CC BY
6
УДК 665.632
https://doi.org/10.24412/2310-8266-2024-2-38-43
Способы утилизации попутного нефтяного газа на месторождении
Александренков И.С.1, Коровченко П.А.2, Заикин М.А.2, Ахметов А.Ф.1, Давыдов В.О.3
1 Уфимский государственный нефтяной технический университет,450064, г. Уфа, Россия ORCID: http://orcid.org/0009-0005-2237-2512, E-mail: Ilyaaleksandrenkov@gmail.com ORCID: http://orcid.org/0000-0003-0478-5928, E-mail:tngrusoil@mail.ru
2 ПАО «Газпром нефть», 190000, Санкт-Петербург, Россия ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3765-5209, E-mail:PK_RUS@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0009-0009-8759-7105, E-mail: Mixail-zaikin@yandex.ru
3 Саратовский государственный университет генетики, биотехнологии и инженерии им. Н.И. Вавилова, 410028, г. Саратов, Россия
ORCID: http://orcid.org/0009-0008-7699-2794, E-mail: vladislav.davydov-23@yandex.ru Резюме: В статье рассмотрен один из способов снижения выбросов или получения маржинальной продукции из попутного нефтяного газа или широкой фракции легких углеводородов. Сырьем для процесса служат попутный нефтяной газ и широкая фракция легких углеводородов. В результате возможности модульного исполнения технологического оборудования процесса установки могут быть установлены на отдаленных локализованных месторождениях.
Ключевые слова: ПНГ, ШФЛУ, методы утилизации ПНГ, снижение выбросов, получение ароматических углеводородов из ПНГ.
Для цитирования: Александренков И.С., Коровченко П.А., Заикин М.А., Ахметов А.Ф., Давыдов В.О. Способы утилизации попутного нефтяного газа на месторождении // Не-фтеГазоХимия. 2024. № 2. С. 38-43. D0I:10.24412/2310-8266-2024-2-38-43
METHODS OF APG UTILIZATION AT THE FIELD
Aleksandrenkov I.S.1, Korovchenko P.A.2, Zaikin M.A.2, Akhmetov A.F.1, Davydov V.O.3
1 UfaState Petroleum Technical University, 450064, Ufa, Russia
ORCID: http://orcid.org/0009-0005-2237-2512, E-mail: Ilyaaleksandrenkov@gmail.com ORCID: http://orcid.org/0000-0003-0478-5928, E-mail:tngrusoil@mail.ru
2 PJSC Gazprom Neft, 190000, St. Petersburg, Russia
ORCID: http://orcid.org/0000-0002-3765-5209, E-mail:PK_RUS@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0009-0009-8759-7105, E-mail: Mixail-zaikin@yandex.ru
3 Saratov State University of Genetics, Biotechnology and Engineering named after N.I. Vavilov, 410028, Saratov, Russia
ORCID: http://orcid.org/0009-0008-7699-2794, E-mail: vladislav.davydov-23@yandex.ru Abstract: The article considers one of the ways to reduce emissions or obtain marginal products from associated petroleum gas or a wide fraction of light hydrocarbons. The raw materials for the process are APG and a wide fraction of light hydrocarbons. As a result of the possibility of modular design of the technological equipment of the process, installations can be installed in remote localized fields.
Keywords: APG, NGL, APG utilization methods, emission reduction, production of aromatic hydrocarbons from APG.
For citation: Alexandrenkov I.S., Kravchenko P.A., Zaikin M.A., Akhmetov A.F., Davydov V.O. METHODS OF APG UTILIZATION AT THE FIELD. Oil & Gas Chemistry. 2024, no. 2, pp. 38-43. DOI:10.24412/2310-8266-2024-2-38-43
Введение
В настоящее время проблема утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) является одной из наиболее актуальных в сфере экологии. Под утилизацией ПНГ подразумевают его нецелевое использование - сжигание непосредственно в месте добычи.
Попутный нефтяной газ - смесь газообразных углеводородов, растворенных в нефти, которые выделяются в процессе ее добычи и подготовки. По своему составу ПНГ является более «богатым» газом, чем природный, то есть содержит не только метан, но и более тяжелые углеводороды - этан, пропан, бутан и пентан. Данные углеводороды имеют широкий потенциал применения в химической промышленности. Несмотря на это, попутный газ практически не используется в промышленности из-за высокой сложности организации инфраструктуры по его сбору, транспортировке, подготовке и переработке. Высокие капитальные затраты и удаленность месторождений от нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств приводят к неэффективному применению природных ресурсов и негативному влиянию на окружающую среду.
За период с 2012 по 2022 год добыча ПНГ в России значительно увеличилась, что связано с ростом добычи нефти. По данным Energy Institute, с 2012 по 2019 год добыча нефти в России увеличилась с 526,7 до 573,4 млн т (рост на 8%) [1]. В 2020 году в связи с резким падением спроса на нефть, вызванным сокращением объема промышленного производства и перевозок, а также соглашением ОПЕК+ о снижении добычи нефти, объемы снизились до 524 млн т [1]. В целом со вступлением в силу Постановления правительства Российской Федерации от 8 ноября 2012 года № 1148 [2], нефтегазовые компании стали активнее использовать различные методы утилизации ПНГ.
На сегодняшний день в фокусе внимания находится поиск более эффективных решений по утилизации ПНГ на = новых и отдаленных месторождениях. Методы утилизации ПНГ На сегодняшний день основными направлениями использования ПНГ являются [4, 5].
Сжигание на месторождении с целью производства пара Использование газа и продуктов его переработки в районах добычи для удовлетворения технологических нужд
промыслов и местных потребностей в энергоресурсах. Это предусматривает использование газа в котельных, для подогрева нефти, в качестве топлива на установках и др.
Недостатком такого способа является ограниченность потребления газа непосредственно в месте добычи: котельные установки располагаются непосредственно на территории промышленного объекта, например установок комплексной подготовки нефти и газа, а также производительность котельной установки не позволяет полностью перерабатывать объем образующегося ПНГ.
Сжигание на месторождении с целью производства пара и электроэнергии Газ используется в качестве топлива на установках генерации электроэнергии. Таким образом снижаются затраты на энергоснабжение, не требуется значительных инвестиций в строительство линий электропередач и инженерных сетей от внешних и централизованных источников энергии для постоянного снабжения новых месторождений, сокращаются потери электроэнергии за счет выработки на месте потребления.
Недостатком данного способа является сложность организации данной инфраструктуры на удаленных месторождениях, сложности по организации хранения и распределения электроснабжения.
Переработка на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) с получением сырья для дальнейшей газохимической переработки Данный вариант рассматривается в случае выделения значительных и стабильных объемов ПНГ. В процессе переработки на ГПЗ получается широкая фракция легких углеводородов (ШФЛУ) и сухой отбензиненный газ. Сухой газ может быть отправлен бытовым потребителям. Возможность переработки ШФЛУ осуществляется на газофракци-онирующей установке (ГФУ), на которой она разделяется на фракции (пропановые, бутановые, пентановые и пр.), являющиеся товарными продуктами.
Недостатками данного способа является высокая капиталоемкость, а также невозможность организации такого крупного производства в удаленных регионах.
Закачка ПНГ в продуктивные нефтяные пласты для повышения пластового давления и нефтеотдачи (сайклинг-процесс) Недостатком этого метода является необходимость установки компрессорного оборудования, сложность организации закачки газа в пласт, низкая безопасность процесса закачки, а также потеря потенциально ценного сырьевого компонента.
Каталитическая переработка по месту добычи (процессы «ПНГ в БТК», Сус1аг, Фишера-Тропша) Переработка ПНГ методом Фишера-Тропша - самый изученный и наиболее широко реализованный в промышленности процесс. Технология представляет собой многостадийный процесс, включающий стадии получения синтез-газа (смесь СО и Н2), его очистки от сернистых соединений, каталитической конверсии углеводородов и выделения целевого продукта. За рубежом существуют промышленные установки, работающие по данной технологии. Однако экономическая целесообразность строительства установки по данной технологии требует больших объ-
Таблица 1
Преимущества и недостатки существующих технологий утилизации ПНГ
Метод утилизации Преимущество Недостаток
Сжигание на месторождении Минимальные финансовые затраты 1. Низкая эффективность использования природных ископаемых ресурсов. 2. Высокая стоимость штрафов за экологический вред. 3. Не соответствует концепции снижению выбросов СОд
Выработка электроэнергии Средние финансовые затраты 1. Затраты на предварительную подготовку газа. 2. Отсутствие рынка сбыта электроэнергии и сложность распределения инфраструктуры
Переработка на ГПЗ Экономическая выгода от реализации пропана-бутана технического Капитальные вложения большие из-за необходимости подключения к газопроводу для сбыта и транспортировки основного получаемого продукта
Закачка в пласт Низкие финансовые затраты 1. Краткосрочное решение - увеличение объема ПНГ при дальнейшей добыче, проблема утилизации не решается 2. Низкая безопасность процесса
Каталитическая переработка ПНГ Экономическая выгода от реализации дополнительного объема нефти (для нефтяных месторождений) или реализации смеси ароматических соединений 1. Для синтеза Ф-Т высокие капитальные затраты. 2. Для процесса Сус1аг недоступность технологии, высокие капитальные затраты. 3. Для процесса «ПНГ в БТК» отсутствует промышленный референс и промышленное производство катализатора
НефтеГазоХимия 39
Таблица 2
Уровень и основные направления утилизации ПНГ [5]
Показатель добычи Год
2016 2017 2018 2019 2020
Роснефть
Добыча нефти, млн т 210 225,5 230,2 230,2 204,5
Добыча ПНГ, млрд м3 40,2 41,6 41,8 44,3 44
Объем полезного использования ПНГ, млрд м3 36,18 37,12 35,28 34,47 32,91
Объем сжигания ПНГ, млрд м3 4,02 4,48 6,52 9,83 11,09
Уровень утилизации ПНГ, % 90 89,2 84,4 77,8 74,8
ЛУКОЙЛ
Добыча нефти, млн т 92,0 87,4 85,6 85,9 77,2
Добыча нефти, млн т 12,09 12,49 12,63 12,89 11,25
Добыча ПНГ, млрд м3 11,13 11,92 12,3 12,58 10,99
Объем полезного использования ПНГ, млрд м3 952,5 574,9 328,4 309,5 258,8
Объем сжигания ПНГ, млрд м3 92,1 95,4 97,4 97,6 97,7
Сургутнефтегаз
Добыча нефти, млн т 61,85 60,54 60,89 60,76 54,76
Добыча ПНГ, млрд м3 9,53 9,50 9,60 9,51 9,03
Объем полезного использования ПНГ, млрд м3 9,46 9,43 9,56 9,47 8,98
Объем сжигания ПНГ, млрд м3 0,07 0,07 0,04 0,04 0,05
Уровень утилизации ПНГ,% 99,3 99,3 99,6 99,6 99,5
Газпромнефть
Добыча нефти, млн т 59,9 62,4 63 63,3 59,1
Добыча ПНГ, млрд м3 9,56 11,43 14,4 16,64 18,09
Объем полезного использования ПНГ, млрд м3 7,63 8,71 11,29 14,81 16,47
Объем сжигания ПНГ, млрд м3 1,93 2,77 3,11 1,83 1,62
Уровень утилизации ПНГ, % 90 89,2 84,4 77,8 74,8
Татнефть
Добыча нефти, млн т 28,7 28,9 29,5 29,8 26
Добыча ПНГ, млрд м3 1,01 1,01 1,11 1,1 1,11
Объем полезного использования ПНГ, млрд м3 0,973 0,969 1,063 1,053 1,056
Объем сжигания ПНГ, млрд м3 36 39 42 45 44
Уровень утилизации ПНГ,% 96,44 96,16 96,2 95,9 96
емов перерабатываемых газов и высокой стоимости нефти, что ограничивает ее применение.
Процесс Cyclar, разработанный компаниями UOP и British Petroleum, предполагает получение смеси ароматических углеводородов из пропан-пентановой фракции ПНГ. Недостатком процесса является необходимость предварительного выделения пропан-пентановой фракции из ПНГ. В соответствии с опубликованными данными в открытых источниках технологическая схема предполагает применение реактора с непрерывной регенерацией катализатора, что значительно усложняет аппаратурное оформление процесса [3]. Все перечисленное увеличивает капиталоем-
кость процесса. При этом нет достоверного подтверждения промышленного референса данной технологии.
Процесс «ПНГ в БТК», разработанный ОАО «НИПИгаз-переработка» позволяет частично перерабатывать ПНГ в смесь ароматических углеводородов (преимущественно бензол, толуол и смесь ксилолов), которая может быть смешана с основным потоком нефти и подана по существующему нефтепроводу на НПЗ. Оставшиеся легкие углеводороды утилизируются по существующей схеме предприятия или месторождения.
Преимущества и недостатки всех способов утилизации ПНГ представлены в табл. 1.
Основное направление использования ПНГ Примеры объектов утилизации ПНГ Планы компании
1.Генерация электроэнергии. 2. Закачка ПНГ в пласт. 3. Переработка ПНГ на ГПЗ 1. Комплекс сооружений на Юрубчено-Тохомском месторождении по закачке ПНГ впласт. 2. Компрессорная станция с установкой подготовки газа Восточно-Мессояхского месторождения. 3. Компрессорная станция с установкой подготовки газа ООО«Башнефть-Полюс». 4. Отрадненский ГПЗ (продукция - ШФЛУ, СОГ, этановая фракция). Находится в Самарской области, перерабатывает ПНГ с месторождений АО «Самаранефтегаз» и АО «Оренбургнефть» До 2035 г. - достижение нулевого рутинного сжигания ПНГ. Развитие технологий ароматизации метана, которые позволяют одновременно получать из природного газа и ПНГ водород, и ароматические нефтехимические продукты
1.Генерация электроэнергии
2. Закачка ПНГ в пласт.
3. Переработка
1. Локосовский ГПЗ (продукция -СОГ, ШФЛУ, сжиженные углеводородные газы (СУГ), бензин газовый стабильный (БГС), мощность - 2100 млн м3 ПНГ в год). Перерабатывает ПНГ с месторождений Западной Сибири.
2. Усинский ГПЗ (продукция - СОГ, БГС, СУГ; мощность - 600 млн м3 ПНГ в год). Перерабатывает ПНГ с месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Коми».
3. Газотурбинная электростанция «Чашкино» (Пермскийкрай, мощность - 16 МВт). Работает на ПНГ Жилинского, Ростовицкого и Бельского месторождений
До 2030 г. - достижение нулевого рутинного сжигания ПНГ. Ввод в эксплуатацию запериод 2020-2022 гг. 12 объектов по рациональному использованию ПНГ
1. Генерация электроэнергии.
2. Закачка ПНГ в пласт.
3. Переработка ПНГ на ГПЗ
1. Управление по переработке газа (продукция - СОГ, ШФЛУ, пропан-бутановая смесь; мощность - 4,28 млрд м3). Перерабатывает
газ с Федоровского, Западно-Сургутского, Лянторского и других месторождений. Далее продукция отправляется на Тобольский нефтехимический комбинат и другим потребителям.
2. Дожимная компрессорная станция (Ульяновское нефтяное месторождение; мощность до 2,5 МПа)
Удержание существующего уровня утилизации ПНГ
1.Генерация электроэнергии. 2. Закачка ПНГ в пласт. 3. Переработка ПНГ на ГПЗ. 4. Закачка ПНГ
1. Установка комплексной подготовки газа Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения (рост утилизации с 2019 по 2020 гг. - с 91,1 до 96,8%).
2. Дожимная компрессорная станция с газовоздушным трактом Урманского месторождения (рост утилизации с 2019 по 2020 гг. - с 34,5 до 86,8%).
3. Южно-Приобский ГПЗ (переработка ПНГ с Южно-Приобского месторождения, располагается в Ханты-Мансийском районе; мощность - 1 млрд м3/год; продукция - ШФЛУ, СУГ)
Достижение уровня полезного использования ПНГ (втом числе с учетом новых активов) не менее 95% в 2022 г. в условиях растущей добычи. До 2030 г. - достижение нулевого рутинного сжигания ПНГ
1. Закачка ПНГ в пласт.
2. Переработка ПНГ на ГПЗ
1. Управление «Татнефтегазпереработка» (в 2020 г. поставка газа 713,5 млн м3; продукция - ШФЛУ, фракция этановая, фракция пропановая, фракция изопентановая, БГС).
2. Газосборные системы ПНГ с объектов НГДУ «Альметьевнефть», НГДУ «Азнакаевскнефть» и НГДУ «Бавлынефть».
3. Газопоршневые электростанции на Елабужской установке предварительного сброса воды (УПС), УПС «Бастрык», Ново-Суксинской установке подготовки высокосернистой нефти (мощность - 2 МВт, объем утилизации ПНГ - 3,3 млн м3/год)
Сокращение выбросов парниковых газов до нуля к 2050 г.
Как видно из табл. 1, основной сложностью по утилизации попутного нефтяного газа на месторождениях является стоимость инфраструктуры для его транспортировки или переработки в непосредственной близости от зоны добычи. Даже частичная переработка ПНГ на ГПЗ или с помощью каталитической установки позволит увеличить экономические показатели эффективности проекта при подборе оптимальной схемы для каждого конкретного случая.
Крупные компании комбинируют представленные выше методы переработки ПНГ в зависимости от того, насколько эффективно и экономически целесообразно их примене-
ние на конкретном месторождении или их группе. Благодаря этому поддерживаются высокие показатели по утилизации ПНГ. В табл. 2 представлены уровень и основные направления утилизации ПНГ российскими нефтегазовыми компаниями.
Как следует из табл. 2, наиболее распространенными направлениями переработки ПНГ являются: генерация электроэнергии, закачка ПНГ в пласт и переработка ПНГ на ГПЗ.
Для повышения технологичности и эффективности использования природных энергоресурсов месторождений, использующих открытое факельное горение или закачку
НефтеГазоХимия 41
Принципиальная технологическая схема процесса переработки ПНГ
Газ
-Ä-►
С-2
^ На электрогенерацию
На сжигание/закачку -► пласт
Вода
—1—►В пласт/оборотная
вода
Продукт В резервуар ^ ► парк
Н-3
ЭП-1
ПНГ в пласт, предлагается рассмотреть процесс получения ароматических углеводородов из широкой фракции легких углеводородов.
Получение ароматических углеводородов из ПНГ
Компанией «Газпром нефть» был разработан процесс получения ароматических углеводородов из ПНГ в газовой фазе [7]. Для осуществления данного процесса углеводороды и вода подаются распределенно в реактор, включающий не менее двух последовательно расположенных реакционных зон или не менее двух последовательно распределенных реакторов. При этом подача воды осуществляется в каждый реакционный объем [7]. Основным сырьем для процесса получения ароматических углеводородов является попутный нефтяной газ. Принципиальная технологическая схема представлена на рис. 1.
Важными преимуществами предложенного процесса можно назвать отсутствие необходимости проведения гидроочистки и применения центробежных энергоемких компрессоров для циркуляции водородсодержащего газа. Также неотъемлемым положительным аспектом процесса является снижение уровня сероорганических соединений в 8-10 раз по сравнению с исходным. Помимо ПНГ сырьем для процесса могут выступать ПБТ и БГС. Аппаратурное оформление процесса отличается простотой и относительно низкими операционными затратами.
К недостаткам предложенного процесса можно отнести низкий межрегенерационный период катализатора, что компенсируется его длительным сроком службы (до пяти лет) и сравнительно низкой стоимостью по сравнению с драгметаллическими катализаторами.
Одним из препятствий к реализации проектов по переработке ПНГ является удаленность многих месторождений от инфраструктуры сбора, транспортировки и переработки, а также большие габариты установок. В связи с этим
была проработана возможность реализации процесса получения ароматических углеводородов из ПНГ на базе модульной установки, которая может применяться на самых труднодоступных месторождениях. Данные технические решения были также отработаны при создании модульных, мобильных пилотных установок данного процесса на базе 40-футового контейнера.
Заключение
Одной из особенностей внедрения новых технологических процессов в нефтеперерабатывающей отрасли является сложность организации инженерных работ. Каждый конкретный случай переработки углеводородного сырья требует индивидуального подхода, удовлетворяющего как технологическим, так и экономическим требованиям.
Ранее, в период доступности зарубежных технологий на рынке РФ, данный запрос удовлетворялся крупными иностранными инженерными компаниями, имеющими опыт, как в научной, проектной, так и в производственной сфере. В настоящий момент наблюдается дефицит данного комплексного подхода к решению задач, возникающих перед производственными предприятиями.
Разработанный процесс получения ароматических углеводородов из попутного нефтяного газа позволяет повысить экономическую эффективность добычи нефти и газового конденсата за счет сокращения количества попутного газа и получения дополнительного объема маржинальной продукции - жидкого углеводородного компонента трубопроводной нефти или фракции ароматических соединений, а также позволяет снизить выбросы в окружающую среду от сжигания ПНГ на факельных установках. Наличие промышленного референса отечественного катализатора позволяет рассматривать данную технологию как одну из наиболее перспективных для реализации краткосрочных проектов по переработке ПНГ взамен существующих способов.
Рис. 1
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Статистический обзор мировой энергетики за 2023 год. URL: https:// energyinst.org/statistical-review (дата обращения 15.01.2024).
2. Постановление Правительства РФ от 8 ноября 2012 г. № 1148 «Об особенностях исчисления платы за негативное воздействие на окружающую среду при выбросах в атмосферный воздух загрязняющих веществ,
образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивании попутного нефтяного газа».URL: https://base.garant.ш/70257422/(дата обращения 15.01.2024).
3. Патент РФ № 2130961 С1 Способ переработки широкой фракции углеводородов и попутных нефтяных газов / Бочавер К.З, Нефедов Б.К.,
Ростанин Н.Н., Штейн В.И. Опубл.: 27.05.1999.
4. Игитханян И.А., Богак Т.В. Эффективность методов переработки попутного нефтяного газа в России // Вестник ТГПУ. 2014. № 8 (149). С. 108-112
5. Радинская А.П., Череповицына А.А. Утилизация попутного нефтяного газа в России: методы и перспективы производства продуктов газохимии // Север и рынок: формирование экономического порядка. 2022. № 22.
С. 19-34.
6. Татнефть увеличила утилизацию ПНГ до 98,6%. URL: https://neftegazeta. ru/news/Gazohimija/777865-tatneft-uvelichila-utilizatsiyu-png-do-98-6 (дата обращения 15.01.2024).
7. Патент РФ № 2788947 Способ получения ароматических углеводородов из широкой фракции легких углеводородов в газовой фазе / Овчинников К.А., Кузнецов С.Е., Головачев В.А., Петин А.А., Напалков А.С., Киселев М.Н. Опубл.: 26.01.2023. Бюл. № 3.
REFERENCES
1. Statisticheskiy obzor mirovoy energetikiza 2023 god (Statistical Review of World Energy 2023) Available at: https://energyinst.org/statistical-review (accessed 15 January 2024).
2. Postanovleniye Pravitel'stva RFot 8 noyabrya 2012 g. № 1148 «Ob osobennostyakh ischisleniya platy za negativnoye vozdeystviye
na okruzhayushchuyu sredu pri vybrosakh v atmosfernyy vozdukh zagryaznyayushchikh veshchestv, obrazuyushchikhsya pri szhiganii na fakel'nykh ustanovkakh i (ili) rasseivanii poputnogo neftyanogo gaza» (Decree of the Government of the Russian Federation of November 8, 2012 No. 1148 "On the specifics of calculating fees for the negative impact on the environment when pollutants are released into the atmosphere resulting from combustion in flares and (or) dispersion of associated petroleum gas.") Available at: https:// base.garant.ru/70257422/ (accessed 15 January 2024).
3. Bochaver K.Z, Nefedov B.K., Rostanin N.N., Shteyn V.I. Sposobpererabotki shirokoy fraktsii uglevodorodov i poputnykh neftyanykh gazov [Method for processing a wide fraction of hydrocarbons and associated petroleum gases].
Patent RF, no. 2130961, 1999.
4. Igitkhanyan I.A., Bogak T.V. Efficiency of methods for processing associated petroleum gas in Russia. Vestnik TGPU, 2014, no. 8 (149), pp. 108-112 (In Russian).
5. Radinskaya A.P., Cherepovitsyna A.A. Utilization of associated petroleum gas in Russia: methods and prospects for the production of gas chemical products. Sever i rynok: formirovaniye ekonomicheskogo poryadka, 2022, no. 22, pp. 19-34 (In Russian).
6. Tatneft uvelichila utilizatsiyu PNG do 98,6% (Tatneft increased APG utilization to 98.6%) Available at: https://neftegazeta.ru/news/Gazohimija/777865-tatneft-uvelichila-utilizatsiyu-png-do-98-6 (accessed 15 January 2024).
7. Ovchinnikov K.A., Kuznetsov S.Ye., Golovachev V.A., Petin A.A., Napalkov A.S., Kiselev M.N Sposob polucheniya aromaticheskikh uglevodorodovizshirokoy fraktsii legkikh uglevodorodov v gazovoy faze (Method for producing aromatic hydrocarbons from a wide fraction of light hydrocarbons in the gas phase) Patent RF, no. 2788947, 2023.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Александренков Илья Сергеевич, соискатель ученой степени кандидата наук кафедры технологии нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Коровченко Павел Александрович, к.х.н., руководитель центра НИОКР «Нефтепереработка», ПАО «Газпром нефть».
Заикин Михаил Алексеевич, к.х.н., руководитель проектов НИОКР «Нефтепереработка», ПАО «Газпром нефть».
Ахметов Арслан Фаритович, д.т.н., член-корреспондент АН РБ, проф., заведующий кафедрой технологии нефти и газа, Уфимский государственный нефтяной технический университет
Давыдов Владислав Олегович, аспирант кафедры микробиологии и биотехнологии, Саратовский государственный университет генетики, биотехнологии и инженерии им. Н.И. Вавилова.
Ilya S. Alexandrenkov, PhD student of the Department of Oil and Gas Technology, Ufa State Petroleum Technical University.
Pavel A. Korovchenko, Cand. Sci. (Chem.), Head of the R&D Center "Oil Refining", PJSC Gazprom Neft .
Mikhail A. Zaikin, Cand. Sci. (Chem.), Project Manager, PJSC Gazprom Neft . Arslan F. Akhmetov, Dr.Sci. (Tech.),Corresponding Member of the Academy of Sciences of the Republic of Bashkortostan, Prof., Head of the Department of Oil and Gas Technology, Ufa State Petroleum Technical University. Vladislav O. Davydov, Postgraduate Studentof the Department of Microbiology and Biotechnology Saratov State University of Genetics, Biotechnology and Engineering named after N.I. Vavilov.
