INVESTIGATION OF HYDRAULIC PARAMETERS OF THERMAL HYDROCYCLON FOR COMMERCIAL OIL DEWAXING WITH OBTAINING A COMMODITY PARAFFIN PRODUCT
Rubrics: ENGINEERING AND NATURAL SCIENCES
Authors:
1.
Astrakhan State Technical University
(Senior Lecturer of the Department of Technological Machines and Equipment )
Russian Federation
Russian Federation
2.
Astrakhan State Technical University
(Doctor of Sciences in Technology, Professor; Professor of the Department of Technological Machines and Equipment )
Type:
Article
Pages:
from 56
to 65
Status:
Published
Received:
10.10.2018
Accepted:
21.02.2020
Published:
15.10.2018
Subject area:
UDK [622.276.53]:[621.548:621.311.24]:[532:536.24]
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
GRNTI 20.01 Общие вопросы информатики
GRNTI 26.03 Общественно-политическая мысль
GRNTI 43.01 Общие вопросы естественных и точных наук
GRNTI 44.01 Общие вопросы энергетики
GRNTI 45.01 Общие вопросы электротехники
GRNTI 50.01 Общие вопросы автоматики и вычислительной техники
GRNTI 62.01 Общие вопросы биотехнологии
GRNTI 69.01 Общие вопросы рыбного хозяйства
GRNTI 70.01 Общие вопросы водного хозяйства
GRNTI 73.34 Водный транспорт
Language:
Russian
Keywords:
paraffin oil, oil dewaxing agents, thermal hydrocyclone, commercial paraffin product, particle sedimentation rate, specific productivity, purification efficiency
Abstract (English):
The article describes advantages of a thermal hydrocyclone designed to eliminate the drawbacks of the known industrial oil dewaxers. The thermal hydrocyclone allows not only to remove paraffin from oil, but also to receive a commodity paraffin product. The tested thermal hydrocyclone determined the coefficients of local resistance, the settling factor, and the deposition rate of solid paraffin particles. The speed is 15.1-19.8 times higher than in the case of gravity settling and reaches 24.2-31.7 mm/s. The diameter of precipitating paraffin particles is 0.705-0.807 mm. Specific productivity of TH sharply decreases over time from 0.275 kg/(c·m2) to 0.040 kg/(c·m2). The hydraulic model of paraffin particles deposition in the centrifugal field makes it possible to estimate the efficiency of the hydrocyclon operation quite accurately. The average operating efficiency of the apparatus during the process is 36%, which practically coincides with the experimental value of 38% obtained on the basis of material and thermal balances. The main parameters of industrial oil dewaxing plants based on thermal hydrocyclone have been evaluated. With the height of the apparatus equal to 1.0 m and a diameter of 0.5 m, the oil productivity will be 64.8 t/h, with paraffin 1.9 t/h. The apparatus can be used in many fields with asphalt-bitumen-paraffin content of 6-10% or more.
The article describes advantages of a thermal hydrocyclone designed to eliminate the drawbacks of the known industrial oil dewaxers. The thermal hydrocyclone allows not only to remove paraffin from oil, but also to receive a commodity paraffin product. The tested thermal hydrocyclone determined the coefficients of local resistance, the settling factor, and the deposition rate of solid paraffin particles. The speed is 15.1-19.8 times higher than in the case of gravity settling and reaches 24.2-31.7 mm/s. The diameter of precipitating paraffin particles is 0.705-0.807 mm. Specific productivity of TH sharply decreases over time from 0.275 kg/(c·m2) to 0.040 kg/(c·m2). The hydraulic model of paraffin particles deposition in the centrifugal field makes it possible to estimate the efficiency of the hydrocyclon operation quite accurately. The average operating efficiency of the apparatus during the process is 36%, which practically coincides with the experimental value of 38% obtained on the basis of material and thermal balances. The main parameters of industrial oil dewaxing plants based on thermal hydrocyclone have been evaluated. With the height of the apparatus equal to 1.0 m and a diameter of 0.5 m, the oil productivity will be 64.8 t/h, with paraffin 1.9 t/h. The apparatus can be used in many fields with asphalt-bitumen-paraffin content of 6-10% or more.
Keywords:
paraffin oil, oil dewaxing agents, thermal hydrocyclone, commercial paraffin product, particle sedimentation rate, specific productivity, purification efficiency
paraffin oil, oil dewaxing agents, thermal hydrocyclone, commercial paraffin product, particle sedimentation rate, specific productivity, purification efficiency
Введение Асфальто-битумо-парафиновые отложения АБПО (состоящие на 85-95 % из парафина) на внутренних стенках нефтепроводов представляют серьёзную проблему для добычи и транспортировки высокопарафинистых нефтей [1, 2]. В отличие от всех известных способов борьбы с АБПО [3-6] предложенный авторами способ удаления АБПО с помощью промыслового депарафинизатора нефти на основе термогидроциклона (ТГЦ) позволяет не только удалить часть парафина из нефти, но и получить ценный, более дорогой, чем сама нефть, товарный парафиновый продукт (ТПП) [7, 8]. Для проектирования ТГЦ необходимо определять их основные технологические параметры и конструктивные размеры. Поэтому достаточно актуальным представляется исследование основных гидравлических параметров, на основе которых могут быть определены необходимые для проектирования параметры и размеры ТГЦ. Целью работы является исследование гидравлических параметров ТГЦ для депарафинизации нефти с получением ТПП. Основные задачи работы: определение на основе экспериментального исследования гидродинамических процессов в ТГЦ гидравлических параметров процесса оседания частиц парафина, оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ, определение удельной производительности и эффективности ТГЦ, а также оценка основных размеров и параметров промышленного ТГЦ. Определение гидравлических параметров термогидроциклона Авторами предлагается гидротермическая модель ТГЦ. На рис. 1 представлена схема ТГЦ для депарафинизации нефти. На рис. 1, а изображён процесс охлаждения. Парафинистая нефть (ПН) поступает через тангенциальный патрубок 3. При помощи охлаждаемой (нагреваемой) рубашки 2 парафин нагревается. Далее нефть попадает в коническую часть гидроциклона, где при помощи больших центробежных сил приобретает скорость для оседания твёрдых частиц парафина, которые оседают на стенки гидроциклона. Поток нефти в гидроциклоне движется по спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. В сужающейся конической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих интенсификации отложения твёрдых частиц парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. На рис. 1, б изображён процесс нагрева и плавления парафина (ПБС). За счёт того, что ТГЦ имеет коническую форму, твёрдые частицы парафина не будут застревать на стенках гидроциклона, а сразу при нагреве стенок ТГЦ будут сползать и поступать в патрубок 5, а очищенная нефть (ОН) - в патрубок 4. а б Рис. 1. Схема ТГЦ: а - охлаждение и застывание парафина, tTH1 < tTH2, tTH2 < tП; б - плавление и слив парафина, tTH3 > tTH4, tTH4 > tП; ПН - парафинистая нефть; ОН - очищенная нефть; ТП - твёрдый парафин; ЖП - жидкий парафин; 1 - корпус гидроциклона; 2 - охлаждаемая (нагреваемая) рубашка; 3 - входной тангенциальный патрубок для ПН; 4 - выходной патрубок для ОН; 5 - патрубок для слива ЖП Гидравлическое моделирование процесса оседания частиц парафина осуществляем по аналогии с процессами, протекающими в гидроциклонах для очистки жидкостей от твёрдых частиц [9, 10]. Нефть поступает в ТГЦ через тангенциально расположенный патрубок 3. Поток нефти в гидроциклоне движется по конической спирали вокруг конических стенок корпуса ТГЦ 1. Твёрдая частица парафина, образовавшаяся в охлаждаемом потоке, вовлекается в спиралеобразное движение вокруг оси гидроциклона и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению частиц парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции. Для проведения испытаний по депарафинизации нефти на кафедре технологических машин и оборудования Астраханского государственного технического университета была собрана и испытана лабораторная установка по депарафинизации нефти на основе ТГЦ (рис. 2). Установка работает в двух периодически повторяющихся режимах: охлаждение и застывание парафина. Проба ПН нагревается на водяной бане 1 до температуры 60 °С, затем поступает через тангенсальный впуск 3 в термический циклон 2 с омываемой рубашкой 7, в которой циркулирует холодная вода. Поток сырья поступает по касательной траектории в установку через входной патрубок, движется по спирали вокруг стенок аппарата. В сужающейся концентрической секции поток приобретает ускорение и развивает высокую скорость, что приводит к возникновению больших центробежных сил, способствующих отложению парафина на стенках аппарата при охлаждении его рубашки. Высокие скорости потока поддерживаются вдоль аппарата за счёт постепенного уменьшения площади поперечного сечения в конусной секции. Затем более плотная фаза - парафин перемещается к стенкам ТГЦ и в дальнейшем удаляется через нижнее выходное отверстие (нисходящий поток). Нефть вовлекается в поток низкого давления вдоль центральной оси. Затем под действием противодавления со стороны выходного патрубка нефть направляется вверх по гидроциклонной трубке с последующим удалением через верхнюю выходную насадку, ОН поступает в ёмкость 4. Затем в омываемую рубашку 7 поступает порция горячей воды с температурой t ≈ 70 °С из ёмкости 9. Парафин, осевший на стенках установки, расплавившийся за счёт тепла, подводимого горячей водой, удаляется через нижнее выходное отверстие в ёмкость 5. Отработанная вода поступает в ёмкость для сбора воды 8. Показания начальных и конечных температур воды и нефти отражены на блоке термометров 10. Общий вид установки представлен на рис. 2, а; схема установки - на рис. 2, б. а б Рис. 2. Лабораторная экспериментальная установка на основе ТГЦ для депарафинизации нефти: а - общий вид установки; б - схема установки: 1 - водяная баня; 2 - термический гидроциклон; 3 - тангенсальный впуск; 4 - ёмкость для ОН; 5 - ёмкость для ПБС; 6 - подача холодной воды; 7 - омываемая рубашка; 8 - ёмкость для отработанной воды; 9 - подача горячей воды; 10 - блок термометров В результате гидравлических испытаний были определены уровни нефти и воды hн и hв, мм; объёмы нефти и воды Vн и Vв, л; расходы нефти и охлаждающей воды Qн и Qв, м3/с; а также коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ ξ в моменты времени τ, с. Результаты эксперимента по определению основных гидравлических параметров ТГЦ представлены в табл. 1. Таблица 1 Основные гидравлические параметры ТГЦ hн, мм Vн, л hв, мм Vв, л 10-3Qн, м3/с 10-3Qв, м3/с τ, с ξ 30 0,66 28 0,93 0,031 0,044 21 13,9 60 1,33 39 1,30 0,032 0,031 42 13,0 90 2,00 56 1,87 0,032 0,030 63 13,0 120 2,66 72 2,40 0,030 0,030 89 14,8 150 3,33 110 3,70 0,029 0,032 114 15,9 154 3,42 120 4,00 0,026 0,031 131 19,8 Тангенциальная скорость истечения ПН через сужающее устройство (cопло) в ТГЦ может быть определена по известной формуле для гидравлического расчёта трубопровода (1) где d, dc - диаметры тангенциального патрубка и сужающего устройства, м; g - ускорение силы тяжести, м/с2; H - геометрический напор, м. Расчёты по формуле (1) подтверждают, что при изменении коэффициента местного сопротивления ξ от 13,9 до 19,8 скорость истечения уменьшается с 2,5 до 2,2 м/c. Ранее авторами была определена скорость осаждения кристаллизующихся в объёме частиц парафина, оседающих под действием гравитационного поля Vo = 1,6 мм/c = 1,6·10-3 м/c [7]. Отношение центробежного ускорения к ускорению силы тяжести называют фактором разделения, а применительно к ТГЦ можно назвать фактором оседания [11]: (2) где D - диаметр верхней части ТГЦ, м. Расчёты по формуле (2) показывают, что фактор оседания для рассматриваемой экспериментальной установки изменяется в пределах от 15,1 до 19,8. Скорость оседания твёрдых частиц парафина будет составлять соответственно (3) т. е. будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина [7] и достигнет 24,2-31,7 мм/с. Оценка размеров кристаллов парафина в ТГЦ С момента появления твёрдой фазы в потоке нефть с выпавшими в ней кристаллами парафина характеризуется всеми свойствами дисперсных систем. Статистический анализ и микрофотографии образцов нефти из большого числа скважин показывают, что образующаяся в нефти парафиновая суспензия относится к группе грубодисперсных систем [1, 4]. В табл. 2 приведены данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов, подсчитанных под микроскопом [1, 4]. Таблица 2 Данные о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы из 10 000 кристаллов doi , мкм 1-3 3-7 7-20 20-50 50-360 % 69 20 5 2,5 3,5 doic , мкм 1,7 4,6 11,8 31,6 134,2 Moic 3,4 19,5 82,2 789,9 84 591 % 0,01 0,02 0,10 0,92 98,95 Как видно из табл. 2, большая часть кристаллов парафина Ni, различимых под микроскопом при 200-кратном увеличении (69 %), имеет размер (эквивалентный диаметр) фракции около doi =1-3 мкм. Авторами была выполнена оценка среднегеометрических значений диаметров каждой фракции сферических кристаллов doic, их масса Moic, а также доля массы этих кристаллов . Расчёты показали, что доля массы самых крупных кристаллов средним диаметром 134,2 мкм при их незначительном содержании 3,5 % составляет их большую часть Это объясняется тем, что объём и масса сферических частиц парафина пропорциональна кубу их диаметра. Суспензия парафина в нефти, как и любая другая грубодисперсная система, характеризуется такими параметрами, как агрегативная и кинетическая устойчивость. Под кинетической устойчивостью понимают способность системы сохранять равновесие в части равномерного распределения частиц дисперсной фазы во всём объёме. Характерно, что при всех прочих равных условиях скорость оседания частицы парафина на дно сосуда под действием силы тяжести находится в квадратичной зависимости от диаметра осаждающейся частицы парафина в соответствии с зависимостью, приведённой в [12]: (4) где d - диаметр частицы, м; ρ1, ρ2 - плотности дисперстной и жидкой фазы, кг/м3; - кинематическая вязкость жидкой фазы, м2/с. Диаметр осаждающихся частиц парафина может быть выражен из формулы (4) и определён с учётом соотношения (3) по предлагаемой авторами формуле (5) При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ, мм/с, 24,2-31,7 = (2,42- -3,17)·10-2 м/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле (5), м, составит = (7,05-8,07)·10-4 = 0,705-0,807 мм. Это значение достаточно хорошо согласуется с ранее выполненной оценкой на основе данных о «гранулометрическом» составе твёрдой фазы ПН при гравитационном осаждении и показывает, что в ТГЦ частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении за счёт более высоких скоростей осаждения. Определение удельной производительности термогидроциклона Выполненные на лабораторном ТГЦ эксперименты позволили получить зависимость по удельной производительности депарафинизатора, т. е. массе парафина, осевшего на квадратный метр установки mF в единицу времени [13-15]. При этом наряду с материальным балансом, получаемым на основе взвешивания ПН, ПБС и ОН от парафина, использовались и уравнения теплового баланса, учитывающие количество отданного тепла от застывающего парафина охлаждающей жидкости (воде). График зависимости производительности депарафинизатора от времени показан на рис. 3. Рис. 3. График зависимости удельной производительности KП·mF депарафинизатора от времени τ Из рис. 3 видно, что во время охлаждения депарафинизатора процесс оседания ПБС на стенках установки в начальный период времени имеет свои максимальные значения, с течением времени наблюдается плавный спад - снижение производительности установки - и возникает необходимость перевести установку в режим нагрева, чтобы расплавить и слить образовавшееся ПБС (в основном парафина) в дренажную ёмкость. Удельная производительность ТГЦ, т. е. масса осевшего в единицу времени на единице площади установки в зависимости от времени определялась по формуле где МПО - масса осаженного парафина, кг; Δτ - промежуток времени, с; FЭУ = 0,0283 м2 - площадь боковой поверхности ТГЦ в экспериментальной установке; KПУ - коэффициент, учитывающий соотношение площадей ТГЦ в промышленной и экспериментальной установке, можно принять KПУ = 100. Как видно из рис. 3, удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени, составляя при времени процесса τ = 20 KПУmF = 0,275, а при τ = 131 KПУmF = 0,040 кг/(c·м2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя парафина, обладающего малой теплопроводностью и соответствующего снижению интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Обработка экспериментальных данных методом наименьших квадратов позволила получить эмпирическую обратно пропорциональную зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса (6) где А - константа, для рассматриваемой установки А = 5,60 кг/м2. Зависимость (6) может быть использована для расчёта основных технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ. Определение эффективности термогидроциклона Для оценки эффективности работы ТГЦ были определены концентрация осаждённого ТПП по предлагаемой авторами формуле (7) где МН, МП - масса нефти и парафина до депарафинизации, кг; МОН - масса очищенной нефти, кг; МПН - масса потерь нефти, оставшейся в ТГЦ, кг. Эффективность работы ТГЦ определялась по формуле (8) где СТПП и СП - концентрации парафина в ТПП и в нефти. Расчёты по формулам (7) и (8) установили, что конечная концентрация осаждённого парафина в нефти СТПП = 3,8 %, а эффективность работы ТГЦ при начальной концентрации парафина в нефти СП = 10 % составляет ηТГЦ = 38 %. Оценку эффективности работы ТГЦ можно также выполнить на основе оценки соотношения между массовым расходом фактически отложившегося парафина по экспериментальным данным и теоретически возможным отложениям частиц парафина в ТГЦ на основе осаждения под действием центробежных сил инерции Так как удельная производительность ТГЦ в соответствии с формулой (6) обратно пропорциональна времени процесса, то зависимость эффективности работы ТГЦ от времени можно определить по предлагаемой авторами формуле а среднюю за время процесса эффективность работы ТГЦ (9) Расчёт по формуле (9) подтверждает, что средняя за время процесса τ эффективность работы ТГЦ составляет ηТГЦ = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением ηТГЦ = 38 %. Таким образом, гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы предлагаемого ТГЦ. Для повышения эффективности промысловой депарафинизации нефти с получением ТПП можно повысить скорости осаждения частиц парафина , а также применить двойную депарафинизацию для удаления оставшегося в нефти парафина, а также нефти из удаляемого из нижней части ТГЦ парафина. Оценка основных параметров промышленного термогидроциклона Была выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Такого рода ТГЦ могут быть использованы на многих месторождениях с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более. Например, для условий месторождения им. В. Филановского с содержанием этих веществ около 10 % достаточно десяти таких ТГЦ для очистки всей добываемой нефти. Предлагаемые ТГЦ позволят не только получить высококачественную нефть, но и ТПП, более дорогой, чем нефть. Этот ТПП может служить сырьём для получения парафинов, битумов, лаков, мастик и других ценных продуктов на нефтеперерабатывающих заводах. В дальнейшем для уточнения технологических параметров и конструктивных размеров ТГЦ предполагается более детальное исследование тепловых процессов, связанных с охлаждением нефти, кристаллизацией и плавлением парафина. Выводы 1. Для устранения недостатков известных промышленных депарафинизаторов нефти и кристаллизаторов предлагается конструкция ТГЦ с охлаждаемой и обогреваемой рубашкой, позволяющая удалять парафин с получением товарного ТПП. 2. В результате гидравлических испытаний на лабораторной экспериментальной установке с ТГЦ были определены коэффициенты местных сопротивлений ТГЦ, фактор оседания и скорость осаждения твёрдых частиц на боковые поверхности ТГЦ. Установлено, что скорость оседания твёрдых частиц парафина будет в 15,1-19,8 раза больше, чем при гравитационном оседании частиц парафина, и достигнет 24,2-31,7 мм/с. 3. При скорости осаждения частицы парафина в ТГЦ 24,2-31,7 мм/с диаметр осаждающейся частицы парафина, определённый по формуле, составляет 0,705-0,807 мм. Частицы парафина будут более крупными, чем при гравитационном осаждении, за счёт более высоких скоростей осаждения. 4. Удельная производительность депарафинизатора резко уменьшается с течением времени. При времени процесса τ = 20 она составила 0,275 кг/(c·м2), а при τ = 131 составила 0,040 кг/(c·м2). Это объясняется повышением термического сопротивления стенок ТГЦ за счёт увеличения слоя ПБС, обладающего малой теплопроводностью, и соответствующего снижения интенсивности отвода тепла теплоносителем, протекающим через охлаждаемую рубашку. Получена обратно пропорциональная зависимость удельной производительности ТГЦ от времени процесса. 5. Предлагаемая гидравлическая модель осаждения частиц парафина в центробежном поле позволяет достаточно точно оценивать эффективность работы ТГЦ. Средняя за время процесса τ эффективность работы ТГЦ составляет ηТГЦ = 36 %, что практически совпадает с экспериментально полученным на основе материальных и тепловых балансах значением ηТГЦ = 38 %. 6. Выполнена оценка основных параметров промышленных депарафинизаторов нефти на основе ТГЦ. При высоте корпуса ТГЦ, равной 1,0 м, и диаметре 0,5 м производительность по нефти составит 64,8 т/ч, по парафину - 1,9 т/ч. Предлагаемые ТГЦ могут быть использованы на многих месторождения с высокопарафинистой нефтью с содержанием асфальто-битумо-парафиновых веществ 6-10 % и более.
1. Kayumov M. Sh., Tronov V. P., Gus'kov I. A., Lipaev A. A. Uchet osobennostey obrazovaniya asfal'tosmoloparafinovyh otlozheniy na pozdney stadii razrabotki neftyanyh mestorozhdeniy // Neftyanoe hozyaystvo. 2006. № 3. S. 48-49.
2. Petrova L. M., Fors T. R., Yusupova T. N., Muhametshin R. Z., Romanov G. V. Vliyanie otlozheniya v plaste tverdyh parafinov na fazovoe sostoyanie neftey v processe razrabotki mestorozhdeniy // Neftehimiya. 2005. T. 45. № 3. S. 189-195.
3. Baymuhametov M. K. Sovershenstvovanie tehnologiy bor'by s ASPO v neftepromyslovyh sistemah na mestorozhdeniyah Bashkortostana: avtoref. dis. … kand. tehn. nauk. Ufa, 2005. 16 s.
4. Tronov V. P. Mehanizm obrazovaniya smolo-parafinovyh otlozheniy i bor'ba s nimi. M.: Nedra, 1970. 192 s.
5. Islamov M. K. Razrabotka i vnedrenie udaliteley asfal'to-smolistyh i parafinovyh otlozheniy na neftyanom oborudovanii: dis. … kand. tehn. nauk. Ufa. 2005. 125 s.
6. Skrebkovye kristallizatory. URL: http://www.him-pparat.ru/kristaillizator.php (data obrascheniya: 21.04.2017).
7. Mamitov D.S., Shishkin N. D. Razrabotka promyslovogo deparafinizatora dlya morskih neftedobyvayuschih platform // Noveyshie tehnologii osvoeniya mestorozhdeniy uglevodorodnogo syr'ya i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiyskogo shel'fa: materialy VI Mezhdunar. nauch.-prakt. konf. (Astrahan', 7 sentyabrya 2015 g.). Astrahan': Izd-vo AGTU, 2015. S. 139-143.
8. Mamitov D. S., Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka promyslovogo deparafinizatora nefti // Znanie. Opyt. Innovacii: sb. tez. dokl. VII Nauch.-tehn. konf. molodyh specialistov i molodyh rabotnikov OOO «Gazprom dobycha Astrahan'» (Astrahan', 20-24 marta 2017 g.). Astrahan': Izd. Sorokin Roman Vasil'evich, 2017. 284 s.
9. Basharov M. M., Sergeeva O. A. Ustroystvo i raschet gidrociklonov: ucheb. posobie. Kazan': Vestfalika, 2012. 92 s.
10. Adel'shin A. B., Selyugin A. S. Matematicheskaya model' gidrodinamiki potokov v napornom gidrociklone // Izvestiya vuzov. Ser.: Stroitel'stvo. 1991. № 12. S. 71-75.
11. Adel'shin A. B. Energiya potoka v processah intensifikacii ochistki neftesoderzhaschih stochnyh vod. Ch. 1. Gidrociklony. Kazan': KGASA, 1996. 200 s.
12. Lutoshkin G. S. Sbor i podgotovka nefti, gaza i vody: ucheb. dlya vuzov. M.: Al'yans, 2005. 319 s.
13. Korenskiy V. V., Shishkin N. D., Mamitov D. S. Eksperimental'noe opredelenie parametrov termogidrociklona dlya deparafinizacii nefti // Noveyshie tehnologii osvoeniya mestorozhdeniy uglevodorodnogo syr'ya i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiyskogo shel'fa. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2017. 260 s.
14. Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka konstrukciy i ocenka parametrov promyslovyh deparafinizatorov s polucheniem tovarnoy bitumparafinovoy smesi: materialy 61-y Mezhdunar. konf. nauch.-ped. rabotnikov AGTU (Astrahan', 24-28 aprelya 2017 g.). Astrahan': Izd-vo AGTU, 2017. URL: http://astu.org/Content/Page/5833 (data obrascheniya: 31.08.2018).
15. Marysheva M. A., Shishkin N. D. Razrabotka konstrukciy i ocenka parametrov promyslovyh deparafinizatorov nefti s polucheniem tovarnogo parafinovogo produkta // Noveyshie tehnologii osvoeniya mestorozhdeniy uglevodorodnogo syr'ya i obespechenie bezopasnosti ekosistem Kaspiyskogo shel'fa. Astrahan': Izd-vo AGTU, 2017. 260 s.
