Ахметов переработка нефти и газа

Код ЧП Караев г. Харьков т. ф. 057-7163570 т.068-6083552 7163570@mail. ru Грн

Акуальные задачи нефтехимии и нефтепереработки: Сборник научных трудов /Веки-А. В.-НПО Профессионал-2010-284

Альтернативные моторные топлива: Уч. пос – /Лапидус А. Л., ЦентрЛитНефтеГаз-М-2008-288

Англо-русский и русско-английский словарь по нефти и газу. Компактное издание: Свыше 50000 терминов. сочетаний, эквивалентов и значений /Морозов Н. В.-Живой язык-М-2010-512

Компрессорные и насосные установки: Учебник – Веригин И. С.-Академия-М-2007-288

Конструирование и расчет механизмов и деталей машин химических и нефтеперерабатывающих производств: Учебное пособие Ким В. С.,КолосС-М-2007-440

Лекции по технологии глубокой переработки нефти в моторные топлива: Учебное пособие (ГРИФ) /Ахметов С. А.Недра-СПб.-2007-312

^ Машины и аппараты химических и нефтехимических производств . Машиностроение. Энциклопедия Т. IV-12 /Генералов М. Б., Машиностроение-М-2004-832

Методы расчетов основного оборудования нефтепереработки и нефтехимии: Учебное пособие – /Умергалин Т. Г., Нефтегаз. Дело2007236

Настоящая работа рассматривается авторами как методическое пособие по определению преобладающих (доминирующих) механизмов перехода в предельное состояние технических устройств химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств, отнесенных к опасным производственным объектам (ОПО).

Рекомендации могут быть использованы при проведении оценок пригодности к эксплуатации в условиях технического диагностирования или экспертизы промышленной безопасности, выполняемой в соответствии с требованиями Федерального закона «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» № 116-ФЗ в редакции от 18.12.2006 г.

Изложенная информация может быть также полезна экспертам, осуществляющим деятельность в системе экспертизы промышленной безопасности, специалистам, проводящим техническое диагностирование, неразрушающий контроль, материаловедческие исследования, поверочные расчеты на прочность и экспертные оценки состояния отдельных элементов оборудования и технических устройств (ТУ) в целом с определением расчетного или установлением назначенного ресурса (срока службы) ТУ

Надежность оборудования химических и нефтеперерабатывающих производств: Учебное пособие для вузов /Шубин В. С., КолосС, Химия–006-59

Неорганическая химия: Учебное пособие – /Зорина Л. Н. Нефтегаз. Дело-2009-128

Неразрушающий контроль и диагностика горно-шахтного и нефтегазового оборудования: Учебное пособие – /Ушаков В. М.Мир горной кн.-М-2006-318

Нефтепереработка. Практический вводный курс: Учебное пос /Подвинцев И. Б.Интеллект-М-2011-120

Нефть и газ – от поисков до переработки: Введение в специальность по нефтегазовым технологиям – /Мстиславская Л. П.ЦентрЛитНефтеГаз-М-2008-309

Нефть и углеводородные газы в современном мире – 2-е изд., /Судо М. М., ЛКИ-М-2008-256

Новый большой англо-русский словарь по нефти и газу: Около 250000 терминов. сочетаний, эквивалентов и значений /Морозов Н. В., в 2-х томах А. И.Живой языкМ20101136

Основы нефтегазового дела: Учебник – /Мстиславская Л. П.ЦентрЛитНефтеГаз-2010-256

Основы теории химических процессов технологии органических веществ и нефтепереработки: Учебник -/Потехин В. М., Химиздат-СПб.-2005-912

Основы технической диагностики нефтегазового оборудования: Учеб. пособие для вузов (ГРИФ) /Богданов Е. А.Высш. шк.-М-2006-279

Переработка нефтезаводских газов: Учеб пособие /Рахимов М. Н., Нефтегаз. Дело-2009-92

Расчет и конструирование трубопроводной арматуры: Промышленная трубопроводная арматура. Конструирование трубопроводной арматуры – 5-е и /Гуревич Д. Ф.ЛКИМ2008416

Расчеты машин и аппаратов химических производств и нефтегазопераработки (примеры и задачи): Учебное пособие /Поникаров И. ИАльфа-ММ2011720

Специальные и специализированные автотранспортные средства России и СНГ Спецтехника для нефтегазопромышленного комплекса: Справочник. Выпуск 13 М. И., Олитский В. С., АСВМ2007440

Современное оборудование для предприятий нефтегазового комплекса позволяет существенно оптимизировать процессы производства, сократить время плановых и аварийных простоев нефтегазового предприятия. Для оптимального выбора оборудования для нефтегазового предприятия зачастую необходимо понимание особенностей технологических процессов промысловых установок.

Данное издание содержит описание технологических процессов промысловых установок для подготовки, обработки и переработки газа. Описание процессов сопровождается теоретическими формулами и практическими примерами, с помощью которых специалисты нефтегазового предприятия смогут рассчитать необходимые параметры оборудования для его заказа, реконструкции или замены.

Авторы описывают технологии предотвращения образования гидратов, стабилизации конденсата, компримирования газа, осушки, очистки, переработки газа. Рассматривается оборудование, применяемое нанефтегазовом предприятии, а именно: теплообменники, контакторы, работающие под давлением сосуды, сепараторы, компрессоры, поршневые и газотурбинные двигатели, промысловое электрооборудование, а также системы предохранительных клапанов и трубопроводная арматура. Подробно описываются системы промышленной безопасности и охраны окружающей среды на промыслах, и, в частности, взрывобезопасности для нефтегазовогопредприятия. 

Теоретические основы химических процессов переработки нефти: Учебное пособие /Магарил Р. З.КДУМ2010280

Термические процессы переработки нефти: Учебное пос /Корзун Н. В., КДУ-М-2008-96

Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа: Учебное пособие (ГРИФ) /Сериков Т. П., НедраСПб.2006868

Технология переработки нефти Деструктивные процессы Том(часть) 2.: Учебное пособие для вузов /Капустин В. М., КолосСМ2008334

Технология переработки нефти и газа. Крекинг нефтяного сырья и переработка углеводородных газов: Учебник /Смидович Е. В.Альянс2011328

Технология переработки нефти. Первичная переработка нефти Том(часть) 1.: Учебное пособие / Капустин В. М.КолосС, ХимияМ2007400

Транспортировка нефти, нефтепродуктов и газа. Закожурников Ю. А. 2010-432 Учебное пособие разработано в соответствии с типовыми Рабочими учебными программами средних профессиональных учебных заведений нефтяного профиля по дисциплинам “Транспорт и хранение нефти и газа” и “Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов и нефтегазохранилищ”.

– видов транспорта и транспортных средств по перевозке и перекачке нефти и газа;

– основ проектирования предприятий нефтяной и газовой промышленности;

Трубопроводный транспорт газа, нефти и нефтепродуктов: Пособие /Чемодуров Ю. К.БеларусьМн.2009520

Химия и технология нефти и газа: уч пос -2-е изд.,Вержичинская С. В.ФорумМ2012-400

Хранение нефти, нефтепродуктов и газов: Учебное пособие /Закожурников Ю. А.

2.Ахметов С. А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Ч 2

7.Бондаренко Б. И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа

8.Бондаренко Н. И. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа

11.Владимиров А. И. Основные процессы и аппараты нефтегазопереработки

12.Голомшток Л. И. Снижение потребления энергии в процессах переработки нефти

19.Деменков В. Н. Новые технологические схемы фракционирования нефтяных смесей в сложных колоннах

21.Дорогочинский А. З. Исследование нефтяных природных и заводских газов грозненской области

24.Исмаилов Р. Г. Промышленная переработка нефти и развитие нефтехимии

25.Калечиц И. В. Современное состояние и перспективы технического прогресса нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

26.Капустин В. М. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР

33.Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти

34.Мановян А. К. Технология первичной переработки нефти и природного газа Изд.2

35.Николаев В. В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа

46.Синицын С. А. Переработка жидких и газообразных природных энергоносителей

52.Шарафиев Р. Г. Техника сбора, подготовки и переработки нефти и газа

«Теоретические основы химической технологии топлива и углеродных материалов», «Химическая технология топлива и углеродных материалов».

Подготовка выпускников к производственно-технологической деятельности в области переработки вторичных продуктов из нефти, конкурентоспособных.

Данное учебное пособие (например, в качестве основного учебника по предмету или как книгу для чтения)?

Гидрокрекинг нефтепродуктов. Процессы выделения ароматических углеводородов из нефти: каталитический риформинг. Нефть и ее происхождение.

Стась Н. Ф. Введение в химию: Учебное пособие. Томск: Изд. Тпу, 2008. (электронный читальный зал библиотеки тпу)

Групповой проект выполняется группой, состоящей из 2-4 человек. Выберите один вариант предметной области (из перечисленных ниже)

Геологическое строение, полезные ископаемые, рельеф территории Московской области и Одинцовского района 8

Читаемые в течение конкурсного года лекционные курсы (название, объем в часах, учебные группы, кол-во студентов, факультет)

Симонович С. В., Евсеев Г. А., Алексеев А. Г. Общая информатика: Учебное пособие для средней школы. М.: Аст-пресс: Инфорком-Пресс.

При копировании материала обязательно указание активной ссылки открытой для индексации.

Http://zanny. ru/docs/300/index-59525.html

1.4. Топливно-энергетический Баланс мира, Развитых капиталистических стран и Бывшего СССР

1.5. Краткие Сведения о геологии, Добыче и Транспортировании нефти, Газа и Других горючих ископаемых

1.5.1. Геолого-поисковые Работы на нефть, газ и Твердые горючие ископаемые

1.6. Краткий исторический Обзор развития топливной промышленности

2.3. Основные положения теорий органического происхождения твердых горючих ископаемых

2.5. Основные положения современной органической теории происхождения нефти

3.2. Химический состав и Распределение групповых углеводородных КОМПОНЕНТОВ по Фракциям нефти

3.7. Производственно-проектная Оценка и Основные направления переработки нефтей и газоконденсатов

3.8. Классификация процессов переработки нефти, Газовых конденсатов и газов

4.4. Основные требования к Качеству энергетических топлив и их Марки

4.5.4. Энергетические масла (турбинные, компрессорные, трансформаторные и цилиндровые

4.6. Основные эксплуатационные требования к некоторым нетопливным нефтепродуктам

5.1. Научные основы и Технология процессов подготовки нефти и Горючих газов к Переработке

5.2.3. Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн

5.2.4. Выбор давления и Температурного режима в Ректификационной колонне

5.2.6. Классификация ректификационных колонн и их Контактных устройств

5.3.4. Блок стабилизации и Вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

5.3.5. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному Варианту

5.3.6. Вакуумная (глубоковакуумная) Перегонка мазута в Насадочных колоннах

5.3.7. Перекрестноточные Насадочные колонны для Четкого фракционирования мазута с Получением масляных дистиллятов

6.3.1. Влияние оперативных Параметров на Эффективность процессов пропановой деасфальтизации

6.3.2. Принципиальные технологические схемы установок деасфальтизации пропаном

6.3.3. Процесс пропановой деасфальтизации с Регенерацией растворителя в Сверхкритических условиях

6.4. Технология процессов селективной очистки масляных фракций и Деасфальтизатов

6.4.1. Влияние оперативных Параметров на Эффективность процессов очистки масел селективными Растворителями

6.4.2. Принципиальные технологические схемы селективной очистки масел

6.4.3. Отличительные Особенности установки селективной очистки масел N-метилпирролидоном

6.5. Технология процессов депарафинизации рафинатов кристаллизацией

6.5.1. Основные закономерности застывания и Кристаллизации углеводородных компонентов сырья депарафинизации

6.5.3. Принципиальная технологическая схема установки двухсту пенчатой депарпфипизации в Растворе кетон-толуол

6.5.4. Другие разновидности процессов депарафинизации экстрактной кристаллизацией

6.7. Краткие Сведения о Прочих физико-химических процессах очистки масел

7.2. Теоретические основы термических процессов переработки нефтяного сырья

7.2.1. Основы химической термодинамики термических реакций углеводородов

7.2.2. Основные понятия и Терминология кинетики сложных химических реакций

7.2.3. Основные положения механизма термических реакций нефтяного сырья 7.2.4. Неформальная Кинетика цепных реакций Термолиза (пиролиза) Этана

7.2.7. Основные закономерности жидкофазного термолиза нефтяных остатков

7.2.8. Влияние качества сырья и Технологических параметров на Процесс термолиза нефтяных остатков

7.3. Технология современных термических процессов переработки нефтяного сырья

7.3.5 Процессы получения нефтяных пеков термоконденсацией Остатков

7.3.9. Установка непрерывного коксования в Псевдоожиженном слое порошкообразного Кокса (термоконтактного коксования

8.4. Основы макро – и микрокинетики Гетерогенных каталитических реакций

8.6.3. Влияние оперативных Параметров на Материальный баланс и Качество продуктов крекинга

8.6.4. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным лифт-реактором

8.7. Синтез высокооктановых компонентов бензинов из Газов каталитического крекинга

9.1. Теоретические основы и Технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов

9.2. Окислительная конверсия сероводорода в Элементную серу (процесс Клауса

9.3. Окислительная демеркаптанизация Сжиженных газов и бензино-керосиновых Фракций

9.4. Производство водорода парокислородной газификацией Твердых нефтяных остатков

10.1. Классификация, Назначение и значение Гидрокаталитических процессов

10.2. Теоретические основы и Технология процессов каталитического риформинга

10.2.5. Установки каталитического риформинга со Стационарным слоем катализатора

10.2.6. Установки каталитического риформинга с Непрерывной регенерацией катализатора

10.3. Каталитическая изомеризация пентан-гексановой фракции бензинов

10.4. Теоретические основы и Технология каталитических гидрогенизаци онных Процессов облагораживания нефтяного сырья

10.4.2. Химизм, Термодинамика и Кинетика реакций гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья

10.4.3. Катализаторы гидрогенизационных процессов и Механизм их Действия

10.4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций

10.5.1. Особенность химизма и Механизма реакций гидрокрекинга. Катализаторы процесса

10.5.10. Некаталитические гидротермические Процессы переработки тяжелых нефтяных остатков (гидровисбрекинг, гидропиролиз, динакрекинг, донорно-сольвентный крекинг

11.3. Основные принципы углубления Переработки нефти и поточные Схемы нефтеперерабатывающих заводов топливного профиля

11.4. Зачем и как Перерабатывать нефтяные остатки в Моторные топлива

11.6. Основные тенденции и Современные проблемы производства высококачественных Моторных топлив

11.7. Современное состояние и Тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Http://himi. oglib. ru/bgl/8161.html

Количество страниц : 871 – Описание : В книге рассмотрены современное состояние развития нефтегазового комплекса России; основы химии нефти и нефтепродуктов; химмотологии моторных топлив; теоретические основы и технология основных процессов, применяемых на современных нефтеперерабатывающих заводах, современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки. Показано аппаратурное оснащение технологических установок. – Опубликовано группой –

Химический состав и распределение групповых углеводородных компонентов по фракциям нефти

Производственно-проектная оценка и основные направления переработки нефтей и газоконденсатов

Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов

Классификация теплообменных аппаратов и предъявляемые к ним требования

Кожухотрубчатые теплообменные аппараты, их типы и конструктивное исполнение

Особенности конструкций печей для различных технологических процессов

Назначение и классификация трубной арматуры: запорная, регулирующая и предохранительные устройства

Конструкционные материалы, применяемые для изготовления оборудования нефтегазопереработки

Требования, предъявляемые к конструкционным материалам для технологической аппаратуры и их выбор

Гидравлическое испытание трубопроводов на прочность и плотность

Пневматическое испытание трубопроводов на прочность и плотность

Прогнозирование ресурса аппаратов, подвергающихся коррозии и изнашиванию (эрозии)

Прогнозирование ресурса аппаратов по изменению механических характеристик металла

Прогнозирование ресурса сосуда, работающего в условиях ползучести материала

Прогнозирование ресурса сосудов по критерию хрупкого разрушения

Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти и газов

Научные основы и технология процессов подготовки нефти и горючих газов к переработке

Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне

Классификация ректификационных колонн и их контактных устройств

Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту

Вакуумная (глубоковакуумная) перегонка мазута в насадочных колоннах

Перекрестноточные насадочные колонны для четкого фракционирования мазута с получением масляных дистиллятов

Конструктивные и технологические особенности пароэжекторных вакуум-насосов установок АВТ

Требования, предъявляемые к вакуумсоздающим системам и основные тенденции конструктивного оформления вакуум-насосов

Некоторые аспекты эксплуатации и совершенствования вакуумсоздающих систем

Влияние оперативных параметров на эффективность процессов пропановой деасфальтизации

Принципиальные технологические схемы установок деасфальтизации пропаном

Процесс пропановой деасфальтизации с регенерацией растворителя в сверхкритических условиях

Технология процессов селективной очистки масляных фракций и деасфальтизаторов

Влияние оперативных параметров на эффективность процессов очистки масел селективными растворителями

Отличительные особенности установки селективной очистки масел N-метилпирролидоном

Основные закономерности застывания и кристаллизации углеводородных компонентов сырья депарафинизации

Влияние оперативных параметров на эффективность процессов депарафинизации

Принципиальная технологическая схема установки двухступенчатой депарафинизации в растворе кетон-толуол

Разновидности процессов депарафинизации экстрактной кристаллизацией Краткие сведения о прочих процессах депарафинизации

Краткие сведения о прочих физико-химических процессах очистки масел

Теоретические основы, технология и оборудование термических процессов переработки нефтяного сырья

Теоретические основы термических процессов переработки нефтяного сырья

Основы химической термодинамики термических реакций углеводородов

Основные положения механизма термических реакций нефтяного сырья

Основные закономерности жидкофазного термолиза нефтяных остатков

Влияние качества сырья и технологических параметров на процесс термолиза нефтяных остатков

Технология современных термических процессов переработки нефтяного сырья

Теоретические основы, технология и оборудование каталитических гетеролитических процессов переработки нефти и газов

Влияние оперативных параметров на материальный баланс и качество продуктов крекинга

Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным лифт-реактором

Оборудование каталитических процессов переработки нефтяного сырья

Аппараты установок с кипящим (псевдоожиженным) слоем пылевидного катализатора

Теоретические основы и технология каталитических гомолитических процессов нефтепереработки

Теоретические основы и технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов

Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу (процесс Клауса)

Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов и бензиново-керосиновых фракций

Теоретические основы и технология гидрокаталитических процессов переработки нефтяного сырья

Классификация, назначение и значение гидрокаталитических процессов

Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга

Установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора

Установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора

Теоретические основы и технология каталитических гидрогенизационных процессов облагораживания нефтяного сырья

Краткие сведения об истории развития гидрогенизационных процессов

Химизм, термодинамика и кинетика реакций гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья

Катализаторы гидрогенизационных процессов и механизм их действия

Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций

Особенность химизма и механизма реакций гидрокрекинга Катализаторы процесса

Новые технологические процессы производства автобензинов с ограниченным содержанием бензола и олефинов

Некаталитические гидротермические процессы переработки тяжелых нефтяных остатков (гидровисбрекинг, гидропиролиз, дина-крекинг, донорно-сольвентный крекинг)

Краткие сведения об экстракционных процессах облагораживания моторных топлив

Особенности конструкций технологического оборудования гидрокаталитических процессов

Современные проблемы технологии переработки нефтяных остатков в моторные топлива

Основные принципы углубления переработки нефти и поточные схемы нефтеперерабатываюших заводов топливного профиля

Основные тенденции и современные проблемы производства высококачественных моторных топлив

Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Http://asmlocator. ru/viewtopic. php? t=323109

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Нефть – природная маслянистая горючая жидкость, состоящая из сложной смеси углеводородов и некоторых органических соединений. По цвету нефть бывает красно-коричневого, иногда почти чёрного цвета, хотя иногда встречается и слабо окрашенная в жёлто-зелёный цвет и даже бесцветная нефть, имеет специфический запах, распространена в осадочных породах Земли. Сегодня нефть является одним из важнейших для человечества полезных ископаемых.

Нефть обнаруживается вместе с газообразными углеводородами на глубинах от десятков метров до 5-6 км.

Однако на глубинах свыше 4,5-5 км. преобладают газовые и газоконденсатные залежи с незначительным количеством лёгких фракций. Максимальное число залежей нефти располагается на глубине 1-3 км. На малых глубинах и при естественных выходах на земную поверхность нефть преобразуется в густую мальту, полутвёрдый асфальт и др. образования – например, битуминозные пески и битумы.

По химическому составу и происхождению нефть близка к естественным горючим газам, озокериту, а также асфальту. Эти ископаемые объединяют под общим названием петролитов. Петролиты относят к ещё более обширной группе так называемых каустобиолитов – горючих минералов биогенного происхождения, которые включают также ископаемые твёрдые топлива.

Фракционным составом называют зависимость количества выкипающего продукта от повышения температуры кипения.

Такая зависимость имеет место для любых смесей разно-кипящих веществ. Для индивидуальных веществ с определенной температурой кипения такой зависимости нет, так как вещество начинает кипеть и полностью выкипает при одной и той же температуре, называемой температурой кипения.

В основе всех методов определения фракционного состава нефти лежит дистилляция – тепловой процесс разделения сложной смеси углеводородов нефти на отдельные фракции с различными температурными интервалами кипения путем испарения нефти с последующей дробной конденсацией образовавшихся паров.

В зависимости от числа ступеней конденсации паров различают три варианта дистилляции нефти:

– простая дистилляция, когда образующиеся при испарении нефти пары полностью конденсируют;

– дистилляция с дефлегмацией, когда из образовавшихся при испарении нефти паров конденсируют часть высококипящих фракций, возвращая их в виде жидкой флегмы в кипящую нефть, а оставшиеся пары, обогащенные низкокипящими компонентами, полностью конденсируют;

– ректификация – дистилляция с многократно повторяющейся дефлегмацией паров и одновременным испарением низкокипящих компонентов из образующейся флегмы.

Этим достигают максимальной концентрации низкокипящих фракций в парах до их полной конденсации.

Эти три варианта дистилляции нефти положены в основу большинства лабораторных методов, определения фракционного состава нефти и нефтепродуктов, причем первый из них позволяет получить наименьшую степень четкости выделения фракции из кипящей нефти, а последний представляет собой – наибольшую.

– 180-350 (220-350)°С – дизельная фракция (легкий газойль, соляровый дистиллят).

Нефть – это смесь очень большого числа химических соединений на основе углеводородов, образовавшихся из исходного органического вещества в результате длительного взаимодействия со средой залегания под воздействием многих факторов.

Элементный химический состав – количественный состав химических элементов, входящих в нефть, выраженный в массовых долях или процентах.

Число химических элементов в составе нефтей очень велико, но основными из них являются следующие.

Углерод содержится в различных нефтях в количестве от 83 до 87% (масс.), причем чем тяжелее (по плотности и фракционному составу) нефть, тем содержание выше.

Водород составляет 11-14% (масс.) нефтей. С утяжелением состава нефти эта величина уменьшается. Так же как углерод, водород является составной частью всех химических соединений нефти.

Водород и углерод являются основными горючими элементами нефти (носителями тепловой энергии), но различаются теплотой сгорания: для водорода она составляет около 133 МДж/кг (267 МДж/моль), а для углерода – 33 МДж/кг (394 МДж/моль). В связи с этим горючие свойства нефти принято характеризовать соотношением количеств водорода и углерода (Н:С) в %.

Из углеводородов максимальное значение Н:С у метана (33%), и это соотношение убывает с увеличением числа атомов углерода в молекуле. Рассмотрим углеводороды насыщенного (алканы, нафтены) и ненасыщенного (арены) рядов.

Они показывают, что в одном гомологическом ряду (особенно для алканов) это соотношение существенно меняется только для углеводородов с числом атомов углерода до 10-12, а далее оно меняется незначительно. Больше разница значений Н:С для различных групп углеводородов, и поэтому в зависимости от их соотношения в нефти или в отдельных ее фракциях значение Н:С будет разным.

В среднем же для нефтей оно составляет 13-15%, для бензиновых фракций – 17-18%, для тяжелых фракций (>500°С) – 10-12%. Соотношение Н:С является одной из важных химических характеристик нефти и ее фракций для расчета процессов горения, газификации, гидрогенизации, коксования и др.

Сера входит в состав многочисленной группы серосодержащих гетероатомных соединений. Нефти сильно различаются по содержанию серы: в малосернистых нефтях оно составляет от 0,02 до 0,5%, а в высокосернистых – от 1,5 до 6%. Неравномерно распределяется сера и по фракциям одной и той же нефти. Ее содержание меняется по экстремальной зависимости с минимумом в области температур кипения 100-150°С. В высококипящих фракциях нефти (>400°С) серы обычно содержится значительно больше, чем в низкокипящих. Сера является одним из нежелательных элементов нефти, так как с углеводородами она образует коррозионно-активные соединения, а при сгорании образует оксиды и через них – серную кислоту, которые опасно загрязняют атмосферу. Содержание серы поэтому является одним из классификационных признаков нефтей, по которому все нефти относят к трем классам – малосернистые, сернистые и высокосернистые.

Азот содержится в нефтях в значительно меньших, чем сера, количествах 10,01-0,6% (маcс.) и лишь в отдельных случаях до 1,5% (маcс.).

Азот образует с углеводородами разных групп азотсодержащие соединения, обладающие различными свойствами, и концентрируется в основном в тяжелых фракциях нефти, кипящих выше 400°С.

Как и сера, азот является нежелательной примесью нефти из-за отравляющего воздействия его соединений на катализаторы, используемые в нефтепереработке, и образования оксидов азота при сгорании топлив.

Кислород представлен в нефтях такими группами кислых соединений, как карбоновые и нафтеновые кислоты и фенолы. Общее содержание кислорода в нефтях составляет от 0,05 до 0,8% и лишь в отдельных случаях достигает 3,0%. Так же, как азот, кислород концентрируется в тяжелых фракциях нефти, и его количество нарастает с утяжелением фракций.

Нежелательность присутствия кислорода обусловлена высокими коррозионными свойствами его соединений.

Металлы составляют обширную группу гетероэлементов, образующих с углеводородами сложные соединения.

Содержание металлов в нефтях невелико и редко превышает 0,05% (масс.) (500 мг/кг).

Всего в нефтях разных месторождений обнаружено около 30 металлов, среди которых наиболее распространенными являются ванадий, никель, железо, цинк, медь, магний, алюминий.

Металлы входят в состав высокомолекулярных соединений нефти, выкипающих от 450°С и выше. При термокаталитической деструкции этих соединений металлы отлагаются в порах катализаторов, дезактивируя их, а при регенерации катализаторов металлы образуют оксидные соединения, также отрицательно влияющие на катализаторы.

Экспериментальное определение элементного состава нефти основано на сжигании точной навески нефти и химическом или спектральном анализе состава продуктов горения.

Сжиженный углеводородный газ при атмосферном давлении и температуре выше нуля находится в газообразном состоянии. При сравнительно небольшом повышении давления – не более 1,6 МПа – он превращается в легкоиспаряющуюся жидкость.

Сжиженный газ состоит в основном из смеси двух газов: пропана (около 80%) и бутана (примерно 20%).

Кроме того, в нем в небольшом количестве содержатся такие газы, как этан, пентан, пропилен, бутилен и этилен. Теплота сгорания единицы массы сжиженного газа высокая – 46 МДж/кг.

При плотности около 0,524 г/см (при 20°С) объемная теплота сгорания сжиженного газа превышает 24000 МДж/м.

Уступая по значению этого показателя бензину, сжиженный газ как топливо является полноценным его заменителем. Относительно небольшая масса тонкостенных стальных баллонов, рассчитанных на рабочее давление до 1,6 МПа, позволяет хранить на автомобиле достаточное количество газа, не уменьшая его полезной нагрузки.

Поэтому автомобили, работающие на сжиженном газе, имеют такой же запас хода, как и бензиновые. Газообразное топливо лучше смешивается с воздухом и благодаря этому полнее сгорает в цилиндрах. По этой причине отработавшие газы у автомобилей, работающих на газообразных топливах, менее токсичны, чем у автомобилей, работающих на бензине. Высокая детонационная стойкость сжиженного газа (октановое число по исследовательскому методу более 110) позволяет повысить степень сжатия бензиновых двигателей, переоборудованных для работы на сжиженном газе.

Основными показателями, характеризующими качество сжиженного газа как топлива для автомобилей, являются компонентный состав, давление насыщенных паров, отсутствие жидкого (неиспаряющегося) остатка, содержание вредных примесей.

Компонентный состав газа – показатель сжиженного газа, всесезонно отпускаемого газонаполнительными станциями для газобаллонных автомобилей, должен изменяться в ограниченных пределах. Сжиженный газ содержит (по массе) не менее 80±5% пропана, не более 20±5% бутана и не более 6% других газов (пропилена, бутилена, этилена). Нарушение соотношения между пропаном и бутаном изменяет теплоту сгорания газа и состав горючей смеси. В результате ухудшается процесс сгорания смеси в цилиндрах двигателя и увеличивается токсичность отработавших газов.

Нефть подготавливается к переработке в два этапа – на нефтепромысле и на нефтеперерабатывающем предприятии. В задачу подготовки к переработке на обоих этапах входит отделение от нефти примесей, которые выходят из скважины вместе с нею, попутного газа, механических примесей, воды и минеральных солей.

На стадии промысловой подготовки нефти от нефти отделяют основное количество попутного газа, направляемого на дальнейшую переработку, пластовую воду и механические примеси.

Попутный газ (ПГ1) отделяют в сепараторах высокого и низкого давления гравитационным разделением. Полного разделения при этом достичь не удается, и в нефти остается в растворенном состоянии 0,5-1,5% углеводородов до бутана включительно.

Эту растворенную часть газа извлекают после отделения на промысле остальных примесей на стадии стабилизации нефти (ПГ2).

Механические примеси из нефти также извлекают за счет отстоя в соответствующих сепараторах на промысле.

Пластовая вода извлекается вначале в отстойниках промысла (ПВ1), а диспергированная ее часть (эмульсия “вода в нефти”) разделяется в специальных аппаратах – электродегидраторах – в два приема: сначала на промысле (ПВ2), а оставшаяся часть воды (около 0,5-1,0% (масс.) от нефти) до извлекается на нефтеперерабатывающем заводе (ПВ3).

По мере обезвоживания нефти удаляются и минеральные соли (MgCl2, CaCl2, NaCl и др.), растворенные в этой воде. Наличие в нефти минеральных солей придает последней высокие коррозионно-активные свойства, поскольку при повышенных температурах (выше 100°С) в присутствии воды они подвергаются гидролизу с образованием хлороводородной кислоты, разрушающей стальное оборудование:

В этой цепочке реакций образующийся дихлорид железа в свою очередь также гидролизуется с выделением хлороводородной кислоты.

По степени активности в реакции гидролиза указанные соли располагаются в следующем ряду:

Стадии подготовки на промысле, стабилизации и глубокого обезвоживания и обессоливания на НПЗ, ПГ и ПГ – попутный газ и газ стабилизации, ПВ1, ПВ2 и ПВ3 – вода, отделяемая в сепараторах, в промысловых электродегидраторах и электродегидраторах НПЗ, Н и Н1 – исходная и поступающая на дистилляцию нефть, Эпв – эмульгированная пластовая вода.

О последствиях воздействия минеральных солей, присутствующих в нефти, можно судить по следующим данным. В 50-х годах обессоливание нефти проводилось до остаточного содержания солей 40-50 мг/л, и установки дистилляции нефти имели межремонтный пробег 90-100 сут., после чего из-за коррозии оборудования и отложения в нем солей они подвергались серьезному ремонту В настоящее время на дистилляцию поступает нефть с содержанием солей 3-5 мг/л, и межремонтный пробег установки достигает 500 сут. и более.

В добываемой из скважин нефти общее содержание минеральных солей составляет от 3000 до 12000 мл/л нефти. После промысловой подготовки в зависимости от категории содержание солей в нефти снижается до 40-3600 мг/л и при остаточном содержании воды 0,2-1,0% (масс.).

Окончательное обезвоживание и обессоливание нефти проводится на нефтеперерабатывающем заводе до содержания солей не более 5 мг/л и воды не более 0,2% (масс.).

Не касаясь далее отделения газа, механических примесей и воды методами отстоя (ПГ1, МП и ПВ1), рассмотрим процессы обезвоживания и обессоливания нефти на стадиях отделения эмульгированной воды (ПВ2 и ПВ3) и вопросы стабилизации нефти.

Нефть, нефтяные фракции и нефтепродукты представляют собой, как правило, смеси очень большого числа близко кипящих компонентов. Число компонентов в бензиновых фракциях может достигать 500, а в масляных фракциях еще больше. Как правило, их разделяют путем перегонки на отдельные части, каждая из которых является менее сложной смесью. Нефтяные фракции, в отличие от индивидуальных соединений, не имеют постоянной температуры кипения. нефть газ углеводородный

Они выкипают в определенных интервалах температур, то есть имеют температуры начала и конца кипения (Тнк и Ткк). Тнк и Ткк зависят от химического состава фракции. Таким образом, фракционный состав нефти и нефтепродукта показывает содержание в них (в объемных или весовых процентах) различных фракций, выкипающих в определенных температурных пределах.

Этот показатель является важнейшей характеристикой нефтяных смесей и имеет большое практическое значение.

Полные данные о характеристике состава нефти и нефтепродуктов позволяют решать главные вопросы переработки: проводить сортировку нефти и нефтепродуктов на базах смешения, определять варианты переработки нефти (топливный, топливно-масляный, или нефтехимический) Знание фракционного состава нефтепродукта позволяет рассчитать их важнейшие эксплуатационные характеристики. Вследствие особенностей химического состава нефтей разных месторождений, физико-химические характеристики идентичных по температуре кипения фракций будут неодинаковы. Каждая нефть имеет свою характерную кривую разгонки, обусловленную специфическим распределением в ней отдельных компонентов (углеводородных и не углеводородных соединений) как по содержанию, так и по температуре кипения. Изменения физико-химических характеристик взаимно коррелируют.

На этом основаны многие методы определения характеристик и состава нефти и нефтепродуктов, и в настоящее время накоплен значительный объем информации о корреляционных взаимосвязях. Однако большинство из них нашли ограниченное применение из-за громоздкости и неприспособленности для использования в информационных технологиях.

1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа / С. А. Ахметов – Уфа.: Гилем, 2002. – 672 с.

2. Рябов В. Д. Химия нефти и газа / В. Д. Рябов – М.: Издательство “Техника”, ТУМА ГРУПП, 2004. – 288 с.

3. Гуревич И. Л. Технология переработки нефти и газа / И. Л. Гуревич – М.: Химия, 1972. – 360 с.

4. Динков В. А. Нефтяная промышленность вчера, сегодня, завтра / В. А. Динков – М.: ВНИИОЭНГ 1998 г.

7. Петров Ал. А. Стереохимия насыщенных углеводородов / Ал. А. Петров – М., 1981.

8. Белозерова О. В. Химия нефти и газа / О. В. Белозерова – Иркутск: Издательство ИрГТУ, 2011. – 96 с.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00380184_0.html

Глава 1. Современное состояние топливно-энергетического комплекса мира и России

1.4. Топливно-энергетический баланс мира, развитых капиталистических стран и бывшего СССР

1.5. Краткие сведения о геологии, добыче и транспортировании нефти, газа и других горючих ископаемых

1.5.1. Геолого-поисковые работы на нефть, газ и твердые горючие ископаемые

1.6. Краткий исторический обзор развития топливной промышленности

Глава 2. Современные представления о происхождении горючих ископаемых

2.3. Основные положения теорий органического происхождения твердых горючих ископаемых

2.5. Основные положения современной органической теории происхождения нефти

3.2. Химический состав и распределение групповых углеводородных компонентов по фракциям нефти

3.7. Производственно-проектная оценка и основные направления переработки нефтей и газоконденсатов

3.8. Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и газов

4.4. Основные требования к качеству энергетических топлив и их марки

4.5.4. Энергетические масла (турбинные, компрессорные, трансформаторные и цилиндровые)

4.6. Основные эксплуатационные требования к некоторым нетопливным нефтепродуктам

Глава 5. Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти и газов

5.1. Научные основы и технология процессов подготовки нефти и горючих газов к переработке

5.2.3. Способы регулирования температурного режима ректификационных колонн

5.2.4. Выбор давления и температурного режима в ректификационной колонне

5.2.6. Классификация ректификационных колонн и их контактных устройств

5.3.4. Блок стабилизации и вторичной перегонки бензина установки ЭЛОУ-АВТ-6

5.3.5. Особенности технологии вакуумной перегонки мазута по масляному варианту

5.3.6. Вакуумная (глубоковакуумная) перегонка мазута в насадочных колоннах

5.3.7. Перекрестноточные насадочные колонны для четкого фракционирования мазута с получением масляных дистиллятов

Глава 6. Теоретические основы и технология производства смазочных масел

6.3.1. Влияние оперативных параметров на эффективность процессов пропановой деасфальтизации

6.3.2. Принципиальные технологические схемы установок деасфальтизации пропаном

6.3.3. Процесс пропановой деасфальтизации с регенерацией растворителя в сверхкритических условиях

6.4. Технология процессов селективной очистки масляных фракций и деасфальтизатов

6.4.1. Влияние оперативных параметров на эффективность процессов очистки масел селективными растворителями

6.4.2. Принципиальные технологические схемы селективной очистки масел

6.4.3. Отличительные особенности установки селективной очистки масел N-метилпирролидоном

6.5. Технология процессов депарафинизации рафинатов кристаллизацией

6.5.1. Основные закономерности застывания и кристаллизации углеводородных компонентов сырья депарафинизации

6.5.2. Влияние оперативных параметров на эффективность процессов депарафинизации

6.5.3. Принципиальная технологическая схема установки двухступенчатой депарпфипизации в растворе кетон-толуол

6.5.4. Другие разновидности процессов депарафинизации экстрактной кристаллизацией

6.7. Краткие сведения о прочих физико-химических процессах очистки масел

Глава 7. Теоретические основы и технология термических процессов переработки нефтяного сырья

7.2. Теоретические основы термических процессов переработки нефтяного сырья

7.2.1. Основы химической термодинамики термических реакций углеводородов

7.2.2. Основные понятия и терминология кинетики сложных химических реакций

7.2.3. Основные положения механизма термических реакций нефтяного сырья

7.2.4. Неформальная кинетика цепных реакций термолиза (пиролиза) этана

7.2.7. Основные закономерности жидкофазного термолиза нефтяных остатков

7.2.8. Влияние качества сырья и технологических параметров на процесс термолиза нефтяных остатков

7.3. Технология современных термических процессов переработки нефтяного сырья

7.3.5. Процессы получения нефтяных пеков термоконденсацией остатков

7.3.9. Установка непрерывного коксования в псевдоожиженном слое порошкообразного кокса (термоконтактного коксования)

Глава 8. Теоретические основы и технология каталитических гетеролитических процессов переработки нефти и газов

8.4. Основы макро – и микрокинетики гетерогенных каталитических реакций

8.6.3. Влияние оперативных параметров на материальный баланс и качество продуктов крекинга

8.6.4. Технологическая схема установки каталитического крекинга с прямоточным лифт-реактором

8.7. Синтез высокооктановых компонентов бензинов из газов каталитического крекинга

Глава 9. Теоретические основы и технология каталитических гомолитических процессов нефтепереработки

9.1. Теоретические основы и технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов

9.2. Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу (процесс Клауса)

9.3. Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов и бензино-керосиновых фракций

9.4. Производство водорода парокислородной газификацией твердых нефтяных остатков

Глава 10. Теоретические основы и технология гидрокаталитических процессов переработки нефтяного сырья

10.1. Классификация, назначение и значение гидрокаталитических процессов

10.2. Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга

10.2.5. Установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора

10.2.6. Установки каталитического риформинга с непрерывной регенерацией катализатора

10.3. Каталитическая изомеризация пентан-гексановой фракции бензинов

10.4. Теоретические основы и технология каталитических гидрогенизационных процессов облагораживания нефтяного сырья

10.4.1. Краткие сведения об истории развития гидрогенизационных процессов

10.4.2. Химизм, термодинамика и кинетика реакций гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья

10.4.3. Катализаторы гидрогенизационных процессов и механизм их действия

10.4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания дистиллятных фракций

10.5.1. Особенность химизма и механизма реакций гидрокрекинга. Катализаторы процесса

10.5.10. Некаталитические гидротермические процессы переработки тяжелых нефтяных остатков (гидровисбрекинг, гидропиролиз, динакрекинг, донорно-сольвентный крекинг)

Глава 11. Современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки

11.3. Основные принципы углубления переработки нефти и поточные схемы нефтеперерабатывающих заводов топливного профиля

11.4. Зачем и как перерабатывать нефтяные остатки в моторные топлива

11.6. Основные тенденции и современные проблемы производства высококачественных моторных топлив

11.7. Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Обнаружили ошибку в описании Книга «Технология глубокой переработки нефти и газа» (Ахметов, Уфа)? Сообщите нам об ошибке.

Http://www. chaconne. ru/product/2224873/

2. основы Теоретические управления процессами замедленного коксования и слое в коксования теплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические технологии процессы

4. Переработка нефтезаводских абсорбционно – газов-газофракционирующие установки (АГФУ) и газофракционирующие (установки) ГФУ

Нефтяная промышленность сегодня – это народнохозяйственный крупный комплекс, который живет и развивается по закономерностям своим. Что значит нефть сегодня народного для хозяйства страны? Это: сырье нефтехимии для в производстве синтетического каучука, спиртов, полипропилена, полиэтилена, широкой гаммы различных пластмасс и изделий готовых из них, искусственных тканей; источник выработки для моторных топлив (бензина, керосина, реактивных и дизельного топлив), масел и смазок, а также печного-котельно топлива (мазут), строительных материалов (гудрон, битумы, асфальт); сырье для получения белковых ряда препаратов, используемых в качестве добавок в скоту корм для стимуляции его роста.

В время настоящее нефтяная промышленность Российской Федерации место 3 занимает в мире. Нефтяной комплекс России 148 включает тыс. нефтяных скважин, 48, 3 тыс. км нефтепроводов магистральных, 28 нефтеперерабатывающих заводов общей мощностью 300 более млн. т/год нефти, а также количество большое других производственных объектов.

На предприятиях промышленности нефтяной и обслуживающих ее отраслей занято около тыс 900. работников, в том числе в сфере научного и науки обслуживания – около 20 тыс. человек.

Органическая Промышленная химии прошла длинный и сложный развития путь, в ходе которого ее сырьевая база кардинальным изменилась образом. Начав с переработки растительного и сырья животного, она затем трансформировалась в угле – коксохимию или (утилизирующую отходы коксования угля), конечном в чтобы итоге превратиться в современную нефтехимию, уже которая давно не довольствуется только отходами Для. нефтепереработки успешного и независимого функционирования ее основной тяжелого – отрасли, то есть крупномасштабного, органического синтеза разработан был процесс пиролиза, вокруг которого и современные базируются олефиновые нефтехимические комплексы. В основном получают они, а затем и перерабатывают низшие олефины и Сырьевая. диолефины база пиролиза может меняться от газов попутных до нафты, газойля и даже сырой Предназначавшийся. нефти вначале лишь для производства этот, этилена процесс теперь является также поставщиком крупнотоннажным пропилена, бутадиена, бензола и других Нефть.

Продуктов – наше национальное богатство, источник страны могущества, фундамент ее экономики.

Вторичная перегонка – фракций разделение, полученных при первичной перегонке, на узкие более погоны, каждый из которых затем собственному по используется назначению.

На НПЗ вторичной перегонке широкая подвергаются бензиновая фракция, дизельная фракция (получении при сырья установки адсорбционного извлечения масляные), парафинов фракции и т. п. Процесс проводится на отдельных или установках блоках, входящих в состав установок АТ и Перегонка.

АВТ нефти – процесс разделения ее на фракции по кипения температурам (отсюда термин «фракционирование») – лежит в переработки основе нефти и получения при этом топлива моторного, смазочных масел и различных других химических ценных продуктов. Первичная перегонка нефти первой является стадией изучения ее химического состава.

1. Нефти фракция – нефтяной погон с температурой начала от н. к. (кипения кипения, индивидуального для каждой 150) до нефти-205 0 С (в зависимости от технологической цели авто получения-, авиа-, или другого специального Эта).

Бензина фракция представляет собой смесь нафтенов, алканов и ароматических углеводородов. Во всех этих содержится углеводородах от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиновая фракция – нефтяной температурой с погон кипения от 150-180 0 С до 270-этой 0 С. В 280 фракции содержатся углеводороды С10-Используется.

С15 в качестве моторного топлива (тракторный компонент, керосин дизельного топлива), для бытовых осветительный (нужд керосин) и др.

3. Газойлевая фракция – температура 270 от кипения-280 0 С до 320-350 0 С. В этой содержатся фракции углеводороды С14-С20. Используется в дизельного качестве топлива.

4. Мазут – остаток после выше отгона перечисленных фракций с температурой кипения 320 выше-350 0 С.

Мазут может использоваться котельное как топливо, или подвергаться дальнейшей либо – переработке перегонке при пониженном давлении (в отбором) с вакууме масляных фракций или широкой вакуумного фракции газойля (в свою очередь, служащего для сырьем каталитического крекинга сцелью получения компонента высокооктанового бензина), либо крекингу.

5. Гудрон – твердый почти остаток после отгона от мазута фракций масляных. Из него получают так называемые масла остаточные и битум, из которого путем окисления асфальт получают, используемый при строительстве дорог и т. п. Из других и гудрона остатков вторичного происхождения может получен быть путем коксования кокс, применяемый в промышленности металлургической.

Перегонка Вторичная бензинового дистиллята представляет собой самостоятельный либо процесс, либо является частью установки комбинированной входящей в состав нефтеперерабатывающего завода. На заводах современных установки вторичной перегонки бензинового предназначены дистиллята для получения из него узких Эти. фракций фракции используют в дальнейшем как каталитического сырье риформинга — процесса, в результате которого индивидуальные получают ароматические углеводороды — бензол, толуол, либо, ксилолы бензин с более высоким октановым При. числом производстве ароматических углеводородов исходный дистиллят бензиновый разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С (115), 85—бензольную (120) °С (толуольную) и 115 (120)—ксилольную °С (140).

Бензиновая фракцияиспользуется для получения сортов различных моторного топлива. Она представляет смесь собой различных углеводородов, в том числе разветвленных и неразветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных идеально не алканов соответствуют двигателям внутреннего сгорания. бензиновую Поэтому фракцию нередко подвергают термическому чтобы, риформингу превратить неразветвленные молекулы в разветвленные. употреблением Перед эту фракцию обычно смешивают с алканами разветвленными, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из фракций других, путем каталитического крекинга либо Качество.

Риформинга бензина как моторного топлива его определяется октановым числом. Оно указывает объемное процентное содержание 2, 2, 4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2, 2, 4-гептана и триметилпентана (алкан с неразветвленной цепью), которая такими обладает же детонационными характеристиками горения, как и бензин испытуемый.

Плохое моторное топливо имеет октановое нулевое число, а хорошее топливо-октановое 100 число. Октановое число бензиновой фракции, сырой из получаемой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики бензина горения улучшаются при добавлении в него присадки антидетонаторной, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2Н5)4. представляет Тетраэтилсвинец собой бесцветную жидкость, которую при получают нагревании хлорэтана со сплавом натрия и При:

Свинца горении бензина, содержащего эту образуются, присадку частицы свинца и оксида свинца (II). замедляют Они определенные стадии горения бензинового тем и топлива самым препятствуют его детонации. тетраэтилсвинцом с Вместе в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Он свинцом со реагирует и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). бромид Поскольку свинца (II) представляет собой летучее удаляется, он соединение из автомобильного двигателя с выхлопными газами. дистиллят Бензиновый широкого фракционного состава, например от начала температуры кипения и до 180 °С, насосом прокачивается теплообменники через и подается в первый змеевик печи, а ректификационную в затем колонну. Головной продукт этой фракция — колонны н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и поступает, холодильник в приемник. Часть конденсата насосом как подается орошение на верх колонны, а остальное другую — в количество колонну. Снабжение теплом нижней колонны части осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— прокачиваемой °С), 180 насосом через второй змеевик подается и печи в низ колонны, Остаток с низа направляется колонны насосом в другую колонну.

Уходящие с колонны верха, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в воздушного аппарате охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном собирается, холодильнике в приемнике. Отсюда конденсат насосом резервуар в направляется, а часть фракции служит орошением колонны для. Остаточный продукт — фракция 62— 85 °С — по выходе из снизу колонны направляется насосом через теплообменник и резервуар в холодильники. В качестве верхнего продукта колонны фракцию получают 85—120 °С, которая, пройдя аппараты, приемник в поступает. Часть конденсата возвращается на вверх качестве в колонны орошения, а балансовое его количество установки с отводится насосом в резервуар.

Фракция 120—отбирается°С 140 из внешней отпарной колонны, снизу Эта. насосом фракция после охлаждения в теплообменнике и поступает аппаратах в резервуар.

Нижний продукт колонны — 140 фракция— 180 °С — также направляется в резервуар через насосом теплообменник и аппараты.

Тепло, необходимое работы для отгонных секций ректификационных колонн, соответственно сообщается кипятильниками. Внешняя отпарная секция кипятильником обслуживается. В кипятильники соответствующие рециркуляты подаются Теплоносителем. насосами для кипятильников является водяной каждой.

Материальный установки баланс зависит от потенциального содержания узких бензиновом в фракций дистилляте, а также от четкости ректификации.

Эта фракция нефти переработки известна под названием дизельного Часть. топлива ее подвергают крекингу для получения газа нефтезаводского и бензина. Однако главным образом используют газойль в качестве горючего для дизельных дизельном. В двигателей двигателе зажигание топлива производится в повышения результате давления. Поэтому они обходятся свечей без зажигания. Газойль используется также топливо как для промышленных печей.

Газойлевые используются – фракции в производстве технического углерода (сажи), компонент как котельного топлива, а после гидроочнстки – приготовления для дизельных и газотурбинных топлив. Крекинг-направляется – остаток на установки замедленного коксования для кокса производства, применяется как компонент котельного Фракции.

Топлива, полученные из малосернистого сырья, могут использованы быть как тяжелое котельное топливо (Ml00 мазут малосернистый), другие фракции – как котельных компоненты топлив. Газойлевая фракция с глухой колонны тарелки откачивается горячим насосом ( производительностью до 50 м3 / ч) в легкого печь сырья для глубокого крекинга, нагревается где до более высоких температур, чем сырье тяжелое в печи. Далее продукты крекинга из печей обеих входят в верхнюю часть выносной камеры реакционной, где поддерживается давление 2 – 2 5 МПа. реакции Продукты снизу камеры направляются в испаритель давления высокого, работающий при давлении 0 8 – 1 0 МПа, производится где разделение продуктов крекинга на паровую и фазы жидкую. Регулировка давления и его снижение помощью с производится редукционного клапана, установленного на линии продуктов перетока крекинга из выносной реакционной камеры в высокого испаритель давления. Жидкая фаза в виде крекинг тяжелого-остатка самотеком поступает в испаритель давления низкого, где за счет уменьшения давления из происходит него выделение паров газойлевых фракций, через которые проход в глухой тарелке попадают в часть верхнюю колонны и вступают в контакт с исходным подаваемым, сырьем в верхнюю часть. Некоторое количество колонне в несконденсировавшихся паров и газов конденсируется и охлаждается в затем, холодильнике собираются в сборнике-газосепараторе, откуда возвращается насосом в верхнюю часть колонны в виде Газойлевая.

Орошения фракция 195 – 270 С может использована быть (с учетом ее химического состава) как низкозастывающего компонент дизельного топлива. Фракция 270 – используется С 420 как сырье для технического остаточная, а углерода фракция, выкипающая выше 420 С – в компонента качестве сырья коксования или котельного Термические.

2. основы Теоретические управления процессами замедленного коксования и слое в коксования теплоносителя

Коксование – квалифицированная переработка нефтяных тяжёлых остатков, как первичной, так и переработки вторичной, с получением нефтяного кокса, применяемого производства для электродов, используемых в металлургической промышленности, а дополнительного также количества светлых нефтепродуктов. В отличие от описанных ранее процессов, коксование является термическим использующим, не процессом катализатор.

Коксование – это разложение высокой при температуре без доступа воздуха жидких и твердых горючих ископаемых с образованием летучих твердого и веществ остатка – кокса. Последний находит применение широкое в различных отраслях народного хозяйства. для Сырьем коксования – в основном, является каменный значительно, в уголь меньших масштабах перерабатывают другие ископаемые горючие, а также высококипящие остаточные продукты нефти дистилляции, каменноугольный пек и т. д.

Коксования термических процессов наиболее широкое нашей в распространение стране и за рубежом получил процесс коксования замедленного, который позволяет перерабатывать самые виды различные тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с продуктов выработкой, находящих достаточно квалифицированное применение в отраслях различных народного хозяйства.

Замедленное коксование – непрерывный это процесс, осуществляемый при температуре 500 около°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё змеевики в поступает технологических печей, в которых идёт термического процесс разложения, после чего поступает в которых, в камеры происходит образование кокса. На установках коксовые 4 сооружается камеры, работающие попеременно. Камера в суток течении работает в режиме реакции, заполняясь после, коксом чего в течение суток осуществляются операции технологические по выгрузке кокса и подготовке к следующему Кокс.

Циклу из камеры удаляется при помощи представляющего, гидрорезака собой бур с расположенными на конце через, соплами которые под давлением 150 подаётся. атм вода, которая раздробляет кокс.

Кокс Раздробленный сортируется на фракции, в зависимости от размера Сверху.

Частиц коксовых камер уходят пары поступают и продуктов на ректификацию. Светлые фракции, полученные коксовании при, характеризуются низким качеством из-за большого олефинов содержания и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Кокса Выход составляет порядка 25% при гудрона коксовании, выход светлых фракций – около Достоинства.

35% замедленного коксования – высокий выход кокса малозольного. Из одного и того же количества сырья, методом этим можно получить в 1, 5-1, 6 раза больше чем, кокса при непрерывном коксовании. Поэтому коксование замедленное применяют, как правило, для нефтяного производства кокса.

Установка замедленного коксования для предназначена получения крупнокускового нефтяного кокса, используется который в производствах цветных металлов, кремния, материалов абразивных, в электротехнической промышленности.

В качестве сырья на используют установках тяжёлые нефтяные остатки, такие гудрон как, мазут, крекинг-остатки, тяжёлая пиролиза смола.

В качестве побочных продуктов на установке коксования замедленного получают углеводородный газ, бензиновую газойлевые и фракцию дистилляты. Полученные газойлевые фракции и коксования бензин перед дальнейшим использованием необходимо гидрооблагораживанию подвергнуть из-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) непредельных содержания и гетероорганических соединений.

Процесс основан на тяжелых термолизе нефтяных остатков в течение достаточно времени длительного при повышенных температурах (до 500° С), в которого результате образуются легкие фракции крекинга и уплотнения продукт – кокс.

Режим работы коксовой составляет камеры 48 часов: 24 часа коксовая камера коксом заполняется, и в течение 20-22 часов осуществляется выгрузка коксовых из кокса камер при помощи струи под воды высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические установок схемы замедленного коксования включают в себя основные следующие блоки:

· Нагревательный (сюда относится секция конвекционная печи установки, нижняя секция колонны ректификационной, где происходит нагрев продуктами радиантная, коксования секция печи);

· Реакционный (представляет две собой/четыре полые камеры, работающие где, попеременно непосредственно происходит процесс замедленного тяжёлых коксования нефтяных остатков);

· Фракционирующий (разделение лёгких полученных фракций коксования: газ, бензин, Блок);

· Газойль механической обработки кокса, его сортировки, выгрузки и транспортировки.

Коксования Процессы в слое теплоносителя имеют существенное перед преимущество процессом замедленного коксования: Сырье, нагретое предварительно в теплообменнике, контактирует в реакторе с нагретым и взвешенном во находящимся состоянии инертным теплоносителем (обычно кокс порошкообразный с размером частиц до 0, 3 мм, реже более гранулы крупные) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 Образовавшийся.

Мин кокс и теплоноситель выводят из зоны подают и реакции в регенератор (коксонагреватель). В последнем слой поддерживается теплоносителя во взвешенном состоянии с помощью воздуха, в которого токе выжигается до 40% кокса, а большая часть его направляется потребителю. Благодаря теплоте, при выделившейся выжигании части кокса, теплоноситель возвращается и нагревается в реактор. Для перемещения теплоносителя пневмотранспорт используется частиц кокса, захватываемых потоком или пара газа. Дистиллятные фракции и газы реактора из выводят и разделяют так же, как при коксовании замедленном. Типичные параметры процесса: температура в реакторе, теплообменнике и регенераторе 300-320, 510-600 и 540-620 °С соответственно, давление в реакторе и МПа 0, 14-0, 16 и 0, 12-0, 16 регенераторе соответственно, соотношение по массе сырье Коксование = (6, 5-8, 0).

Теплоноситель в кипящем слое используют для производства увеличения светлых нефтепродуктов. Кроме того, непрерывного сочетание коксования с газификацией образующегося кокса, быть может применено для получения дизельных и топлив котельных.

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы пер технологииЕработки нефти

Фракций — процесс химического превращения веществ воздействием под водорода при высоком давлении и Гидроочистка. температуре нефтяных фракций направлена на снижение сернистых содержания соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно насыщение происходит непредельных углеводородов, снижение содержания кислородсодержащих, смол соединений, а также гидрокрекинг молекул Гидроочистки. углеводородов подвергаются следующие фракции нефти:

2. Керосиновые Дизельное; 3. фракции топливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные Гидроочистка. Масла керосиновых Фракций направлена на снижение серы содержания и смол в реактивном топливе. Сернистые смолы и соединения вызывают коррозию топливной аппаратуры аппаратов летательных и закокcовывают форсунки двигателей. Одновременно коррозионная снижается агрессивность топлив и уменьшается образование при осадка их хранении. Типичным сырьем при керосиновых гидроочистке дистиллятов являются фракции 130—140 и 240— 230°С прямой перегонки нефти. при Однако получении некоторых видов топлив, предел верхний выкипания может достигать 315°С. продуктом Целевым процесса является гидроочищенная керосиновая выход, фракция которой может достигать 96—97% (Керосиновая.).

Масс фракция 120—230 (240) °С как используется топливо для реактивных двигателей, необходимости при подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 280—150 или 150—315 °С из малосернистых используют нефтей как осветительные керосины, фракцию 200—140 °С — как растворитель (уайт-спирит) лакокрасочной для промышленности.

4. нефтезаводских Переработка газов – абсорбционно-газофракционирующие установки (газофракционирующие) и АГФУ установки (ГФУ)

На ГФУ для разделения нефтезаводских газов преимущественно применяются 2 типа газофракционирующих установок, в каждый из входят которых блоки компрессии и конденсации: ректификационный – ГФУ сокращенно, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

Назначение получение – ГФУ индивидуальных легких углеводородов или фракций углеводородных высокой чистоты из нефтезаводских газов. установки Газофракционирующие (ГФУ) подразделяются по типу перерабатываемого ГФУ на сырья предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырье поступает на ГФУ в газообразном и головки (жидком стабилизации) виде. На ГФУ предельных подаются газов газы с установок первичной перегонки, риформинга каталитического, гидрокрекинга, на ГФУ непредельных газов – с термического установок и каталитического крекинга, коксования.

Продукцией предельных ГФУ газов являются узкие углеводородные Этановая:

· Фракции – применяется как сырье пиролиза, в хладагента качестве, на установках депарафинизации масел, выделения Пропановая и др.;

· Параксилола – используется как сырье пиролиза, сжиженный бытовой газ, хладагент;

· Изобутановая – служит установок сырьем алкилирования и производства синтетического каучука;

· Применяется – Бутановая как бытовой сжиженный газ, производства сырье синтетического каучука; в зимнее время товарным к добавляется автомобильным бензинам для обеспечения давления требуемого паров;

· Изопентановая – служит сырьем производства для изопренового каучука, компонентом высокооктановых Пентановая;

· Бензинов – является сырьем для процессов пиролиза и изомеризации.

· Пропан-пропиленовая – применяется в качестве для сырья установок полимеризации и алкилирования, производства продуктов нефтехимических;

· Бутан-бутиленовая – используется в качестве установок сырья полимеризации, алкилирования и различных нефтехимических блоке.

В производств ректификации ГФУ из углеводородного газового сначала сырья в деэтанизаторе извлекают сухой газ, метана из состоящий и этана.

На верху колонны поддерживают температуру низкую подачей орошения, охлаждаемого в аммиачном холодильнике-конденсаторе.

Кубовый остаток деэтанизатора поступает в колонну пропановую, где разделяется на пропановую фракцию, верха с выводимую этой колонны, и смесь углеводородов С4 и направляемую, выше в бутановую колонну. Ректификатом этой является колонны смесь бутанов, которая в изобутановой разделяется колонне на изобутановую и бутановую фракции.

Кубовый колонны продукт подается далее в пентановую колонну, виде в где верхнего ректификата выводится смесь которая, пентанов в изопентановой колонне разделяется на н-пентан и Нижний.

Изопентан продукт колонны – фракция С6 и выше – установки с выводится. На АГФУ сочетается предварительное разделение легкую на газов и тяжелую части абсорбционным методом с ректификацией их последующей.

Ректификационный-Конденсационно метод заключается в частичной или конденсации полной газовых смесей с последующей ректификацией При. конденсатов необходимости продукты подвергаются дополнительной меркаптанов от очистке раствором щелочи.

Для деэтанизации каталитического газов крекинга на установках АГФУ используется абсорбер фракционирующий. Он представляет собой комбинированную колонну десорбер-абсорбер. В верхней части фракционирующего абсорбера абсорбция происходит, то есть поглощение из газов целевых выше (С3 и компонентов), а в нижней – частичная регенерация абсорбента за подводимого счет тепла. В качестве основного абсорбента на используется АГФУ нестабильный бензин каталитического крекинга. доабсорбции Для унесенных сухим газом бензиновых верхнюю в фракций часть фракционирующего абсорбера подается бензин стабилизированный. Абсорбер оборудован системой циркуляционных для орошений съема тепла абсорбции. Тепло в абсорбера низ подается с помощью «горячей струи». С фракционирующего верха абсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с вместе низа с тощим абсорбентом выводятся углеводороды С3 и Деэтанизированный.

Выше бензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, подогрева после в теплообменнике подается в стабилизационную колонну, продуктом нижним которого является стабильный бензин, а головка – верхним стабилизации. Из нее (иногда после пропановой) в сероочистки колонне выделяют пропан-пропиленовую Кубовый. фракцию продукт пропановой колонны разделяется в колонне бутановой на бутан-бутиленовую фракцию и остаток (С5 и который), выше объединяется со стабильным бензином.

Установки Технологические перегонки нефти предназначены для нефти разделения на фракции и последующей переработки или как их использования компоненты товарных нефтепродуктов. Они основу составляют всех НПЗ. На них вырабатываются все практически компоненты моторных топлив, смазочных сырье, масел для вторичных процессов и для производств нефтехимических. От их работы зависят ассортимент и качество компонентов получаемых и технико-экономические показатели последующих переработки процессов нефтяного сырья.

Компоненты, полученные первичной после переработки обычно не используются как продукт готовый. Легкие фракции проходят дополнительно реформинг, крекинг, гидрогенизационное облагораживание, целью которых получение является невысокой ценой наибольшего объема продуктов конечных с наиболее точными удовлетворительными качественными Тяжелые. показателями фракции после перегонки перерабатывают битумных на дополнительно, коксующих и других установках.

В результате перегонки первичной нефти при атмосферном давлении следующие получаются продукты:

Сжиженный углеводородный газ, основном в состоящий из пропана и бутана.

1. Коршак А. А., Шаммазов А. М.: «Основы нефтегазового издательство», дела «Дизайнполиграфсервис», 2005. – 544с.

2. Шаммазов А. М. и др.: «нефтегазового История дела России», Москва, «Химия», 316. – 2001 с.

3. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки газа и нефти. Уфа: «ГИЛЕМ», 2002. – 671с.;

4. Технология С. А. и др. Ахметов и оборудование процессов переработки нефти и Учебное: газа пособие / С. А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, М. И. Под; Баязитов ред С. А. Ахметова. – СПб.: Недра, 868. – 2006 с.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы нефти переработки /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – Мановян с.

6. 116 А. К. Технология переработки природных энергоносителей. – М.: КолосС, Химия, 2004. – 456 с.

7. Магарил Р. З. Теоретические химических основы процессов переработки нефти: учебное КДУ. – М.: пособие, 2008. – 280 с.

8. Смидович Е. В. Технология нефти переработки и газа. Ч.2-я. – М.: Химия, 1980. – 376с.

Http://energo. jofo. me/384773.html

Премьер вплотную взялась за оформление контроля над морскими нефтегазоносными участками страны. Вслед за опальной Vanco International, которую она уличила в намерении освоить Прикерченский нефтегазоносный участок в кооперации с Ринатом Ахметовым, под горячую руку Юлии Владимировны попали Shelton Canada Corp и CBM Oil plc. На прошлой неделе стало известно, что Кабмин инициировал расторжение договоров о совместной деятельности между этими компаниями и ГАО “Черноморнефтегаз”.

“ГАО “Черноморнефтегаз” по протокольному решению премьер-министра уведомило две компании (одна британская, другая канадская) о приостановке действия соглашения о совместной деятельности по разведке месторождений шельфа”, — заявил 23 июня заместитель секретаря Совета национальной безопасности и обороны Борис Соболев. И хотя Борис Владимирович не уточнил названий этих фирм, их несложно вычислить: единственным канадским предприятием, работающим на украинском шельфе совместно с “Черноморнефтегазом”, является Shelton Canada Corp, британским — CBM Oil plc. В СНБО и “Черноморнефтегазе” также не уточняют причин, по которым было принято упомянутое решение. Поэтому о мотивации Юлии Тимошенко можно только догадываться.

Наиболее вероятной версией разрыва отношений представляется то, что Shelton и CBM получили доступ к нашему шельфу совместно с украинскими бизнесменами, которые сейчас находятся в оппозиции к нынешней власти. Такое предположение подтверждает опыт опальной компании Vanco International, которая при премьере Викторе Януковиче стала оперировать территорией Прикерченского участка континентального шельфа Черного моря. Однако впоследствии выяснилось, что доля Vanco в этом проекте составляет всего лишь 25%, а остальное распределено между тремя компаниями, среди которых оказался и ДТЭК Рината Ахметова.

Официально канадская Shelton контролируется местным предпринимателем Зеноном Поточным. Однако наблюдатели считают, что до последнего времени эта компания входила в орбиту влияния президента фирмы “Шелтон”, экс-депутата от Партии зеленых Сергея Рыся. Можно утверждать, что углеводородный бизнес Сергея Николаевича начал развиваться благодаря тогдашнему президенту “Черноморнефтегаза” Игорю Франчуку. Ведь впервые о Shelton в Украине стало известно в начале 2000-х годов, когда ГАО подписало с этой компанией протокол о намерениях по разработке нефтегазоносной структуры Западно-Бирючья на шельфе Азовского моря. К слову, украинское представительство “Шелтон Канада Корп.” возглавлял Олег Струневич — человек, который при г-не Франчуке числился главой представительства “Черноморнефтегаза” в Киеве. В то же время можно отметить, что в тот период “Черноморнефтегаз” находился под опосредованным контролем Юрия Бойко, на тот момент возглавлявшего НАК “Нафтогаз України”. Этот расклад вполне может означать, что Юрий Анатольевич также был заинтересован в плотном сотрудничестве с Shelton. Косвенно это предположение подтверждается событиями прошлого года. Например, в феврале, когда Минтопэнерго возглавлял Юрий Бойко, Shelton неожиданно заявила о наличии договора с “Черноморнефтегазом” на приобретение 50%-ной доли участия в разработке Северо-Керченского газового месторождения. Любопытно, что это соглашение вступило в силу еще в феврале 2006 г., но тогда “канадцы” о нем не вспоминали. Вероятно, потому, что в тот период Минтопэнерго возглавлял “оранжист” Иван Плачков. Стоит отметить, что на Северо-Керченском месторождении уже была вскрыта газовая залежь, а сам участок расположен в районе с развитой инфраструктурой, в непосредственной близости от рынка сбыта. Вряд ли такой привлекательный участок был бы отдан “чужой” компании.

К слову, Юрий Бойко всегда относился с уважением к защитникам природы, поэтому сотрудничество с Партией зеленых не ограничивалось только Shelton. В первой половине 2000-х “Нафтогаз України” бурно развивал сеть автозаправочных комплексов совместно с компанией “Экойл” Владимира Костерина (тогда занимавшего должность заместителя председателя Партии зеленых) под логотипом “Нафтогаз-Екойл”. Правда, после того как г-н Бойко был уволен из НАКа, выяснилось, что эта сеть АЗС принадлежит г-ну Костерину.

По всей видимости, аналогичным образом пыталась выстраивать свой бизнес в Украине и CBM Oil plc. Одним из основателей этой компании наблюдатели считают англичанина Стефана Ремпа — соучредителя шотландской энергетической группы Ramco Energy plc. Однако в отличие от Shelton ее успехи были не столь значительны. Весной 2007 г. это предприятие по решению главы Минтопэнерго Юрия Бойко создало совместно с представителями министерства рабочую группу “для наработки пакета документов по вопросам совместной разработки месторождений углеводородов на шельфе Черного моря”. А уже через полгода глава “Черноморнефтегаза” Анатолий Присяжнюк и CBM Oil Plc подписали соглашение о совместной разработке нефтегазоносной площади Гордиевича в глубоководной части Черного моря. “Но разработка участка, отведенного CBM, так и не была начата (возможно, потому, что в конце 2007 г. в Украине сменилось правительство). Все ограничилось бумагами и экспортом-импортом улыбок, — заявил представитель “Черноморнефтегаза”. — А с Shelton мы разведывали месторождение за их деньги (за 6 млн грн. была пробурена “насухо” одна скважина на Западно-Бирючье). Позже с ними предполагалось попробовать еще два месторождения. Одно из них — Архангельское газовое (одно из трех месторождений на северо-западной части шельфа Черного моря, которые эксплуатирует “Черноморнефтегаз”)”.

Если логика нынешнего правительства в углеводородных вопросах действительно базируется на принципе “свой — чужой”, то уже в ближайшее время предприятия отечественного нефтегазопрома могут прекратить сотрудничество еще с несколькими частными компаниями. Не только на море, но и на суше. Вполне вероятно, что среди них окажется, к примеру, Marathon International Petroleum. Это американское предприятие было допущено к разработке северо-западной части Днепровско-Донецкого нефтегазоносного бассейна летом прошлого года после подписания соответствующего соглашения с тогдашним главой “Нафтогаза” Евгением Бакулиным, который представляет интересы г-на Бойко. Marathon International является “дочкой” Marathon Oil Company — четвертой по объемам добычи и пятой по объемам переработки нефти в США. Благородные корни Marathon International не позволяют говорить о том, что эта компания также могла относиться к сфере интересов бизнесменов из ПР. Но ведь и Vanco International тоже выходила на рынок углеводородов Украины под знаменем всемирно известной инвестиционной компании JNR Eastern Investments Ltd. семьи Ротшильдов.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/dhcbchdhdgs010708.html? print

Благодаря стратегии индустриально-инновационного развития мы скоро начнем-таки производить конкурентоспособную продукцию перерабатывающих отраслей. Однако глубокая переработка требует больших инвестиций и дает хоть и высокую, но далеко не быструю прибыль. “НП” уже пыталось проанализировать, какую долю ВВП составляет та или иная отрасль, а теперь мы попробуем посчитать, во сколько обойдется госбюджету индустриальная стратегия

Стратегия реализуется не только за счет прямых государственных инвестиций, но и за счет всевозможных налоговых льгот и преференций. Последние являются нормальным рыночным механизмом, приветствуемым мировым экономическим сообществом. Мы не станем подсчитывать, сколько налогов могло бы поступить в бюджет. Ведь не будь преференций, не было бы и прогресса. Посмотрим лишь объем вливаний.

Понятно, что на индустриально-инновационную стратегию тратятся безумные деньги. Но так ли они безумны по сравнению с ежегодными доходами от продажи нефти и газа?

Предполагается, что ежегодно инвестиции на реализацию стратегии должны составить 1,2 миллиарда долларов, что составляет примерно 3% ВВП (по данным за 2004 год). При этом государственные затраты составляют примерно 260 миллионов долларов. Это много или мало? 3% ВВП – это, конечно, сумма не маленькая, но для главной стратегии страны это не так много. Что же касается 260 миллионов, то, к примеру, только одна из нефтяных компаний, работающих в Казахстане (нужно отметить, далеко не самая крупная и высокодоходная), в прошлом году выплатила в бюджет 425 миллионов долларов. Так что сумма в 260 миллионов – очень небольшая часть нефтяных доходов госбюджета, не говоря уж о других статьях пополнения казны. Тем не менее эффективность их использования должна быть под контролем.

Эти средства направляются в институты развития: Банк развития, инновационный фонд, инвестиционный фонд, центр инжиниринга и трансферта технологий, центр маркетинго-аналитических исследований, корпорацию по страхованию экспортных кредитов и инвестиций. Задача первых трех институтов – давать деньги под капиталоемкие инвестиционные проекты, под инновационные идеи, причем проценты должны быть невысокими. Остальные же институты должны оказывать содействие в развитии бизнеса согласно своей специализации.

В 2003 году (год старта индустриально-инновационной программы) из бюджета было выделено 500 миллионов долларов на капитализацию институтов развития, в 2004-м добавили еще около 200 миллионов, в том числе 95 миллионов – на увеличение уставного капитала и кредитных ресурсов Банка развития, 50 миллионов ушло в инвестиционный фонд, на капитализацию Центра маркетинго-аналитических исследований и Центра инжиниринга и трансферта технологий – по 29 и 3 миллиона соответственно. Сегодня совокупный уставный капитал институтов развития составляет свыше 94 миллиардов тенге. В следующем году, по информации премьер-министра Даниала Ахметова, он будет доведен до 120 миллиардов.

Власти отчитываются об огромном количестве кредитуемых проектов, однако пока трудно сказать, какие из них окажутся результативными, а сколько денег просто пропадет без вести. К примеру, сообщается, что всего в портфеле инвестиционных проектов институтов развития находится 47 одобренных финансируемых проектов на общую сумму свыше 1,77 миллиарда долларов. Из них уже финансируются 25 проектов, объем участия в которых Банка развития и инновационного фонда – 324 миллиона долларов. По стране создаются технопарки и всевозможные специальные экономические зоны. Так что активность заметна, а к чему она приведет, нам еще предстоит увидеть.

Между тем есть серьезные нарекания в адрес институтов развития. Во-первых, вызывает удивление, что эти организации требуют деньги за свою работу у государственных же предприятий. Известно, что центр маркетинго-аналитических исследований (ЦМАИ) работает далеко не бесплатно (это наверняка абсолютно законно, но имеет ли смысл создавать госинституты, если можно обратиться к частным маркетинговым агентствам?), а инновационный фонд зачастую берется за финансирование проектов лишь в том случае, если уже есть частный инвестор, готовый обеспечить 51% капитала (опять же зачем нам тогда помощь госфонда?). Кроме того, выяснилось, что ЦМАИ сейчас проводит исследования в области нефтехимии, аналогичное тому, что уже сделано Министерством энергетики. Одна и та же работа осуществляется дважды, соответственно в два раза больше платит за нее государство.

Не лучше ли всевозможными льготами, преференциями стимулировать предприятия быть конкурентоспособными, а там уж отдать это на откуп рынка. Не сильно ли дорого обходится нам попытка государства распоряжаться “умными” деньгами? Бюджетные деньги, они ведь, как принято считать, ничьи. И если плохо лежат, кто-нибудь из чиновников их обязательно возьмет.

Аналитики рынка высказывают следующее мнение: “Короткая пока история государственных финансовых институтов внушает, мягко говоря, мало оптимизма. Большинство из них, до этого представленное главным образом банками, просуществовало недолго, и сегодня даже трудно вспомнить, как они все назывались. Одни обанкротились, некоторые были присоединены к другим банкам, другие приобрели статус частных в результате продажи акций, принадлежащих государству. После этого государство на время даже отказалось от учреждения новых финансовых институтов, справедливо полагая, что оно неэффективно управляет ими”.

К слову, в стратегии индустриально-инновационного развития предусматривается будущая приватизация Казахстанского инвестиционного фонда (КИФ). Говорится, что создан он из-за того, что в стране пока не развит фондовый рынок, а также отсутствуют адекватные рыночные механизмы, способствующие перетоку инвестиций в обрабатывающую промышленность. Когда же на рынке появятся 3-5 равнозначных инвестфондов, КИФ будет приватизирован. То есть повторит судьбу институтов развития 90-х годов.

Кроме того, у властей есть намерение основать мощный Фонд фондов, который аккумулирует 70 миллионов долларов США, и создать в этом году пять крупных инновационных фондов в соучредительстве. Как много денег туда вбухают, трудно представить. В общем, вырастают всевозможные фонды как грибы после дождя, а вот эффективность их деятельности весьма сомнительна.

Http://np. kz/old/2005/15/rissled8.html

Флюиды, добывающиеся из скважины обычно содержат нефть, газ и воду. Нефть, газ и вода отделяются или обрабатываются до того как поступают в резервуарный парк для хранения. Оборудование подготовки может располагаться на устье скважины, но на полностью разработанных месторождениях, оно обычно располагается непосредственно рядом с резервуарным парком. Если природный газ добывается с нефтью, то он будет сепарирован от жидкости, сжат и направлен по трубопроводу для продажи.

Некоторое количество газолина может добываться из пласта, чтобы сделать более экономичным процесс для продажи. Завод по переработке газа может быть построен в том месте, где осуществляется транспортировка природного газа, бутана, пропана. Остатки газа может использоваться для компрессоров, насосов и оборудования для обогрева, сепарации и обработки.

Остаток газа продается как природный газ. Нефть и вода добытая из скважины обычно представляет собой эмульсию. Вода отделяется и удаляется после отделения газа. Тип использованного оборудования подготовки нефти и газа зависит от степени эмульгирования.

Если степень эмульгирования продукции высокая, химическая или термическая обработка применяется для того чтобы отделить нефть и воду. Термическая обработка применяется с помощью теплообменников, которые разрушают эмульсию нефти и воды. Термическая обработка является дополнительной, в основном применяю химические диэмульгаторы. Когда нефть и вода представляют собой смесь с небольшой степенью эмульгирования могут использовать гравитационные сепараторы.

Оборудования подготовки нефти и газа как сепараторы, теплообменники, обезвоживающие оборудование и компрессора могут располагаться на устье скважины где нефть впервые появляется на поверхности или рядом с резервуарным парком или рядом с компрессорными станциями на месторождении. После отделения воды от нефти, нефть идет и поступает в резервуары (резервуарный парк). Резервуары обычно располагаются рядом в поле. Резервуарный парк состоит по крайней мере из 2х резервуаров. Количество и размер резервуаров меняется с дебитом по всему месторождению. Маленькие месторождения могут содержать только один резервуарный парк, большие месторождения могут содержать несколько с собственным оборудованием для отделения нефти и газа, сбора и подготовки. Резервуарный парк может занимать от одного до нескольких акров земли, это зависит связанного ним оборудования и размера и количества резервуаров.

Несмотря на то, что природный газ добывается в разном количестве с сырой нефтью, на многих месторождениях его добыча является первичной или единственной. Процесс подготовки газа для его транспортировки и дальнейшей продажи состоит из двух основных этапов. Процесс начинается с прохождения газом сепараторов и теплообменников для отделения жидкости от газа. Потом газ подвергается осушке для удаления из него водяных паров.

Аспирант Горно-геологического факультета Новочеркасского политехнического института, e-mail: zemma@npi-tu. ru

Post-graduate student Novocherkassk Polytechnic Institute Faculty of Mining and Geology, e-mail: zemma@npi-tu. ru

Аннотация: При добыче нефти из скважины попутно извлекаются газ, вода, примеси. Нефть, газ и вода должны отделятся или обрабатываться до того, как поступают в резервуарный парк для хранения. Для выполнения сбора, подготовки и сепарации нефти или газа используется специальное оборудование: сепараторы, отстойники, подогреватели, теплообменники и проч. аппараты.

Ключевые слова: Сепарация, нефть, газ, оборудование сепарации, вода, флюиды, скважины, сбор и подготовка нефти.

Annotation: In the extraction of oil from the well, gas, water, and impurities are simultaneously extracted. Oil, gas and water must be separated or processed before they enter the storage tank for storage. For the collection, preparation and separation of oil or gas, special equipment is used: separators, settling tanks, heaters, heat exchangers.

Keywords: Separation, oil, gas, separation equipment, water, fluids, wells, oil collection and preparation.

1. Ахметов С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие для вузов. — Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

2. Ахметов С. А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа. Ч. 2. Уфа, 1997.

3. Баннов П. Г. Процессы переработки нефти. / Под ред. В. А. Матишева. М.: ОАО ЦНИИТЭНефтехим, 2000. Ч. I. 224 с.

5. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологические и экологические аспекты. М.: Техника. 2001. 384 с.

Http://promdevelop. ru/science/separatsiya-nefti-i-gaza/

Торжественная церемония запуска газоперерабатывающего комплекса Кандымской группы месторождений

Сегодня нефтегазовая промышленность Узбекистана – это не только добыча ресурсов из недр земли, но и система комплексов по переработке сырья и производству продукции. Высокоразвитая индустрия интегрировала в себя целый спектр предприятий по выпуску и реализации продукции, как на внутреннем, так и на внешнем рынках. Одними из главных экономических приоритетов отрасли на современном этапе являются глубокая переработка углеводородного сырья, производство из нее продукции с высокой добавленной стоимостью, расширение географии экспорта, привлечение инвестиций.

Конкретные меры, направленные на увеличение запасов, добычи углеводородов и их глубокую переработку были обозначены Президентом Республики Узбекистан Шавкатом Мирзиёевым на совещании, прошедшем 25 января этого года и посвященного эффективности проводимых в системе АО «Узбекнефтегаз» преобразований. В настоящее время в стране принимаются эффективные меры по реализации поставленных руководством страны задач. Фундаментом интенсификации сферы служит Постановление Президента Республики Узбекистан от 28 сентября 2016г. №ПП-2614 «О мерах по увеличению производства готовой экспортоориентированной продукции на основе глубокой переработки углеводородного сырья на 2016-2020 годы».

Для участия в этих проектах в Узбекистан привлекается ряд крупных зарубежных компаний, которые активно участвуют в добыче нефти и газа, формировании производственного потенциала топливно-энергетического комплекса. Среди них и российская нефтяная компания “ЛУКОЙЛ”, в сотрудничестве с которой в рамках соглашения о разделе продукции «Кандым-Хаузак-Шады-Кунград» освоена Кандымская группа месторождений, состоящей из шести отдельных газоконденсатных участков.

Стоит отметить, что ровно два года назад, а именно 19 апреля 2016 года на промысле Кандым в Бухарской области состоялась торжественная церемония закладки первого камня в фундамент Кандымского газоперерабатывающего комплекса. Его производительность – более 8,1 млрд. кубометров газа в год. Он позволит перерабатывать сероводородосодержащий газ с целью получения очищенного природного газа, стабильного газового конденсата и комовой серы.

Кандымский газоперерабатывающий комплекс включает в себя систему добычи и сбора газа, газоперерабатывающий завод, состоящий из двух технологических линий, терминалы отгрузки товарной продукции, включая подачу товарного газа на экспорт через магистральный газопровод. Сюда поступает газ со 114 добывающих скважин, объединенных в шесть кустовых площадок и два сборных пункта. Кроме того, в рамках реализации проекта на территории Кандымского месторождения построены вахтовый городок на 1 150 человек, порядка 500 км технологических и внутрипромысловых трубопроводов, водоводы, проложены более 280 км автодорог и подъездной железнодорожный путь протяженностью 50 км, протянуты 272 км линий электропередач.

Словом, ввод в эксплуатацию Кандымского газоперерабатывающего комплекса ознаменовал новый этап в освоении газовых месторождений Узбекистана. Общий объем инвестиций по проекту обустройства Кандымской группы месторождений превысил $6 млрд. И он несомненно, станет одним из крупнейших производственных комплексов в Центральной Азии, где создано более двух тысяч постоянных рабочих мест.

Http://www. ung. uz/single-news-12.html

Добавить комментарий