image
energas.ru

...

РАЗРАБОТКА ИНТЕРАКТИВНОЙ МОДЕЛИ ПРОЦЕССА АБСОРБЦИИ КОМПОНЕНТОВ НЕФТЯНОГО ГАЗА

С.Н. Колокольцев, к.т.н., ООО «ЛУКОЙЛ-Приморьенефтегаз» (Астрахань, РФ), skolokolcev@mail.ru

А.Ю. Аджиев, д.т.н., проф., АО «НИПИгазпереработка» (Краснодар, РФ), ali.adzhiev@gmail.com

Е.А. Кантор, д.х.н., проф., ФГБОУ ВО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» (Уфа, РФ), evgkantor@mail.ru


Эффективность управления технологическим процессом абсорбции целевых углеводородных компонентов из нефтяного газа (отбензинивание нефтяного газа) на газоперерабатывающих заводах определяет уровень отборов углеводородов С3+ и, соответственно, объемы производства товарной продукции.
На установках, где отсутствуют автоматизированные системы управления технологическим процессом, ручное регулирование осуществляется операторами на основании показаний измерительных приборов. В условиях одновременного изменения нескольких параметров ручное регулирование особенно затруднительно из-за их взаимного влияния на качество отбензинивания газа. В определенный момент времени каждый параметр абсорбции принимает значение из своего возможного интервала. Установить наличие связей параметров и степень их взаимного влияния возможно с помощью методов корреляционно-регрессионного анализа.
В результате проведенного анализа временных рядов технологических показателей на действующей установке масляной абсорбции выявлены закономерности влияния состава сырья, абсорбента, температур и расходов потоков, погодных условий на величину отборов целевых компонентов из нефтяного газа.
Полученные данные позволили разработать интерактивную модель процесса для расчета выходных значений в зависимости от изменения входных параметров абсорбции. С целью разработки модели предложена соответствующая последовательность анализа и обработки временных рядов. Для установления количественных связей между результативными и факторными признаками проведен расчет уравнений регрессии.


Отбензинивание нефтяного газа на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ) в середине прошлого века осуществлялось в основном с использованием маслоабсорбционных установок (МАУ). Такие установки введены в эксплуатацию на Туймазинском (1953 г.), Шкаповском (1959 г.), Долинском (1961 г.), Коробковском ГПЗ (1966 г.), которые работают до настоящего времени. На этих заводах МАУ совместно с газофракционирующей установкой входят в единый технологический блок – абсорбционно-газофракционирующую установку.

Уровень отборов целевых углеводородных компонентов С3+ на ГПЗ и, соответственно, объемы производства товарной продукции зависят от эффективности процесса отбензинивания нефтяного газа. Фактические показатели извлечения углеводородных компонентов на установках могут оказаться ниже проектных из-за отклонений от технологического режима и износа технологичес-кого оборудования. Кроме того, компонентный состав нефтяного попутного газа, подаваемого на ГПЗ, может меняться с увеличением срока эксплуатации месторождений, а расход – уменьшаться. Недостаточная эффективность работы оборудования холодильных установок, градирен, особенно в летнее время, также может приводить к снижению отборов С3+ из газа [1, 2].

Коробковский ГПЗ – первое профильное предприятие в Нижнем Поволжье по переработке газа и промыслового конденсата. В начале 2000-х гг. на заводе проведена модернизация технологического оборудования различного назначения. Вместе с тем режимные параметры МАУ обеспечиваются, как и прежде, за счет применения регулирующих приборов на ручном управлении и задвижек, автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) на установке отсутствует.

1.png

Каждый показатель процесса абсорбции в определенное время принимает какое-либо значение из своего возможного интервала. Представляется возможным рассмотреть характер связи фактических параметров абсорбции не как функциональный, а как стохастический, и применить методы корреляционного анализа для исследования временных рядов технологических парамет-ров. Коэффициент корреляции является статистическим показателем, который не содержит предположения, что изучаемые величины находятся в причинно-следственной связи, а имеют только сходства. Поэтому интерпретация корреляционной зависимости основывается только на информации физико-химического характера изучаемого процесса [3]. Такой подход позволит определить степень зависимости между фактическими технологическими параметрами абсорбции и выявить особенности процесса.

Работа нацелена на определение степени влияния параметров нефтяного газа, абсорбента, температур технологических потоков и оборотной воды, показателей погодных условий в зимнее время года на величину отборов С3+ из газа на примере Коробковско-го ГПЗ, разработку интерактивной модели процесса абсорбции с использованием методов корреляционно-регрессионного анализа.

1_1.png 

АНАЛИЗ ПАРАМЕТРОВ ПРОЦЕССА АБСОРБЦИИ

Поглощение абсорбентом компонентов С3+ из нефтяного газа на МАУ Коробковского ГПЗ происходит в колонне с клапанными тарелками. Проектный уровень извлечения целевых углеводородов составляет 90 % при их содержании в нефтяном газе 277 г/м3 и температуре подачи газа и абсорбента в колонну –10 °С.

Обработка временных рядов параметров отбензинивания нефтяного газа проведена с использованием генератора электронных таблиц Excel.

Показатели работы МАУ Коробковского ГПЗ круглосуточно вручную через каждый час записываются операторами в режимные листы. Такой способ регистрации технологических параметров может влиять на истинность зафиксированных значений. Но в рассматриваемом случае режимные листы – единственный источник данных о работе установки.

Параметры из режимных листов за период с 01.12.2017 г. по 30.12.2017 г. занесены в таблицу, содержащую 720 строк и 42 столбца с показателями состава газа, разгонки абсорбента, температуры, давления, расхода, характеризующими работу оборудования и состояние технологических потоков через каждый час работы. В табл. 1 приведена часть исходных данных при стабильной работе МАУ.

На основании данных временных рядов построены графики изменения технологических параметров, наиболее значимые из которых приведены на рис. 1–5.

Понижение температуры окружающей среды от среднего значения –5 °С до –15 °С привело к понижению уровня средних значений температуры заводской оборотной воды с 25 до 17 °С (см. рис. 1). Соответственно, снизились в среднем на 5 °С температуры охлаждения нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе в абсорбер (см. рис. 2). Выявлена нестабильность температуры нефтяного газа на выходе из пропанового холодильника Х-1 перед подачей газа в колонну, что можно объяснить отсутствием автоматического регулирования расхода жидкого пропана в холодильник. Подача пропана осуществляется вручную задвижкой.

1_1_1.png

Снижение температуры газа и абсорбента предполагает и со-ответствующее уменьшение температур в колонне в процессе абсорбции. Вместе с тем на рис. 3 видно, что температуры в абсорбере, наоборот, увеличились в среднем на 5 °С. Объяснить данное несоответствие можно, сопоставив графики на рис. 3 и 4 по точкам на осях абсцисс. Динамика изменения расхода нефтяного газа на рис. 4 сопоставима с изменениями температур по высоте абсорбера, особенно внизу колонны, куда подается сырой газ. Увеличение расхода газа со среднего значения 46 000 до 50 000 м3/ч приводит к росту температур по высоте колонны в среднем на 5 °С.

С увеличением температур абсорбции содержание жидких компонентов в отбензиненном газе увеличивается со среднего значения 85 до 95 г/м3, что свидетельствует о снижении уровня отборов компонентов С3+ из нефтяного газа при постоянном расходе орошения в колонне 50 т/ч и давлении 3,5 МПа (см. рис. 5). Уменьшение массы отборов С3+ составляет около 460 кг/ч при расходе нефтяного газа 46 000 м3/ч.

Графики разгонки регенерированного абсорбента показывают относительную равномерность температур выхода легких и тяжелых фракций и нестабильность температур выхода средних фракций. Температура выхода каждой легкой и тяжелой фракции может изменяться на 20 °С. Температура выхода каждой средней фракции может изменяться на 40 °С.

Содержание пропана, i-бутана, n-бутана в нефтяном и отбензиненном газе характеризуется соответствием величин для каждого показателя с небольшими отклонениями.

В результате анализа динамики и взаимного влияния показателей технологических потоков можно сделать вывод о том, что на уровень отборов компонентов С3+ существенно влияет расход нефтяного газа: при увеличении объемов подачи газа, несмотря на уменьшение температуры его охлаждения, температуры аб-сорбции увеличиваются и уровень отборов уменьшается.

1_1_2.png 

КОРРЕЛЯЦИОННЫЕ ЗАВИСИМОСТИ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ

Корреляционное поле параметров (рис. 6) позволяет оценить парные зависимости показателей абсорбции. Для удобства визуального восприятия и анализа данных в Excel создана опция изменения цвета ячеек в зависимости от их значения по шкале Чеддока.

Полученные данные свидетельствуют о наличии высокой и сильной взаимной связи показателей температуры по высоте абсорбера: коэффициент корреляции температуры низа и температуры середины в колонне равен 0,89; коэффициент корреляции температуры середины и верха колонны составляет 0,99; коэффициент корреляции температуры низа и верха колонны равен 0,88. Большее значение коэффициента корреляции для верхней части колонны в сравнении с низом можно объяснить меньшей разницей температур между серединой и верхом колонны, чем между серединой и низом.

В связи с тем, что абсорбция компонентов нефтяного газа является экзотермическим процессом, наибольшее выделение тепла при массообмене между газом и абсорбентом происходит в середине колонны. Следовательно, распределение тепловых потоков в абсорбере можно охарактеризовать как соответствующее массообменным процессам в колонне и взаимосвязанное по высоте аппарата.

Из данных корреляционного поля видно, что фактором (регрессором), имеющим заметную связь с температурой низа колонны, является расход нефтяного газа (0,60). Температура низа колонны имеет умеренную связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,38), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,51), высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,70), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,60).

1_1_3.png

Температура середины колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,80), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,63).

Температура верха колонны имеет слабую связь с содержанием пропана в отбензиненном газе (коэффициент корреляции 0,29), заметную связь с содержанием i-бутана (коэффициент корреляции 0,50), а также высокую связь с содержанием n-бутана (коэффициент корреляции 0,81), заметную связь с содержанием С5+ (коэффициент корреляции 0,64).

Расход нефтяного газа имеет заметную связь (коэффициент корреляции 0,60) с температурой низа колонны, что согласуется с данными анализа графиков изменения технологических параметров.

В табл. 2 приведены средние значения содержания жидких компонентов в нефтяном и отбензиненном газе по данным лабораторных анализов и расчетный уровень их извлечения. Из данных таблицы видно, что наименьшая степень извлечения у пропана – 57 %, остальные компоненты имеют существенно более высокие показатели, %: i-бутан – 78, n-бутан – 80, С5+ – 88.

1_1_4.png

Такие показатели достигаются при средней температуре, °С: 14 – внизу абсорбера, 20 – в середине, 16 – в верхней части колонны. Средний расход нефтяного газа в абсорбер составляет 46 000 м3/ч.

Сила ветра оказывает заметное влияние на температуру верха колонны (коэффициент корреляции 0,50), температуру средины (0,51), умеренное влияние на температуру низа (0,33).

Температура оборотной воды из заводской градирни, подавае-мой в водяные холодильники, оказывает заметное влияние на массовую величину отборов компонентов С3+ из нефтяного газа с коэффициентом корреляции 0,56 и умеренно зависит от температуры окружающего воздуха (коэффициент корреляции 0,38). Необходимо отметить, что регулирование теплообмена воды с окружающим воздухом в градирне не автоматизировано и осуществляется вручную.

По данным корреляционного поля видно, что температуры по высоте абсорбера слабее влияют на содержание пропана в отбензиненном газе, чем на содержание i-бутана, n-бутана и С5+.

Можно предположить, что низкий показатель извлечения пропана из нефтяного газа может быть обусловлен наличием избыточного количества легких углеводородов в регенерированном абсорбенте, которые препятствуют поглощению пропана из нефтяного газа в процессе абсорбции. Проверка этого предположения требует проведения отдельного анализа временных рядов параметров абсорбционно-отпарной колонны и десорбера МАУ Коробковского ГПЗ.

1_1_5.png

Данные разгонки регенерированного абсорбента характеризуются в основном слабыми и умеренными связями с показателями процесса абсорбции. Только средние фракции абсорбента имеют заметную связь (коэффициенты корреляции от 0,52 до 0,59) с извлечением С5+ из нефтяного газа.

Возможным вариантом сокращения потерь целевых углеводородов С3+ при росте температур абсорбции является увеличение количества орошения регенерированного абсорбента в колонне. Вместе с тем постоянный расход орошения 50 т/ч не позволяет оценить его фактическое влияние на величину отборов С3+ из нефтяного газа.

Выявленные особенности работы установки отбензинивания газа, не имеющей автоматизированной системы управления, поз-воляют сделать предположение о недостаточной эффективности ручного регулирования процесса абсорбции.

В качестве варианта оптимизации управления процессом отбензинивания газа возможна разработка интерактивной модели абсорбции для помощи обслуживающему персоналу в принятии решений по ручному регулированию потоков на установке.

 

РЕГУЛИРОВАНИЕ ПАРАМЕТРОВ АБСОРБЦИИ

Для операторов МАУ в качестве основного ориентира результативности управления процессом абсорбции выступают температурный режим в колонне и состав отбензиненного газа. При этом лабораторные данные компонентного состава отбензиненного газа, а также регенерированно-го абсорбента выполняются только два раза в сутки с интервалом в 12 ч. Анализ состава нефтяного газа выполняется в мас. %, тогда как наиболее наглядно выражение содержания компонентов в г/м3. Отсутствие современного уровня автоматизации сопровождается необходимостью постоянного контроля со стороны обслуживающего персонала за показаниями приборов и соответствующего ручного регулирования технологических потоков. Операторы на установке приступают к ручному регулированию, зафиксировав на измерительных приборах отклонение контроли-руемого показателя. Если меняются несколько входных парамет-ров, регулирование становится особенно затруднительным из-за их взаимного влияния на уровень отборов С3+ из нефтяного газа.

Наличие компьютерной модели на рабочем месте оператора установки позволит рассчитать выходные значения процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, включая наиболее важные показатели: температуры по высоте абсорбера, компонентный состав отбензиненного газа, уровень отборов С3+ из нефтяного газа. Оператор сможет изменить начальные параметры на модели, сразу увидеть предполагаемый результат и при необходимости осуществить регулирование потоков на установке приборами с ручным управлением и задвижками.

 

АЛГОРИТМ ОБРАБОТКИ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

Создание экранной модели процесса абсорбции целесообразно провести с использованием генератора электронных таблиц Excel.

Для создания интерактивной модели абсорбции предложен следующий алгоритм обработки временных рядов:

– интерполяция данных состава нефтяного, отбензиненного газа, регенерированного абсорбента в 12-часовых периодах между отборами проб;

– расчет содержания углеводородов С3+ в нефтяном и отбензиненном газе;

– определение 99-го перцентиля содержания углеводородов С3+ в отбензиненном газе для исключения случайных максимальных величин;

– расчет отборов углеводородных компонентов в массовом и процентном выражениях;

– построение графиков изменения технологических параметров;

– анализ динамики изменения параметров процесса;

– анализ взаимного влияния показателей технологических потоков на отборы С3+ в отбензиненном газе;

– построение корреляционного поля параметров абсорбции;

– анализ парных корреляционных зависимостей показателей абсорбции;

– определение перечня исходных и вычисляемых параметров, обеспечивающих полноту информации о технологическом процессе;

– расчет уравнений регрессии для установления количественных связей между результативным и факторным признаками;

– разработка экранного образа интерактивной модели.

 

ИНТЕРАКТИВНАЯ МОДЕЛЬ АБСОРБЦИИ

В результате проведенного анализа исходных данных по предложенному алгоритму определен перечень основных парных зависимостей переменных процесса, получена регрессионная статис-тика и соответствующие уравнения линейной регрессии (табл. 3).

На основании полученных данных в среде Excel выполнены расчетные операции по формированию в табличном и графичес-ком виде интерактивной модели процесса с необходимым набором входных и выходных параметров абсорбции (рис. 7). Интерактивность модели обеспечивается возможностью взаимодействия с ней и наблюдением ее реакции на изменения внешних парамет-ров.

Отсутствие точных данных о расходе некоторых технологических потоков не позволило включить их в перечень парных зависимостей переменных процесса, установить соответствующие количественные связи и расширить вычислительные возможности модели.

Модель позволяет вводить исходные данные для нефтяного газа, его компонентного состава, температуры окружающей среды и получать основные расчетные показатели процесса абсорбции: температуры нефтяного газа и регенерированного абсорбента на входе и выходе холодильников, температуры по высоте абсорбера, массовое содержание компонентов в нефтяном и отбензиненном газе, уровень отборов углеводородных компонентов из нефтяного газа, температуру оборотной воды.

 

ВЫВОДЫ

В результате проведенного анализа процесса отбензинивания газа на МАУ Коробковского ГПЗ определено взаимное влияние технологических параметров, что позволяет выделить следующие особенности процесса абсорбции:

– распределение тепловых потоков в абсорбере соответствует массообменным процессам и взаимосвязано по высоте аппарата;

– показатель извлечения пропана из нефтяного газа ниже, чем у i-бутана, n-бутана и С5+;

– увеличение расхода нефтяного газа на 4000–5000 м3/ч приводит к увеличению температуры абсорбции в среднем на 5 °С;

– увеличение температуры абсорбции на 5 °С приводит к снижению отборов примерно на 10 г/м3, что соответствует потере около 460 кг/ч углеводородов С3+ при расходе нефтяного газа 46 000 м3/ч;

– средние фракции регенерированного абсорбента имеют в два раза больший диапазон температур выкипания по сравнению с легкими и тяжелыми фракциями;

– легкие и тяжелые фракции регенерированного абсорбента характеризуются слабыми связями с данными процесса абсорбции, средние фракции имеют заметные связи;

– ручное регулирование расхода жидкого пропана в пропановые холодильники вызывает нестабильность температур охлаждаемых потоков на выходе из холодильников;

– расход орошения в абсорбер имеет постоянное значение 50 000 кг/ч, что не позволяет оценить его влияние на качество отбензинивания при фактическом изменении расхода нефтяного газа от 42 000 до 51 000 м3/ч;

– температура оборотной воды при ручном регулировании ее теплообмена с воздухом в градирне умеренно зависит от температуры окружающего воздуха;

– сила ветра оказывает заметное влияние на температуры верха и середины абсорбера при стабильном расходе нефтяного газа, температура окружающего воздуха не влияет на температуры по высоте абсорбера.

Вариантом повышения оперативности и точности регулирования процесса отбензинива-ния нефтяного газа для увеличения отборов С3+ в условиях отсутствия АСУ ТП может быть разработанная интерактивная модель абсорбции для условий Коробковского ГПЗ.

Компьютерная модель на рабочем месте оператора в интерактивном режиме обеспечит расчет наиболее важных выходных значений процесса абсорбции в зависимости от изменения входных параметров, что предоставит возможность своевременного ручного регулирования потоков на установке.

Модель может быть использована и в качестве тренажера для обучения операторов, а также для анализа фактических данных о работе установки, занесенных в режимные листы. Предложенный алгоритм обработки данных может быть использован для построения аналогичных моделей процесса абсорбции на других предприятиях газо-переработки.

Таблица 1. Исходные данные процесса абсорбции (некоторые показатели)Table 1. Initial data of absorption (some indicators)

Дата

Date

Время

Time

Содержание жидких компонентов в, г/м3

Content of liquid components in, g/m3

 

Отбор из нефтяного газа, г/м3

Extraction from petroleum gas, g/m3    
Абсорбер

Absorber

нефтяном газе

petroleum gas

отбензиненном газе

stripped gas

С3Н8

i-С4Н10

n-С4Н10

Температура, °С

Temperature of, °С  

Расход нефтяного газа, м3

Gas flow rate, m3/h

верха

top

середины

middle

низа bottom

01.12.2017

1:00

272

91

74

26

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

2:00

271

91

74

26

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

3:00

270

90

74

25

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

4:00

269

90

75

25

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

5:00

268

90

75

25

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

6:00

267

90

75

24

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

7:00

266

89

75

24

50

17

21

14

46 000

01.12.2017

8:00

265

89

75

24

50

17

21

14

45 000

Таблица 2. Извлечение жидких компонентов из нефтяного газаTable 2. Extraction of liquid components from petroleum gas

Компонент

Component

Среднее содержание в, г/м3

Average content in, g/m3

 

Уровень извлечения, %

Extraction level, %

нефтяном газе

petroleum gas

отбензиненном газе

stripped gas

С3Н8

146,2

62,9

57

i-С4Н10

28,6

6,4

78

n-С4Н10

58,6

11,7

80

С5+

30,0

3,5

88


Таблица 3. Перечень парных зависимостей переменных процесса абсорбции и уравнения линейной регрессииTable 3. List of paired dependencies of the variables of the absorption and the equations of linear regression

Параметр 

Parameter

Парная связь 

Paired association

Уравнение линейной регрессии 

Equation of linear regression

Абсорбер 

Absorber

Температура низа абсорбера ↔ Расход нефтяного газа

Bottom absorber temperature ↔ Flow rate of petroleum gas

y = 0,0015x – 54,8774

Абсорбер 

Absorber

Температура середины абсорбера ↔ Температура низа абсорбера

Middle absorber temperature ↔ Bottome absorber temperature

y = 1,1138х + 5,2313

Абсорбер 

Absorber

Температура верха абсорбера ↔ Температура середины абсорбера

Top absorber temperature ↔ Middle absorber temperature

y = 1,1551х – 7,1883

Отборы С3H8 

Extraction of С3H8

Отборы С3H8 из нефтяного газа ↔ Содержание С3H8 в нефтяном газе

Extraction of С3H8 from petroleum gas ↔ Content of С3H8 in petroleum gas

y = 0,8091х – 26,5304

Отборы i-С4H10 

Extraction of i-С4H10

Отборы i-С4H10 из нефтяного газа ↔ Содержание i-С4H10 в нефтяном газе

Extraction of i-С4H10 from petroleum gas ↔ Content of i-С4H10 in petroleum gas

y = 0,9637х – 5,3544

Отборы n-С4H10

Extraction of n-С4H10

Отборы n-С4H10 из нефтяного газа ↔ Содержание n-С4H10 в нефтяном газе

Extraction of n-С4H10 from petroleum gas ↔ Content of n-С4H10 in petroleum gas

y = 0,9377х – 7,1878

Отборы С5H12+

Extraction of С5H12+

Отборы С5H12+ из нефтяного газа ↔ Содержание С5H12+ в нефтяном газе

Extraction of С5H12+ from petroleum gas ↔ Content of С5H12+ in petroleum gas

y = 1,3385х – 17,0166

Оборотная вода

Back water

Температура окружающего воздуха ↔ Температура оборотной воды 

Ambient temperature ↔ Back water temperature

y = 0,2294х + 25,047

Нефтяной газ

Petroleum gas

Температура оборотной воды ↔ Температура нефтяного газа на входе Х-1

Back water temperature ↔ Temperature of petroleum gas in the input of Kh-1

y = 0,4246х + 9,9852

Нефтяной газ

Petroleum gas

Температура на входе Х-1 ↔ Температура на выходе Х-1

Temperature in the input of Kh-1 ↔ Temperature in the output of Kh-1

y = 1,7825х – 30,5884

Абсорбент регенерированный

Regenerated absorbent

Температура на выходе Х-1 ↔ Температура на выходе Х-2

Temperature in the output of Kh-1 ↔ Temperature in the output of Kh-2

y = 0,3521х + 25,8078

Абсорбент регенерированный

Regenerated absorbent

Температура на входе Х-2 ↔ Температура на выходе Х-1-3

Temperature in the input of Kh-2 ↔ Temperature in the output of Kh-1-3

y = 0,4014х – 15,437

 


Литература:
  • 1. Колокольцев С.Н. Совершенствование технологии подготовки и переработки углеводородного сырья (на примере Коробковского ГПЗ). Дис. … к.т.н. Уфа, 2007. 230 с.
  • 2. Колокольцев С.Н., Аджиев А.Ю., Бойко С.И., Литвиненко А.В. Повышение эффективности межступенчатых сепараторов сырьевой КС Коробковского ГПЗ // Нефтепромысловое дело. 2007. № 10. С. 65–66.

  • 3. Гусейнзаде М.А., Калинина Э.В., Добкина М.Б. Методы математической статистики в нефтяной и газовой промышленности. М.: Недра, 1979. 340 с.

  • 4. Гуляев С.В. Система управления тепловым режимом стабилизационной колонны // Проблемы машиностроения и автоматизации. 2016. № 4. С. 128–134.

  • 5. Мильштейн Л.М. Эффективность разделения фаз в вертикальных трехфазных сепараторах // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. 2013. № 2. С. 8–13.