
Keywords: associated petroleum gases; conversion; utilization; GTL process; package units; tube reactor; hydrocarbons; Fischer Tropsch synthesis; flow circulation regime; quasiisorthermality; catalyst layer.
В настоящее время крайне актуальна проблема при существовавшей до 2012 г. системе расчета опла-
рационального и рентабельного использования попут- ты за негативное воздействие на окружающую среду
ного нефтяного газа (ПНГ) [1, 2]. По данным между- данный способ утилизации ПНГ являлся наименее
народных экспертных агентств, Россия занимает пер- затратным для компаний недропользователей. Одна-
вое место по объему сжигаемого ПНГ на факельных ко, в соответствии с постановлением РФ от 8 ноября
установках. Анализ причин, приводящих к сжиганию 2012 г. № 1148, объем сжигаемого ПНГ на факелах
значительного объема извлекаемого газа, показал, что должен составлять не более 5 %, а в случае превыше-
ния этих показателей нефтяные компании обязаны выплачивать штрафы, объемы которых значительно увеличены. Таким образом, внедрение и освоение технологий переработки ПНГ для нефтедобывающих компаний становится неизбежным фактором.
В качестве основных предлагаемых технологий утилизации ПНГ можно выделить:
- сжигание в газоэлектрогенераторах для выработки электроэнергии и тепла;
- подача в магистральный газопровод;
- переработка на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ);
- закачивание в пласт для повышения нефтеотдачи;
- криогенное производство сжиженных газов;
- переработка в метанол;
- переработка в синтетическую нефть (технология GTL).
Последний вариант - конверсия газа в жидкие углеводороды - наиболее привлекателен, так
как по этой технологии можно получать широкий ассортимент продуктов: бензиновое и дизельное топливо, смазочные материалы, олефины, твердые парафины, церезины и другое сырье для нефтехимии. По своим свойствам продукты GTL близки к нефтяным аналогам и могут быть транспортированы вместе с добываемой нефтью. В этом случае переработка ПНГ должна осуществляться непосредственно в местах его добычи, что, в свою очередь, выдвигает к созданию и эксплуатации установки ряд требований, таких как: модульность, автономность, относительная простота в технологическом исполнении, возможность эксплуатации персоналом, обслуживающим нефтепромыслы.
В настоящее время отечественные (Инфра Технологии, Газохим Техно) и иностранные (Velocys, СотраССТЪ) компании предлагают свои технологии GTL для утилизации ПНГ [3 - 6]. Однако Российские нефтяные компании, несмотря на всю привлекательность технологии С^, пока её не внедряют.
Цель данной работы - проработка технологических подходов и определение эффективности использования технологии для утилизации ПНГ.
Установка по переработке ПНГ в синтетическую нефть должна включать стадии:
- очистку ПНГ от соединений серы и механических примесей;
- конверсию ПНГ в синтез-газ;
- переработку синтез-газа в синтетическую нефть по методу Фишера - Тропша.
Основные материальные потоки установки показаны на функциональной схеме (рис. 1).
Технологические приемы и способы переработки газа на каждой из стадий во многом обусловливаются его составом. В табл. 1 представлен состав нефтяных попутных газов некоторых нефтяных месторождений РФ [7].
В зависимости от месторождения на тонну товарной нефти получают от 25 до 800 м3 ПНГ [8], содержание метана варьируется от 23 до 83 %, сероводорода - от 1 до 11 %. Кроме того, возможно изменение состава газа в процессе его добычи. Из этого следует, что модульные установки по переработке ПНГ в синтетическую нефть должны проектироваться под конкретное месторождение с возможностью корректировки технологических параметров в широких пределах.
Рис. 1. Функциональная схема модульной установки утилизации ПНГ
Таблица 1
Состав попутных нефтяных газов различных месторождений Российской Федерации
Месторождение Содержание компонентов, % об. Плотность, кг/м3
СН, с2н6 с3н8 с4н10 с5н12 n2 H2S СО2 Н2О
Самотлорское, Зап. Сибирь 82,88 4,23 6,48 3,54 1,05 0,32 1,17 - 0,32 0,936
Варьеганское, Зап. Сибирь 77,25 6,95 9,42 4,25 0,90 0,12 0,93 - 0,18 0,988
Ромашкинское, Татарстан 43,41 20,38 16,23 6,39 1,64 0,43 11,23 - 0,29 1,285
Кулешовское, Самарская обл. 39,91 23,32 17,72 5,78 1,01 0,09 11,36 0,35 0,41 1,217
Коробковское, Волгоградская обл. 76,25 8,13 8,96 3,54 1,04 - 1,25 - 0,83 0,958
Яринское, Пермская обл. 23,90 24,90 23,10 13,90 7,80 - 6,40 - - 1,664
Рассмотрим технологические подходы при создании модульной установки для Коробковского месторождения Волгоградской области с условно выбранной мощностью по ПНГ 25 млн м3/год.
На первой стадии процесса необходимо удалить механические примеси и сернистые соединения из ПНГ. Реализация этой стадии не представляет особых трудностей и может быть осуществлена путем применения различных типов сепараторов и фильтров. Очистка от сернистых соединений должна включать адили абсорбционные методы. Абсорбционные методы очистки моно- и диэтаноламинами предпочтительно использовать на крупнотоннажных производствах. В качестве твёрдых сорбентов широкое применение в промышленности нашли цинковые поглотители, например ГИАП-10. Данный адсорбент имеет сероём-кость 25 %, его регенерация осуществляется на заводе-изготовителе [9]. Расчеты показывают, что для очистки 25 млн м3 ПНГ потребуется около 2000 т адсорбента. Доставка и отправка на регенерацию такого количества адсорбента потребует значительных операционных затрат. Поэтому целесообразно применять адсорбенты, которые могут быть подвергнуты регенерации непосредственно на установке, например цеолиты NaX. В этом случае необходимо будет утилизировать сероводород, что потребует дополнительного технологического узла.
Превращение ПНГ в синтез-газ может быть произведено с помощью паровой, углекислотной конверсии, парциальным окислением кислородом (воздухом) или комбинацией этих способов. Для модульной установки выбор типа конверсии будет определяться ее функциональностью - утилизацией ПНГ. Оптимальным соотношением Н2/СО для синтеза углеводородов по методу Фишера - Тропша является 2/1. Такое соотношение может быть получено при сочетании паровой и углекислотной конверсии или парциальном окислении газа кислородом (воздухом). При конверсии нефтяных газов, содержащих значительное количество углеводородов С2+, основной проблемой является зауглероживание катализатора. Решение её возможно за счет увеличения соотношения водяного пара к углероду до 6-8, что позволит осуществить только паровая конверсия ПНГ. При этом увеличивается соотношение Н2/СО в конвертированном газе и повышается стабильность работы узла конверсии ПНГ. Поэтому для модульной установки предпочтительнее использовать паровую конверсию.
Синтез углеводородов по методу Фишера -Тропша реализован в промышленности компаниями Sasol (Сасолбург, Секунда, ЮАР), Shell (Бинтулу, Малайзия, Катар), Sasol/QP (Рос-Лаффан, Катар), PetroSA (Mossel Bay, ЮАР) [10, 11]. Наиболее высокопроизводительный синтез осуществляется на кобальтовых катализаторах в трубчатых реакторах с фиксированным слоем. Для модульной установки необходимо обеспечить высокую производительность катализатора с единицы реакционного объема. Это потребует увеличения нагрузки по перерабатываемо-
му газу (свыше 1000 ч-1). Процесс Фишера - Тропша протекает с большим выделением тепла, и эффективный отвод его из зоны реакции является важной задачей при проектировании каталитических реакторов. При высоких объемных скоростях газа обеспечить теплоотвод возможно за счет повышения конвективной составляющей теплообмена, что в свою очередь может быть достигнуто за счет рециркуляции газа [12].
На рис. 2 представлена принципиальная технологическая схема модульной установки утилизации ПНГ.
Попутный нефтяной газ компримируется до давления 2,0 МПа компрессором 1, охлаждается в холодильнике 2 до температуры 40 °С и поступает в адсорбер 3. В адсорбере на синтетических цеолитах NaX происходит очистка от сероводорода до остаточного содержания 1 мг/м3. Обессоленная вода насосом 4 подается в теплообменник 16, где переводится в пар при нагреве топочными газами, образованными при сжигании газообразных углеводородов и водорода. В смесителе 5 происходит соединение очищенного ПНГ и пара. Парогазовая смесь, пройдя теплообменник 6, нагревается до температуры 380 °С и поступает в реактор конверсии 7. В реакторе при температуре 900 °С, которая обеспечивается за счет тепла сжигания газообразных углеводородов и водорода, происходит конверсия ПНГ в синтез-газ. Продукты конверсии последовательно охлаждаются в теплообменнике 6, холодильнике 8 до температуры 50 °С и поступают в сепаратор 9 для отделения воды. Сухой синтез-газ нагревается в теплообменнике 10 до температуры 220 °С и направляется в реактор синтеза Фишера - Тропша 11 . Продукты синтеза ФТ охлаждаются в теплообменнике 10 и холодильнике 12 и поступают в сепаратор 13 и 14. Непрореагировавший синтез-газ и образовавшиеся углеводороды С1-С5 направляются для сжигания в межтрубное пространство реактора конверсии ПНГ 7 и частично в печь для сжигания 15.
Технологические расчеты схемы были выполнены с использованием программы для моделирования химико-технологических процессов HYSYS, программы для расчета технологических параметров циркуляционной энерготехнологической схемы синтеза углеводородов <^Т(С) модель» [13] и экспериментальных данных, полученных на лабораторной установке.
Стадия очистки от сероводорода
На данной стадии предусматривается использовать три адсорбера: два работающих в режиме «очистка-регенерация» и один - резервный. Адсорберы цеолитной сероочистки проектируются таким образом, чтобы продолжительность стадии регенерации и охлаждения совпадала с продолжительностью стадии насыщения. Принимаем суточное число циклов регенерации равным 6, тогда объём цеолитов в одном адсорбере рассчитывается по формуле:
V,„
^н^н^м h2s "22,4 • 8000SH SpHS
где КПНГ - объем утилизируемого газа, м /ч; СН^ -концентрация сероводорода в газе, доли ед.; т - время работы адсорбера до регенерации, ч; 22,4 - мольный объем газа, м3/кмоль; 8000 - время работы установки в год, ч; - сероёмкость цеолитов, % по массе; рН^ - насыпная плотность цеолитов.
Сероёмкость цеолитов составляет 6 % по массе, насыпная плотность - 600 кг/м3, время работы адсорбера до регенерации - 4 ч [9].
Расчётный объем цеолитов составляет - 6,6 м3, а с учетом 20 % запаса - 8,25 м3. Размеры адсорберов для рассчитанного объема цеолитов: диаметр - 2,0 м, высота - 3,0 м.
Стадия конверсии ПНГ
Расчет конверсии ПНГ выполняли для заданных параметров: соотношение пар/газ - 6; температура в реакторе конверсии - 900 °С; давление 2,0 МПа.
При паровой конверсии ПНГ в реакторе протекают следующие реакции:
- конверсии метана СН4 + Н2О ^ СО + 3Н2;
- конверсии гомологов метана СпН2п+2 + пН2О ^ ~ пСО + (2п+1)Н2.
Возможно протекание реакций образования углерода и конверсии СО:
С„Н2„+2 ~ пС + (п+1)Н2;
СО + Н2О ~ СО2 + Н2.
Расчет материальных потоков осуществляли в реакторе Гиббса. Степень превращения метана составила 93,6 %, а его гомологов - 100 %; к реактору требуется подвести 16,7 МВт тепла.
После отделения воды синтез-газ направляется в реактор синтеза Фишера - Тропша.
Стадия синтеза углеводородов
При расчете стадии синтеза углеводородов использовали экспериментальные данные, полученные на лабораторной установке в трубчатом реакторе, охлаждаемом кипящей водой. Испытания проводили при ОСГ 1500 ч-1, давлении 2,0 МПа на опытно-промышленном образце кобальталюмосиликагелевого катализатора.
Рис. 2. Принципиальная технологическая схема модульной установки утилизации ПНГ: 1 - компрессор ПНГ; 2, 8 - холодильник; 3 - адсорбер; 4 - насос; 5 - смеситель; 6,10,16 - теплообменник; 7 - реактор конверсии ПНГ; 9,13,14 - сепаратор; 11 - реактор синтеза Фишера - Тропша; 15 - печь для сжигания ЛШФ
Анализ состава синтез-газа и газообразных продуктов осуществляли на хроматографе марки Кристалл 5000; состав углеводородов С5+ определяли на хромато-масс-спектрометре Agilent GC 7890. Результаты лабораторных испытаний представлены в табл. 2, 3 и на рис. 3.
При синтезе углеводородов протекают реакции: пСО + (2п+1)Н ~С„Н2„+2 + ПН2О; пСО + 2пН2 ~С„Н2и + пН2О;
СО + Н2О ~ СО2 + Н2.
Для расчета стадии синтеза углеводородов в программе HYSYS необходимо знать долю СО, пошедшего на каждую из реакций образования углеводородов С]-С20, СО2 (рис. 4). Результаты расчетов представлены в табл. 4.
Доля СО, пошедшего на образование метана, составляет 29,3 %, на СО2 - 7,5 %.
Расчетная тепловая нагрузка реакторов составляет 4,3 МВт, что позволяет генерировать пар энергетических параметров (2,5 МПа) в количестве 8,4 т/ч. Необходимый объем катализатора - 5 м3.
Таблица 2
Характеристики процесса синтеза углеводородов
Температура, °С Конверсия СО, % Селективность по СН4, % Селективность по С5+, % Производительность катализатора, (кг/м3кат)хч
225 83,3 33,5 49,0 125,0
Таблица 3
Состав газовой фазы продуктов синтеза
Состав, % об. Компоненты
СО Н2 СН4 с2н6 с3н8 с4н10 с5н12 СО2
19,5 35,5 32,6 1,6 1,0 0,5 0,5 8,8
5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Число углеродных атомов
Рис. 3. Состав жидких продуктов (С5+) синтеза углеводородов
Таблица 4
Материальный баланс реактора синтеза углеводородов
Входящие потоки Выходящие потоки
Наименование кг/ч % по массе м3/ч % об. Наименование кг/ч % по массе м3/ч % об.
Синтез-газ, в том числе: 7939,2 100 17658,2 100 Продукты синтеза, в том числе: 7939,2 100 13810,3 100
СО 3012,1 37,9 2410,2 13,7 СО 433,1 5,5 346,6 2,5
Н2 1184,7 15,0 13171,7 74,6 Н2 787,3 9,9 8753,5 63,4
СН4 110,9 1,4 155,0 0,9 С1-С5 749,5 9,4 906,1 6,6
СО2 3533,8 44,5 1799,8 10,1 СО2 3888,7 49,0 1980,5 14,3
Н2О 97,7 1,2 121,5 0,7 с5-с20 614,5 7,7
Н2О 1466,1 18,5 1823,6 13,2
Итого: 7939,2 17658,2 Итого: 7939,2 13810,3
Принимаем для модульной установки три реактора с объёмом катализатора 2,5 м3 в каждом: два реактора работают параллельно; один резервный (загрузка-выгрузка катализатора, восстановление, регенерация, ремонт).
При проектировании реакторов важной задачей является обеспечение эффективного отвода тепла из зоны реакции [14]. Для расчета определяющих технических характеристик трубчатого реактора и его параметрической устойчивости использовали разработанную программу <^Т(С) модель». В результате проведенных расчетов были определены:
- высота реакционных труб - 5 м;
- внутренний диаметр реакционных труб - 0,028 м;
- количество реакционных труб - 812 шт.;
- внутренний диаметр реактора - 1,4 м;
- поверхность теплообмена - 360 м2.
Расчётная тепловая нагрузка в одном реакторе
составляет 2,15 МВт, а коэффициент теплопередачи -не менее 1200 Вт/(м2-К). Установлено, что такая величина коэффициента теплопередачи может быть достигнута в проточно-циркуляционном режиме при кратности циркуляции 5. Это позволит реализовать в реакторе квазиизотермический режим и повысит устойчивость его работы.
После реактора синтеза углеводородов продукты разделяются на газообразные (СО, Н2, С1-С5, СО2), жидкие углеводороды (С5-С20) и воду. Газообразные продукты направляются на сжигание с получением 31,2 МВт тепла. Выход жидких углеводородов с
10,0 9,0 8,0 7,0 й? 6,0 о' 5<°
3,0 2,0 1,0 0,0
Таблица 5
Тепловой баланс процесса конверсии ПНГ в синтетическую нефть
Приход тепла Расход тепла
Наименование статьи МВт Наименование статьи МВт
1. Холодильник, поз. 2 ^4) 0,5 1. Компрессор, поз. 1 0,5
2. Холодильник, поз. 8 ^10) 8,3 2. Реактор конверсии ПНГ ^1) 16,7
3. Реактор синтеза ФТ, поз. 11 ^6) 4,3 3. Циркуляционный насос 0,1
4. Холодильник, поз. 12 (07) 1,0 4. Дебит тепла 28,0
5. Печь для сжигания ЛШФ, поз. 15 ^8) 31,2
Итого: 45,3 Итого: 45,3
Примечание. Номер позиций см. рис. 2.
1000 м3 ПНГ составляет 200 кг, а годовая производительность установки по синтетической нефти -5000 т/год.
Оценка энергосбалансированности модульной установки процесса конверсии ПНГ в синтетическую нефть представлена в табл. 5.
Модульная установка является энергонезависимой, избыток тепла составляет 28 МВт, что может быть использовано для производства электроэнергии для собственных нужд.
Заключение
Анализ предложенной технологии утилизации ПНГ с помощью модульной установки (С1Ъ) мощностью 25 млн м3/год показал технологическую возможность её реализации. Установлено, что в модульном исполнении установка будет вырабатывать 200 кг синтетической нефти с 1000 м3 ПНГ, что в пересчете на годовую производительность составит 5000 т.
Увеличить выход синтетических углеводородов можно за счёт оптимизации состава конвертированного газа до оптимального соотношения Н2/СО. Для этого целесообразно сочетание паровой и углекислот-ной конверсии ПНГ, что потребует дополнительного технологического оборудования для выделения и подготовки СО2. В целом технологическое и конструктивное оформление узла конверсии ПНГ будет зависеть от состава перерабатываемого газа и, при высоком содержании гомологов метана, может потребоваться установка реактора предреформинга.
1
I
1
1
1
1
I
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 Число углеродных атомов
Рис. 4. Доля СО, пошедшего на образование углеводородов С1-С20
Очистка ПНГ от сернистых соединений сопровождается выделением 480 т/год сероводорода. С экологической точки зрения следует проводить его утилизацию с получением товарной серы, например по методу Клауса [7, 15]. Для обеспечения автономности установки необходимо оснащение её узлами водопод-готовки и энергообеспечения. Источником водоснабжения может быть вода, отделенная от нефти, а для её обессоливания - установка обратного осмоса. Электроэнергию можно получать из образующегося технологического пара с помощью паровой турбины. Однако следует учитывать, что это приведет к увеличению единиц технологического оборудования и росту капитальных затрат.
Для оценки экономической эффективности модульной установки для утилизации ПНГ были выполнены расчёты капитальных затрат с учетом реально существующих цен на изготовление и покупку основного оборудования, проектную и строительно-монтажную части выполняемых работ. Стоимость синтетической нефти принимали равной 100 $/баррель, а операционные затраты равными 40 % от получаемых доходов. Результаты расчета представлены в табл. 6.
Таблица 6
Затраты на создание установки (мощность ПНГ 25 млн м3/год)
Затраты Стоимость, млн руб.
Проведение проектных работ 15,0
Технологическое оборудование 70,0
Средства автоматизации 16,0
Катализаторы и сорбенты 14,0
Проведение монтажно-пусковых работ 20,0
Итого: 135,0
Предварительная экономическая оценка (табл. 6) показала, что затраты на модульную установку составляют 135,0 млн руб., срок окупаемости - 3 года.
Статья подготовлена по результатам, полученным в ходе выполнения проекта № 2945 государственного задания № 2014/143 на выполнение государственных работ в сфере научной деятельности в рамках базовой части государственного задания Минобрнауки.
Статья выполнена с использованием лабораторного оборудования Центра коллективного пользования «Нанотехнологии» ЮРГПУ(НПИ).
Поступила в редакцию
Литература
1. David A. Wood, Chikezie N., Brian F. Gas-to-liquids (GTL): A review of an industry offering several routes for monetizing natural gas // Journal of Natural Gas Science and Engineering. 2012. Vol. 9. P. 196 - 208.
2. Khodakov A., Chu W., Fongarland P. Advances in the Development of Novel Cobalt Fischer-Tropsch Catalysts for Synthesis of Long-Chain Hydrocarbons and Clean Fuels // Chem. Rev. 2007. Vol. 107. P. 1692 - 1744.
3. Долинский С.Э. Экономически привлекательные технологии глубокой переработки попутного нефтяного газа // Рос. хим. журн. (Журн. Рос. хим. об-ва им. Д.И. Менделеева). 2010. Т. 54, № 5. С. 101 - 118.
4. Ermolaev I., Ermolaev V., Mordkovich V. Efficiency of Gas-to-Liquids Technology with Different Synthesis Gas Production Methods // Ind. Eng. Chem. Res. 2014. Vol. 53. P. 2758 -2763
5. LeViness S., Deshmukh S., Richard L., Robota H. Velocys Fischer-Tropsch Synthesis Technology-New Advances on State-of-the-Art // Top Catal. 2014. Vol. 53. P. 518 - 525.
6. Koortzen J., Bains S., Kocher L., Baxter I., Morgan R. Modular Gas-to-Liquid: Converting a Liability into Economic Value // Ind. Eng. Chem. Res. 2014. Vol. 53. P. 1720 -1726.
7. Лапидус А.Л., Голубева И.А., Жагфаров Ф.Г. Газохимия: учеб. пособие. М: ЦентрЛитНефтеГаз, 2008. 450 с.
8. Новиков А.А., Федяева М.И. Оценка эффективности способов переработки попутных нефтяных газов месторождений западной Сибири // Вестн. Югорского гос. ун-та. 2010. Вып. 4(19). С. 73 - 80.
9. Справочник азотчика / под ред. Е.Я. Мельникова М.: Химия, 1986. 512 с.
10. Steynberga A., Nelb W., Desmetb M. Large scale production of high value hydrocarbons using Fischer-Tropsch technology // Natural Gas Conversion VII Proceedings of the 7th Natural Gas Conversion Symposium. 2004. Vol. 147. P. 37 - 42.
11. Overtoom R., Fabricius N., Leenhouts W. // Proceedings of the 1st Annual Gas Processing Symposium H.E. Alfadala, G.V. Rex Reklaitis and M.M. El-Halwagi (Editors). 2009. P. 378 - 387.
12. Яковенко Р.Е., Нарочный Г.Б., Земляков Н.Д., Бакун В.Г., Савостьянов А.П. // Изв. Самарского науч. центра РАН. 2011. Т. 13, № 4(4). C. 1183 - 1188.
13. Савостьянов А.П., Земляков Н.Д., Нарочный Г.Б., Яковенко Р.Е., Салиев А.Н. Свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ № 2013618268 «Расчеты технологических параметров циркуляционной энерготехнологической схемы синтеза углеводородов» (FT(C) модель). 2013.
14. Савостьянов А.П., Нарочный Г.Б., Яковенко Р.Е., Астахов А.В., Земляков Н.Д., Меркин А.А., Комаров А.А. Разработка основных технологических решений для опытно-промышленной установки получения синтетических углеводородов из природного газа // Катализ в промышленности. 2014. № 3. C. 43 - 48.
15. Загоруйко А.Н. Нестационарные каталитические процессы и сорбционно-каталитические технологии // Успехи химии. 2007. Т. 76. № 7. С. 691 - 706.
8 июля 2014 г.
