Организация переработки нефти

1 апреля1938 г. На Московском крекинг-заводе была введена в эксплуатацию первая крекинг-установка со щелочной очисткой.

30 мая 1939 г. Была введена в эксплуатацию вторая крекинг-установка.

Установка АВТ-3 предназначена для переработки обезвоженной и обессоленной нефти с целью получения продуктов первичной перегонки: компонента прямогонной автомобильного бензина, компонентов дизельного топлива «летнего», «зимнего», тяжелого вакуумного газойля, гудрона, компонента топочного мазута, компонента топлива для реактивных двигателей марки ТС-1 и вакуумный дистиллят (сырье для установки Г-43-107)

Описание технологического процесса и технологической схемы производственного объекта.

Перерабатывает обессоленную и обезвоженную нефть, которая производится на ЭЛОУ. С нее на Авт передается по трубопроводу на прием сырьевых насосов Н-1, Н-2, Н-3. Этими насосами нефть прокачивается через тепообменники и направляется в К-1. На входе в теплообменники общий поток разделяется на четыре потока.

Из К-2 мазут забирается насосом Н-28 или Н-29, прокачивается через регулирующий клапан, который регулиреут уровень в К-2 , через теплообменник Т-4/2 и далее направляется в холодильники ХВ-11 и Х-11 на охлаждение и затем направляется резервуары.

Часть мазута направляется в линию гудрона, проходит теплообменники Т-9/1,2 и вместе с мазутом из Т-4/1,2 направляется в ХВ-11 и в Х-11 на охлаждение.

Вторая часть мазута из гудроновой линии направляется в линию нижней фракции на входе в Т-8, проходит Т-8 и направляется в линию средней фракции на входе в Т-7/3, проходит Т-7/3, Т-7/2 и направляется в линию верхней фракции на входе Т-7/1 и далее на охлаждение в холодильник ХВ-9 по линии верхней фракции, а затем по линии до пускового узла и направляется в линию мазута.

Мазут, получаемый на атмосферной части установки с низа колонны К-2 , направляется на прием насосов Н-28, Н-29 или Н-38. Одним из этих насосов мазут по трубопроводу направляется в вакуумную печь П-3 двумя потоками (восточным и западным).

На установке АВТ-3 используется щелочь крепостью до 42%. Щелочь после доставки сливается в щелочную коробку ЕК-6 емкостью 3,6 м. Щелочь забирается насосами Н-12 или Н-13 и закачивается в бензиновый отстойник по линии бензина.

На установке для зашиты конденсационного – холодильного оборудования от коррозионного разрушения применяется ингибитор коррозии.

На установке возможно возникновение опасных и вредных производственных факторов.

Пропуски в теплообменниках, которые по характеру не могут привести к аварии.

Вакуумные колонны для перегонки мазута работают под наружным избыточным давлением около 0,093 Мпа (700 мм. рт. ст) и отличаются сравнительно большим диаметром корпуса.

Пары углеводородов сверху колонны ВК-1 поступают по двум шлемовым линиям в барометрический конденсатор БК-1, имеющий 7 перекрестных тарелок. Для конденсации паровуглеводородов и абсорбции газов разложения используется рециркуляционный вакуумный дестиллят.

Http://uz. denemetr. com/docs/294/index-41210-1.html

В разделе представлены данные об удельном весе отдельных видов транспорта в общем отправлении грузов и структуре пассажирооборота, о протяженности и густоте транспортных путей сообщения, густоте перевозок грузов по видам путей сообщения, дорожно-транспортных происшествиях и пострадавших в них; данные об объеме основных услуг связи населению.

Транспорт, как вид хозяйственной деятельности, подразделяется на транспорт общего и необщего пользования.

Транспорт общего пользования удовлетворяет потребности всех отраслей экономики и населения в перевозках грузов и пассажиров, перемещая различные виды продукции между производителями и потребителями, осуществляя общедоступное транспортное обслуживание населения. К перевозкам транспортом общего пользования относятся перевозки на коммерческой основе (за плату) пассажиров (включая граждан, пользующихся правом бесплатного проезда на общественном транспорте) или грузов.

Транспорт необщего пользования (ведомственный), как правило, перевозит грузы и пассажиров своей организации.

Регулярные перевозчики на воздушном транспорте – организации, осуществляющие коммерческие перевозки пассажиров, грузов и почты, а также авиационные работы для нужд организаций и населения как на регулярной, так и на нерегулярной основе. К регулярным перевозкам относятся полеты, запланированные и выполняемые в соответствии с опубликованным расписанием за плату, или достаточно частые полеты, которые поддаются определенной систематизации и доступны для общественного пользования, а также дополнительные полеты, вызванные перегрузкой регулярных рейсов.

Нерегулярные перевозчики на воздушном транспорте – организации, осуществляющие коммерческие перевозки пассажиров, грузов и почты и авиационные работы для нужд организаций и населения только на нерегулярной основе (чартерные (заказные) полеты, спецрейсы, туристские маршруты, не отнесенные к регулярным перевозкам).

По всем видам транспорта общего пользования, кроме автомобильного, Объем перевезенных грузов показывается по моменту отправления. На автомобильном транспорте учет перевезенных грузов осуществляется по моменту прибытия.

Пассажирооборот характеризует перевозку пассажиров с учетом расстояний, на которые перевезены пассажиры.

Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования – протяженность в километрах железнодорожных линий Белорусской железной дороги и железнодорожных линий общего пользования Российской Федерации, измеряемая по оси главного пути, а на многопутных линиях – кратчайшего главного пути между осями разделительных пунктов (станций, разъездов, обгонных пунктов), ограничивающих эту линию.

Эксплуатационная длина железнодорожных путей необщего пользования – протяженность в километрах подъездных путей промышленных, строительных и других организаций отраслей экономики, измеряемая по оси пути между конечными его пунктами.

Автомобильные дороги общего пользования – внегородские автомобильные дороги, которые являются государственной собственностью. В Российской Федерации они подразделяются на федеральные дороги, находящиеся в федеральной собственности, и дороги субъектов Российской Федерации, относящиеся соответственно к собственности субъектов Российской Федерации; в Республике Беларусь автомобильные дороги общего пользования подразделяются на республиканские и местные автомобильные дороги.

Ведомственные и частные автомобильные дороги – дороги организаций, учреждений, крестьянских (фермерских) хозяйств, предпринимателей, используемые ими для своих технологических, ведомственных и частных нужд.

Магистральные нефтепроводы – трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефти из районов ее добычи (от головных перекачивающих станций, расположенных на территории данного нефтяного промысла, месторождения) в организации по переработке нефти, нефтебазы, железнодорожные, речные и морские пункты налива, а также ответвления (отводы) от нефтепроводов, предназначенные для подачи нефти в отдельные организации. Протяженность нефтепроводов определяется как сумма линейных протяжений всех участков трубопроводов в однониточном исчислении, включая отводы.

Магистральные нефтепродуктопроводы – трубопроводы, предназначенные для транспортировки нефтепродуктов из районов их производства (от головной или транзитной перекачивающей, насосной или компрессорной станции) до пунктов их потребления (перевалочной базы, пункта налива в вагоны-цистерны, автомобили-цистерны, танкерные суда, населенного пункта, отдельной организации). Протяженность определяется аналогично магистральным нефтепроводам.

Магистральные газопроводы – трубопроводы, предназначенные для передачи газа в массовых количествах на дальние расстояния от места добычи или производства до газораспределительных станций. Протяженность газопроводов определяется как сумма линейных протяжений всех участков трубопроводов в однониточном исчислении от входного коллектора головной насосной станции до входного коллектора газораспределительной станции пункта назначения и линейных протяжений отводов от линейного крана до входного коллектора газораспределительной станции пункта потребления.

Http://uisrussia. msu. ru/stat/Publications/Belrus2005/Belrus2005_14_/Belrus2005_14_120.htm? lang=ru

Переработка нефти ( рус. Переработка нефти ; англ. Oil [petroleum] refining ; нем. Erd? lverarbeitung f ) – Сложный многоступенчатый технологический процесс, в результате которого получают широкий ассортимент товарных продуктов, отличающихся структурой, физико-химическими свойствами, составом и сферами использования. Различают первичную и вторичную переработку нефти (см. переработка нефти первичная, переработка нефти вторичная). На нефтеперерабатывающих предприятиях установки первичной, вторичной переработки и гидроочистки обычно соединены в единую технологическую схему (рис.).

Добыча нефти сопровождается изъятием из природных подземных резервуаров значительных количеств газа, воды, механических примесей и солей. При поступлении на поверхность газ, растворенный в нефти, отделяющих от нее с помощью системы сепарации. Наиболее легкие компоненты углеводородных газов отделяют от нефти в нефтяных трапам, колонках и экземплярах. Тяжелые углеводородные газы отделяют от нефти в газовых сепараторах. В трапе также происходит очистка газа от нефтяного пыли. Отделения газа от нефти и пыли в трапе происходит за счет изменения давления и скорости нефтяного потока, что движется. Для улучшения процесса сепарации смесь поступает в трап, разбрызгивают, для чего в трапам устанавливают специальные решетки, отбойники, тарелки и другие приспособления. Для разделения продуктов фонтанирования высокого давления (выше 20 атм.) Применяют ступенчатую сепарацию, при которой достигается грубое фракционирование газа и используется пластовое давление для транспорта газа. Отделена от газа нефть направляется в промышленные резервуары, а оттуда на нефтеперерабатывающие заводы. При отделении газа от нефти в трапам и других устройствах отделяется и основная масса воды и механических примесей. Отделение примесей и воды происходит также при отстаивании и сохранении нефти в промышленных резервуарах. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортировку по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазута и гудронов), способствует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит потеря легких компонентов нефти – (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающие до 100 ? С. С целью снижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерным износом нефтепроводов и аппаратов переработки, нефть подвергается предварительной обработке.

Совокупность процессов деминерализации нефти, перегонки нефти первичной, вакуумной перегонки мазута, дальнейшее разделение и очистка нефтяных фракций, полученных при атмосферной и вакуумной перегонки. При первичной переработке первоначальный химический состав нефти не изменяется, поэтому ее называют физическим, недеструктивного или прямой перегонкой. Нефть разделяют на отдельные фракции путем испарения и последующего разделения паров на фракции, выкипают в определенном интервале температур.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоде или при подогреве. Окончательно ее обезвоживают и знесолюють на специальных установках. Однако вода и нефть часто образуют трудно разрешение эмульсию, сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия – это система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию стойкой эмульсии предшествуют снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третью вещества – эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторов относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными есть хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов.

Совокупность процессов деструктивной переработки и очистки нефтепродуктов. При этом происходит расщепление крупных молекул на более мелкие, которые входят в состав легких топлив. При вторичной переработке нефти применяют термический и каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, гидроочистку, висбрекинг, Изомеризацию и т. д.

Http://nado. znate. ru/%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

Вопрос о классификации договоров, по которым осуществляется переработка нефти, остается проблемным в юриспруденции. Казалось бы, исходя из названия, договор переработки нефти должен относиться к договорам подряда. Договор подряда – договор, по которому одна сторона (подрядчик) обязуется выполнить по заданию другой стороны (заказчика) определенную работу и сдать ее результат заказчику, а заказчик обязуется принять результат работы и оплатить его.

Предметом договора подряда является достижение материального результата. Договором подряда регулируется процесс производства работ, определяются права и обязанности сторон в этом процессе. В договоре купли-продажи регулирование отношений сторон в процессе производства вещи не производится. Отграничение проводится также в зависимости от того, какая из сторон является собственником материала, используемого для изготовления вещи. Признается договором подряда выполнение заказа на изготовление вещи из материала заказчика, поскольку подрядчик осуществляет лишь работу в отношении чужого объекта собственности и передает заказчику результат своей работы. Именно такие договоры переработки нефтепродуктов преобладают в нефтегазовой промышленности России (табл. 1).

Доля нефтепродуктов, полученных путем переработки из материала заказчика, от общего числа произведенных нефтепродуктов в РФ

Получила особое распространение разновидность договоров переработки, договор переработки из давальческого сырья (то есть сырья заказчика). Давальческим сырьем считаются сырье, материалы, продукция, передаваемые их владельцами без оплаты другим организациям для переработки или доработки (Давалец – лицо, передающее свое сырье, материалы или продукцию для переработки другим организациям). Такой тип отношений именуется договором толлинга

(в международной практике используется также термин «processing»). Толлинг – договор, по которому предприятие, перерабатывающее сырье, в оплату за работу получает не деньги, а право на соответствующую долю в изготовленной продукции. Заказчик передает для переработки нефть и оплачивает работу частью продуктов, изготовленных из нее. Вопрос о правильной квалифи-кации толлинговых отношений остается проблемным в цивилистике. Правоотношения, предусмат-ривающие передачу сырья и получение готового продукта, могут быть как договором подряда, так и договором мены, то есть обязательством, направленным на передачу имущества в собствен-ность. Их классификация зависит от цели, преследуемой сторонами при заключении договора. Если из содержания договора усматривается, что интересами сторон охватывается не только передача определенного товара, но и процесс изготовления товара из переданных материалов, налицо договор подряда. Если же процесс переработки находится за рамками их интересов, можно говорить о заключении договора мены, по которому сырье обменивается на готовую продукцию. Так, по одному из дел арбитражный суд обоснованно квалифицировал правоотношение как договор мены на том основании, что стороны, предусмотрев поставку нефти на нефтезавод, установили, что нефтепродукты должны быть поставлены на следующий день после поставки нефти, то есть в срок, технологически недостаточный для переработки давальческого сырья.

Если вернуться к вопросу о квалификации договора толлинга, то его следует определять как смешанный договор, т. е. договор, в котором соединяются обязательства подряда (подрядчик выполняет для заказчика работу по переработке сырья) и купли-продажи (в порядке оплаты выполненной работы заказчик передает в собственность подрядчика часть изготовленной продукции).

Возникновение такого явления, как толлинг, связано с тем, что организация (производитель продукции) не всегда может обеспечить производство, при котором абсолютно все операции по изготовлению своей продукции выполняются ею самой, и организации приходится прибегать к услугам подрядных организаций (поставщиков) для выполнения какой-то части работ (например, изготовление комплектующих или запасных частей и т. д.). Иногда организация сама обеспечивает таких поставщиков сырьем и материалами для изготовления этих комплектующих или запасных частей (своего заказа). Такое разделение труда позволяет снизить издержки обоим участникам кооперации и получить определенные преимущества. Переработчик получает необходимое сырье, материалы в кредит, и сбыт произведенной продукции гарантирован. Заказчику нет необходи-мости своими силами организовывать весь производственный процесс. Операции по переработке давальческого сырья называют толлинговыми операциями. Различают внешний (вне страны) и внутренний толлинг. Внешний толлинг – импорт сырья с обязательным последующим экспортом продуктов его обработки за границу. Когда за услуги по переработке давальческого сырья переработчик получает денежную, а не товарную компенсацию, данные договорные отношения аналогичны отношениям, возникающим по договору подряда. Существуют различные схемы расчетов по договору толлинга. Вот некоторые из них:

А) услуги по переработке давальческого сырья Заказчик оплачивает деньгами;

Б) услуги по переработке давальческого сырья Заказчик компенсирует частью перерабаты-ваемого сырья и денежными средствами.

При заключении толлинговой сделки налоговые платежи распределяются между Заказчиком и переработчиком. При использовании традиционной схемы налоговое бремя полностью ложится на одно предприятие.

При расчете налогов Заказчик должен правильно определить стоимость материалов, учитывая, что стоимость услуг по переработке относится также на увеличение стоимости материалов, и также определить направленность использования материалов (производственное или непроизводственное использование).

Рассматривая практические вопросы налогообложения предприятий, работающих по схеме толлинга, нужно сознавать, что в ряде случаев распределение между двумя юридическими лицами функций по снабжению и сбыту, с одной стороны, и переработке давальческого сырья, с другой, носит искусственный характер и осуществляется в рамках единого производственного комплекса. Поэтому, делая расчеты затрат, надо иметь в виду налоговые потери производственного комплекса в целом. При изготовлении товаров из отечественного давальческого сырья и материалов согласно п. 9 Инструкции ГНС РФ № 39 облагаемым оборотом является стоимость их обработки (включая затраты и прибыль), а по подакцизным товарам – стоимость обработки с учетом акцизов. Если товары изготовлены из импортного сырья, ввозимого на таможенную территорию России для дальнейшей переработки его российскими предприятиями в готовую продукцию, вывозимую за пределы государств – участников СНГ, то обработка давальческого сырья согласно п. 14 Инструкции ГНС РФ № 39 для целей налогообложения считается экспортируемой услугой и в соответствии с п. 1 ст. 5 Закона РФ «О налоге на добавленную стоимость» выручка от оказания такого рода услуг налогом не облагается. Данная норма, однако, не распространяется на обработку импортного давальческого сырья, завозимого на таможенную российскую территорию для дальнейшей его переработки в готовую подакцизную продукцию, вывозимую за пределы государств – членов СНГ. Таким образом, льготами по НДС (налог на добавленную стоимость (НДС) – налог взимаемый с суммы стоимости товаров, добавленной на каждом этапе их производства, обмена или перепродажи) пользуется режим переработки импортного давальческого сырья с последующим экспортом продукции за пределы СНГ. При этом льготируется и предприятие, осуществляющее переработку, и непосредственный экспортер.

Общие особенности касаются также уплаты налогов с оборота, каким условно можно считать налог на пользователей автодорог, а также налог на содержание жилищного фонда и объектов социально-культурной сферы. В сумме эти два налога составляют 4 процента с оборотов производственных предприятий. Если сравнить налогообложение предприятия, работающего традиционно и, следовательно, уплачивающего указанные 4 процента со всех оборотов по реализации своей продукции, с налогообложением производственного комплекса, разделившего функции товарно-сырьевого обеспечения, переработки и сбыта, то нетрудно заметить преимущество последнего, так как при раздельном налогообложении работающих по схеме толлинга организаций те из них, которые отвечают за снабжение и сбыт, будут уплачивать налоги с оборота с валового дохода, который может быть минимизирован. В то же время организация, которая осуществляет переработку сырья, будет уплачивать налоги с оборота только со стоимости переработки давальческого сырья. Таким образом, при правильно построенной договорной схеме, в которой прежде всего верно расставлены акценты перехода вещных прав на сырье и готовую продукцию, комплекс предприятий, работающих по толлингу, в сумме может уплачивать налогов с оборота меньше, чем одно предприятие, замыкающее на себе производственный и снабженческо-сбытовой цикл. Что касается акцизов, то согласно п. 20 Указа Президента № 2270 от 22 декабря 1993 г. плательщиками по подакцизным товарам, изготовленным из давальческого сырья, с 1 января 1994 г. являются предприятия и организации, производящие подакцизные товары. В соответствии с Законом РФ «Об акцизах» плательщиками акцизов по подакцизным товарам, производимым на территории РФ, включая выработанные из давальческого сырья, являются производящие их предприятия и организации. При этом объектом обложения у этих предприятий является стоимость подакцизных товаров, определяемая исходя из применяемых на данных предприятиях максимальных отпускных цен с учетом акциза по установленным ставкам на аналогичные товары собственного производства на момент передачи (отгрузки) готовых товаров, а при их отсутствии – исходя из рыночных цен, сложившихся на такие же или аналогичные товары в данном регионе в предыдущем отчетном периоде.

Из этого можно сделать вывод, что работа на давальческом сырье с подакцизной продукцией не снижает уплату акциза. Исключением являются случаи использования в качестве давальческого сырья подакцизных товаров, по которым на территории РФ уже был уплачен акциз. При этом его сумма, подлежащая уплате по готовым подакцизным товарам и продукции, уменьшается на величину ранее уплаченного акциза. Такие ситуации могут иметь место при изготовлении, например, подакцизной ликероводочной продукции, использующей спирт, который также является подакцизным товаром.

По подакцизным товарам, изготовленным из подакцизного давальческого сырья, уменьшение сумм налога на сумму ранее уплаченного акциза производится только в случае предоставления налогоплательщиками копии платежных поручений с отметкой банка и соответствующих налоговых или таможенных органов РФ об уплате и фактическом поступлении денежных средств в бюджет РФ.

В соответствии с п. 4 ст. 3 Закона «Об акцизах» акцизы – разновидность косвенных, включаемых в цену налогов на товары, оплачиваемых покупателем, как и НДС, не уплачиваются по подакцизным товарам, вывозимым за пределы территории РФ (за некоторыми исключениями). Однако организации, осуществляющие изготовление из давальческого сырья продукции, которая в дальнейшем экспортируется, по общему правилу от уплаты акцизов не освобождаются.

Наконец, следует рассмотреть производство за рубежом продукции из давальческого сырья, принадлежащего организации, зарегистрированной в качестве налогоплательщика в России и оплатившей стоимость работ по изготовлению продукции. В этом случае объектом обложения будет являться стоимость реализуемых подакцизных товаров, определяемая исходя из отпускных цен, включающих акциз по установленным ставкам. При этом по подакцизным товарам, производимым за пределами территории России, сумма акциза, подлежащая уплате в бюджет после реализации товара, уменьшается на величину акциза, уплаченного таможенным органам Российской Федерации. Итак, можно сказать, что использование толлинговой схемы при производстве подакцизной продукции не снижает уплату акцизов. А экспорт подакцизных товаров из давальческого сырья сам по себе не выгоден, поскольку отсутствует льгота по акцизам на стадии переработки давальческого сырья, в то время как предприятия, осуществляющие переработку из собственного сырья и экспортирующие продукцию, имеют подобную льготу. Заслуживает внимания рациональная схема, при которой перерабатывающее предприятие одновременно производит продукцию из собственного неминерального подакцизного сырья на экспорт, создавая таким образом по акцизам долг бюджета перед собой и получая право на зачет ранее уплаченных акцизов, и в то же время осуществляет переработку давальческого сырья, производя зачет акциза по переработке. Схема может быть еще более привлекательной, если одновременно удастся добиться такого соотношения внутренних и внешнеэкономических товарных потоков, при котором станет возможным существенный клиринг (зачет) НДС. Оценка стоимости давальческого сырья имеет особое значение при осуществлении импортно-экспортных операций с этим сырьем (с обработкой в России или за ее пределами). В письме ГТК РФ от 2 октября 1996 г. № 06-10/17627 говорится, что цены на ввозимое давальческое сырье и вывозимые продукты переработки не оговариваются в контрактах даже для целей таможенного оформления. При импорте процедура оценки принципиально урегулирована приказом ГТК № 1 от 5 января 1994 г. и Законом РФ «О таможенном тарифе». Допускается «. в целях упрощения и унификации таможенной оценки применение метода «по цене сделки» в случаях ввоза товаров по условно-стоимостным сделкам (то есть сделкам, по которым нет реального движения денежных средств)». Поскольку официальной ценой сделки купли-продажи является стоимость услуги по переработке, то при импорте операцию по ввозу давальческого сырья можно рассматривать как условно стоимостную и таможенную стоимость декларировать на основе документов, подтверждающих стоимостную оценку каждою товара с включением всех расходов по доставке товара до места ввоза на таможенную территорию РФ (в качестве такого документа обычно предъявляется счет-проформа).

Начиная с 2005 года, российские открытые акционерные общества обязаны будут представлять консолидированную финансовую отчетность, составленную в соответствии с международной схемой финансовой отчетности. Таково требование законопроекта «О консолиди-рованной финансовой отчетности», рассматриваемого Государственной Думой. Аналогичные требования для публичных компаний вводятся в 2005 году более, чем в 90 странах.

Согласно этим правилам договор толлинга признается в финансовой отчетности как лизинговый договор, если он передает давальцу право контроля использования генерирующих активов открытого акционерного общества, а именно:

• Давалец имеет право контролировать физический доступ к генерирующему оборудованию.

• Давалец имеет право определять самостоятельно или поручать другим определение производственной программы генерирующих мощностей.

• Давалец, скорее всего, получит практически всю электроэнергию, и отпускная цена для давальца определяется любым другим образом, кроме: а) фиксированной цены за единицу электроэнергии или б) текущей рыночной цены.

Классификация договора толлинга в качестве оперативного или финансового лизинга. Данный раздел применим к договорам толлинга, которые признаются как договоры лизинга. Договор толлинга классифицируется как договор финансового лизинга, если все риски и выгоды, связанные с генерирующими мощностями, передаются давальцу, а именно выполняется одно из следующих условий:

• давалец имеет право купить генерирующие мощности по цене, которая существенно ниже справедливой стоимости;

• срок действия договора охватывает существенную часть срока эксплуатации генери-рующих мощностей;

• в момент заключения договора дисконтированная сумма минимальных платежей по договору равна справедливой стоимости генерирующих активов, являющихся предметом договора.

Другие обстоятельства могут привести к классификации договора, так же как финансовый лизинг:

• Давалец имеет право прекратить действие договора, а возникшие в результате убытки исполнителя покрываются давальцем.

• Давалец компенсирует убытки исполнителя в связи с изменением справедливой стоимости разницы между текущей справедливой стоимостью генерирующих активов и дисконтированными минимальными платежами по договору.

• Давалец имеет право продлить действие договора толлинга на условиях, которые сущест-венно хуже для исполнителя, чем рыночные.

Если договор толлинга не содержит условий, перечисленных выше, то он будет классифи-цироваться как договор операционного лизинга.

Лицензирование деятельности по переработке нефти, газа и продуктов их переработки осуществляет Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору. Лицензионными требованиями и условиями при осуществлении деятельности по переработке нефти, газа и продуктов их переработки являются:

А) соблюдение требований нормативных правовых актов Российской Федерации и норматив-ных технических документов, регулирующих деятельность по переработке нефти, газа и продуктов их переработки;

Б) наличие сертификатов на продукцию, подлежащую обязательной сертификации в случаях, предусмотренных законодательством Российской Федерации;

В) подтвержденное документами наличие у лицензиата принадлежащих ему на праве собственности или на ином законном основании производственных помещений и сооружений, соответствующих техническим нормам и требованиям эксплуатации технологического обору-дования и инвентаря;

Г) наличие у лицензиата работников, имеющих высшее или среднее профессиональное техническое образование либо иное высшее или среднее профессиональное образование, при условии прохождения ими переподготовки с целью осуществления лицензируемой деятельности, а также специалистов, прошедших специальную подготовку в установленном порядке;

Д) наличие технологических схем и балансов переработки нефтяного и газового сырья с данными о его качестве и глубине переработки;

Е) наличие и содержание в работоспособном состоянии средств противопожарной защиты (пожарной сигнализации и пожаротушения), противопожарного водоснабжения и расчетного запаса специальных огнетушащих средств, необходимых для ликвидации пожара.

Для получения лицензии соискатель лицензии представляет в лицензирующий орган следующие документы:

А) заявление о предоставлении лицензии с указанием: наименования, организационно-право-вой формы, места нахождения – для юридического лица; фамилии, имени, отчества, места жительства, данных документа, удостоверяющего личность, – для индивидуального предприни-мателя лицензируемой деятельности;

Б) копии учредительных документов и копия документа, подтверждающего факт внесения записи о юридическом лице в Единый государственный реестр юридических лиц; копия свидетельства о государственной регистрации соискателя лицензии в качестве индивидуального предпринимателя;

В) копия свидетельства о постановке соискателя лицензии на учет в налоговом органе;

Г) копии документов, подтверждающих квалификацию работников соискателя лицензии;

Д) документ, подтверждающий уплату лицензионного сбора за рассмотрение лицензирующим органом заявления о предоставлении лицензии.

Если копии документов, предусмотренных подпунктами «б» и «в» настоящего пункта, не заверены нотариусом, они представляются с предъявлением оригинала. Требовать от соискателя лицензии представления иных документов не допускается. За предоставление недостоверных сведений соискатель лицензии несет ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации. Лицензирующий орган принимает решение о предоставлении или об отказе в предоставлении лицензии в срок, не превышающий 60 дней с даты получения заявления со всеми необходимыми документами. Соответствующее решение оформляется приказом руководителя лицензирующего органа.

Лицензирующий орган при проведении лицензирования имеет право проводить проверки соответствия соискателя лицензии лицензионным требованиям и условиям. Лицензия на осуществление деятельности по переработке нефти, газа и продуктов их переработки предоставляется на 5 лет. Срок действия лицензии может быть продлен по заявлению лицензиата в порядке, предусмотренном для переоформления лицензии. Лицензирующий орган ведет реестр лицензий, в котором указываются:

– наименование, организационно-правовая форма, место нахождения (с указанием мест нахождения территориально обособленных подразделений, осуществляющих лицензируемую деятельность) – для юридического лица;

– фамилия, имя, отчество, место жительства, данные документа, удостоверяющего личность, – для индивидуального предпринимателя;

– код лицензиата по Общероссийскому классификатору предприятий и организаций и иденти-фикационный номер налогоплательщика;

Г) адреса сооружений, используемых для осуществления лицензируемой деятельности;

К) основания и даты приостановления и возобновления действия лицензии;

Контроль за соблюдением лицензиатом лицензионных требований и условий осуществляется путем проведения лицензирующим органом проверки на основании распоряжения (приказа) его руководителя, в котором указываются:

А) фамилия, имя, отчество и должность лица (лиц), уполномоченного осуществлять проверку;

Плановая проверка проводится лицензирующим органом не чаще 1 раза в 2 года. Внеплановая проверка проводится для подтверждения устранения лицензиатом выявленных при проведении плановой проверки нарушений лицензионных требований и условий. По результатам проверки составляется акт с указанием конкретных нарушений и срока устранения. Акт составляется по установленной лицензирующим органом форме в 2 экземплярах, один из которых вручается лицензиату. К акту при необходимости прилагаются копии документов, подтверждающих наличие выявленных нарушений.

Если лицензиат не согласен с результатами проверки, он имеет право отразить в акте свое мнение. В случае отказа лицензиата от ознакомления с результатами проверки должностное лицо (лица) фиксирует этот факт в акте и заверяет его своей печатью. Лицензиат обязан уведомить (в письменной форме) лицензирующий орган об устранении нарушений. Лицензиат обязан проинформировать (в письменной форме) в 15-дневный срок лицензирующий орган об изменении места своего нахождения, а также мест нахождения территориально обособленных подразделений, осуществляющих лицензируемую деятельность.

Http://3ys. ru/pravovoe-regulirovanie-ispolzovaniya-nefti-i-gaza/pravovoe-regulirovanie-pererabotki-uglevodorodov. html

Увеличение выхода светлых нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводов

Имеется новая запатентованная технология увеличения выхода светлых нефтепродуктов на нефтеперерабатывающих заводах. Предлагаемый метод обменных резонансных взаимодействий (ОРВ-метод) реализуется путем излучения генератором слабых электромагнитных волн, воздействующих на нефть в процессе ее первичной переработки. В основе технологии лежит явление резонанса, возникающее при воздействии на нефть слабых электромагнитных волн, частоты колебаний которых совпадают с собственными частотами колебаний между адсорбционно связанными тяжелыми и легкими углеводородами в процессе первичной переработки нефти. При воздействии таких электромагнитных волн увеличиваются амплитуды колебаний между адсорбционно связанными тяжелыми и легкими углеводородами (ассоциатами), что приводит к разрыву этих связей. Тем самым увеличивается концентрация свободных, несвязанных легких углеводородов.

Следует отметить, что применение ОРВ-метода способствует повышению глубины переработки нефти и увеличению выхода светлых нефтепродуктов на 5 – 7% и не изменяет качество последних.

Важным, уникальным преимуществом ОРВ-метода является то, что он не требует:

    изменения существующей технологии процесса на НПЗ; установки дополнительного нового, переделки или доработки используемого оборудования; дополнительных энергозатрат, поскольку генераторы электромагнитных волн могут устанавливаться вне территории заводов и находиться от них на достаточно большом расстоянии.

Все это обеспечивает технологическую безопасность и абсолютную экологическую чистоту использования ОРВ-метода. Проведение испытаний на различных нефтеперерабатывающих заводах подтвердило отсутствие влияния воздействия на оборудование, обслуживающий персонал и окружающую среду. Данные преимущества ОРВ-метода делают его универсальным, что позволяет его в различных отраслях народного хозяйства

Http://spb-2.ru/niipep/content. php? t=50_4

Добываемая на промыслах нефть, помимо растворенных в ней газов, содержит некоторое количество примесей – частицы песка, глины, кристаллы солей и воду. Содержание твердых частиц в неочищенной нефти обычно не превышает 1,5%, а количество воды может изменяться в широких пределах. С увеличением продолжительности эксплуатации месторождения возрастает обводнение нефтяного пласта и содержание воды в добываемой нефти. В некоторых старых скважинах жидкость, получаемая из пласта, содержит 90% воды. В нефти, поступающей на переработку, должно быть не более 0,3% воды. Присутствие в нефти механических примесей затрудняет ее транспортирование по трубопроводам и переработку, вызывает эрозию внутренних поверхностей труб нефтепроводов и образование отложений в теплообменниках, печах и холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышает зольность остатков от перегонки нефти (мазутов и гудронов), содействует образованию стойких эмульсий. Кроме того, в процессе добычи и транспортировки нефти происходит весомая потеря легких компонентов нефти (метан, этан, пропан и т. д., включая бензиновые фракции) – примерно до 5% от фракций, выкипающих до 100°С.

С целью понижения затрат на переработку нефти, вызванных потерей легких компонентов и чрезмерный износ нефтепроводов и аппаратов переработки, добываемая нефть подвергается предварительной обработке.

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах. Разрушение нефтяных эмульсий осуществляют механическими, химическими и электрическими способами. Важным моментом является процесс сортировки и смешения нефти.

1.1. Сокращение потерь при транспортировке и хранении нефти, стабилизация нефти

Потери легких компонентов в основном происходят в резервуарах при так называемых «больших и малых дыханиях» — выброс воздуха, содержащего испарения нефти, при заполнении пустого резервуара или незначительные по объему выбросы, вызываемые колебаниями уровня в резервуаре и изменениями плотности при перепаде температур. Устранение потерь дыхания резервуаров осуществляют посредством их герметизации и применения дышащих крышек, дышащих баллонов, и др. Суть применяемых дышащих аппаратов заключается в их способности изменять объем под давлением вытесняемой из резервуара воздушной смеси. Таким образом дыхательные аппараты увеличивают или уменьшают объем резервуара сохраняя на время вытесненную из резервуара воздушную смесь. Такие аппараты применяют для сокращений потерь при малых дыханиях резервуаров.

Для сокращения потерь от испарения и улучшения условий транспортирования нефть подвергают стабилизации, т. е. удалению низкомолекулярных углеродов (метана, этана и пропана), а также сероводорода на промыслах или на головных перекачивающих станциях нефтепроводов.

Различные нефти и выделенные из них соответствующие фракции отличаются друг от друга физико-химическими и товарными свойствами. Так, бензиновые фракции некоторых нефтей характеризуются высокой концентрацией ароматических, нафтеновых или изопарафиновых углеводородов и поэтому имеют высокие октановые числа, тогда как бензиновые фракции других нефтей содержат в значительных количествах парафиновые углеводороды и имеют очень низкие октановые числа. Важное значение в дальнейшей технологической переработке нефти имеет серность, масляничность смолистость нефти и др. Таким образом, существует необходимость отслеживания качественных характеристик нефтей в процессе транспортировки, сбора и хранения с целью недопущения потери ценных свойств компонентов нефти.

Однако раздельные сбор, хранение и перекачка нефтей в пределах месторождения с большим числом нефтяных пластов весомо осложняет нефтепромысловое хозяйство и требует больших капиталовложений. Поэтому близкие по физико-химическим и товарным свойствам нефти на промыслах смешивают и направляют на совместную переработку.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают три основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка — гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. В этом случае для выработки высококачественных масел требуется минимальное количество технологических установок. Масляные фракции (фракции, выкипающие выше 350°С), выделенные из нефти, сначала подвергается очистке избирательными растворителями: фенолом или фурфуролом, чтобы удалить часть смолистых веществ и низкоиндексные углеводороды, затем проводят депарафинизацию при помощи смесей метилэтилкетона или ацетона с толуолом для понижения температуры застывания масла. Заканчивается обработка масляных фракций доочисткой отбеливающими глинами. Последние технологии получения масел используют процессы гидроочистки взамен селективной очистки и обработки отбеливающими гланами. Таким способом получают дистиллятные масла (легкие и средние индустриальные, автотракторные и др.). Остаточные масла (авиационные, цилиндровые) выделяют из гудрона путем его деасфальтизации жидким пропаном. При этом образуется деасфальт и асфальт. Деасфальт подвергается дальнейшей обработке, а асфальт перерабатывают в битум или кокс.

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий.

От основного количества воды и твердых частиц нефти освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

Однако вода и нефть часто образуют трудно разделимую эмульсию, что сильно замедляет или даже препятствует обезвоживанию нефти. В общем случае эмульсия есть система из двух взаимно нерастворимых жидкостей, в которых одна распределена в другой во взвешенном состоянии в виде мельчайших капель. Существуют два типа нефтяных эмульсий: нефть в воде, или гидрофильная эмульсия, и вода в нефти, или гидрофобная эмульсия. Чаще встречается гидрофобный тип нефтяных эмульсий. Образованию сойкой эмульсии предшествуют понижение поверхностного натяжения на границе раздела фаз и создание вокруг частиц дисперсной фазы прочного адсорбционного слоя. Такие слои образуют третьи вещества — эмульгаторы. К гидрофильным эмульгаторам относятся щелочные мыла, желатин, крахмал. Гидрофобными являются хорошо растворимые в нефтепродуктах щелочноземельные соли органических кислот, смолы, а также мелкодисперсные частицы сажи, глины, окислов металлов и т. п., легче смачиваемые нефтью чем водой.

Отстаивание — применяется к свежим, легко разрушимым эмульсиям. Расслаивание воды и нефти происходит вследствие разности плотностей компонентов эмульсии. Процесс ускоряется нагреванием до 120-160°С под давлением 8-15 ат втечение 2-3 ч, не допуская испарения воды.

Центрифугирование — отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 3500 до 50000 в мин., при производительности 15 — 45 м3/ч каждая.

Разрушение эмульсий достигается путем применения поверхностно-активных веществ — деэмульгаторов. Разрушение достигается а) адсорбционным вытеснением действующего эмульгатора веществом с большей поверхностной активностью, б) образованием эмульсий противоположного типа (инверсия ваз) и в) растворением (разрушением) адсорбционной пленки в результате ее химической реакции с вводимым в систему деэмульгатором. Химический метод применяется чаще механического, обычно в сочетании с электрическим.

При попадании нефтяной эмульсии в переменное электрическое поле частицы воды, сильнее реагирующие на поле чем нефть, начинают колебаться, сталкиваясь друг с другом, что приводит к их объединению, укрупнению и более быстрому расслоению с нефтью. Установки, называемые электродегидраторами (ЭЛОУ — электроочистительные установки), с рабочим напряжением до 33000В при давлении 8-10 ат, применяют группами по 6 — 8 шт. с производительностью 250 — 500 т нефти в сутки каждая. В сочетании с химическим методом этот метод имеет наибольшее распространение в промышленной нефтепереработке.

Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых и ароматических углеводов, различных по молекулярному весу и температуре кипения. Кроме того, в нефти содержатся сернистые, кислородные и азотистые органические соединения. Для производства многочисленных продуктов различного назначения и со специфическими свойствами применяют методы разделения нефти на фракции и группы углеводородов, а также изменения ее химического состава. Различают первичные и вторичные методы переработки нефти:

К первичным относят процессы разделения нефти на фракции, когда используются ее потенциальные возможности по ассортименту, количеству и качеству получаемых продуктов и полупродуктов — перегонка нефти;

Ко вторичным относят процессы деструктивной переработки нефти и очистки нефтепродуктов, предназначенные для изменения ее химического состава путем термического и каталитического воздействия. При помощи этих методов удается получить нефтепродукты заданного качества и в больших количествах чем при прямой перегонке нефти.

Различают перегонку с однократным, многократным и постепенным испарением. При перегонке с однократным испарением нефть нагревают до определенной температуры и отбирают все фракции, перешедшие в паровую фазу. Перегонка нефти с многократным испарением производится с поэтапным нагреванием нефти, и отбиранием на каждом этапе фракций нефти с соответствующей температурой перехода в паровую фазу. Перегонку нефти с постепенным испарением в основном применяют в лабораторной практике для получения особо точного разделения большого количества фракций. Отличается от других методов перегонки нефти низкой производительностью.

Образовавшиеся в процессе перегонки нефти паровая и жидкая фазы подвергают ректификации в колоннах.

2.1. Перегонка нефти с однократным, многократным и постепенным испарением

При перегонке с однократным испарением нефть нагревают в змеевике какого-либо подогревателя до заранее заданной температуры. По мере повышения температуры образуется все больше паров, которые находятся в равновесии с жидкой фазой, и при заданной температуре парожидкостная смесь покидает подогреватель и поступает в адиабатический испаритель. Последний представляет собой пустотелый цилиндр, в котором паровая фаза отделяется от жидкой. Температура паровой и жидкой фаз в этом случае одна и та же. Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая.

Перегонка с многократным испарением состоит из двух или более однократных процессов перегонки с повышением рабочей температуры на каждом этапе.

Если при каждом однократном испарении нефти происходит бесконечно малое изменение ее фазового состояния, а число однократных испарений бесконечно большое, то такая перегонка является перегонкой с постепенным испарением.

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением наихудшая по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. О плохой четкости разделения при однократном испарении нефти можно судить по рис.1, где изображены кривые разгонки фракций 40 — 285°С. На рисунке обозначены линиями 1 — исходная фракция (обобщенная); 2, 3 и 4 — легкие фракции паровой фазы; 5 и 6 — тяжелые фракции жидкой фазы. Из рисунка следует, что температурные пределы выкипания полученных продуктов мало отличаются друг от друга.

Если для нефтяной фракции построить кривые разгонки с однократным и многократным испарением (рис. 2), то окажется, что температура начала кипения фракций при однократном испарении (линия 2 на рисунке) выше, а конца кипения ниже, чем при многократном испарении (линия 1). Если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее. К тому же при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350 — 370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350 — 370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья. Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рис. 3. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны, считая от места ввода сырья. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается в состоянии на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

Для ректификации жидкой части сырья в нижней части ректификационной части колонны под нижнюю тарелку необходимо вводить тепло или какой-либо испаряющий агент 5. В результате легкая часть нижнего продукта переходит в паровую фазу и тем самым создается паровое орошение. Это орошение, поднимаясь с самой нижней тарелки и вступая в контакт со стекающей жидкой фазой, обогащает последнюю высококипящими компонентами.

В итоге сверху колонны непрерывно отбирается низкокипящая фракция, снизу — высококипящий остаток.

Испаряющий агент вводится в ректификационную колону с целью повышения концентрации высококипящих компонентов в остатке от перегонки нефти. В качестве испаряющего агента используются пары бензина, лигроина, керосина, инертный газ, чаще всего — водяной пар.

В присутствии водяного пара в ректификационной колонне снижается парциальное давление углеводородов, а следовательно их температура кипения. В результате наиболее низкокипящие углеводороды, находящиеся в жидкой фазе после однократного испарения, переходят в парообразное состояние и вместе с водяным паром поднимаются вверх по колонне. Водяной пар проходит всю ректификационную колонну и уходит с верхним продуктом, понижая температуру в ней на 10 — 20°С. На практике применяют перегретый водяной пар и вводят его в колонну с температурой, равной температуре подаваемого сырья или несколько выше (обычно не насыщенный пар при температуре 350 — 450°С под давлением 2 — 3ат).

Интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

Создается большая поверхность испарения тем, что испарение углеводородов происходит внутрь множества пузырьков водяного пара.

Расход водяного пара зависит от количества отпариваемых компонентов, их природы и условий внизу колонны. Для хорошей ректификации жидкой фазы внизу колонны необходимо, чтобы примерно 25% ее переходило в парообразное состояние.

В случае применения в качестве испаряющего агента инертного газа происходит большая экономии тепла, затрачиваемого на производство перегретого пара, и снижение расхода воды, идущей на его конденсацию. Весьма рационально применять инертный газ при перегонке сернистого сырья, т. к. сернистые соединения в присутствии влаги вызывают интенсивную коррозию аппаратов. Однако инертный газ не получил широкого применения при перегонке нефти из-за громоздкости подогревателей газа и конденсаторов парогазовой смеси (низкого коэффициента теплоотдачи) и трудности отделения отгоняемого нефтепродукта от газового потока.

Удобно в качестве испаряющего агента использовать легкие нефтяные фракции — лигроино-керосино-газойлевую фракцию, т. к. это исключает применение открытого водяного пара при перегонке сернистого сырья, вакуума и вакуумсоздающей аппаратуры, и, в то же время, избавляет от указанных сложностей работы с инертным газом.

Чем ниже температура кипения испаряющего агента и больше его относительное количество, тем ниже температура перегонки. Однако чем легче испаряющий агент, тем больше его теряется в процессе перегонки. Поэтому в качестве испаряющего агента рекомендуется применять лигроино-керосино-газойлевую фракцию.

В результате перегонки нефти при атмосферном давлении и температуре 350 — 370°С остается мазут, для перегонки которого необходимо подобрать условия, исключающие возможность крекинга и способствующие отбору максимального количества дистилляторов. Самым распространенным методом выделения фракций из мазута является перегонка в вакууме. Вакуум понижает температуру кипения углеводородов и тем самым позволяет при 410 — 420°С отобрать дистилляты, имеющие температуры кипения до 500°С (в пересчете на атмосферное давление). Нагрев мазута до 420°С сопровождается некоторым крекингом углеводородов, но если получаемые дистилляторы затем подвергаются вторичным методам переработки, то присутствие следов непредельных углеводородов не оказывает существенного влияния. При получении масляных дистилляторов разложение их сводят к минимуму, повышая расход водяного пара, снижая перепад давления в вакуумной колонне и др. Существующие промышленные установки способны поддерживать рабочее давление в ректификационных колоннах 20 мм рт. ст. и ниже.

Рассмотренные методы перегонки нефти дают достаточно четкие разделения компонентов, однако оказываются непригодными, когда из нефтяных фракций требуется выделить индивидуальные углеводороды высокой чистоты (96 — 99%), которые служат сырьем для нефтехимической промышленности (бензол, толуол, ксилол и др.)

Для выделения вышеназванных углеводородов требуются специальные методы перегонки: азеотропная или экстрактивная ректификация. Эти методы основаны на введении в систему постороннего вещества увеличивающего разницу в летучести разделяемых углеводородов, что позволяет при помощи ректификации выделить индивидуальный углеводород высокой чистоты.

Показателем летучести чистых углеводородов является давление их насыщенных паров при данной температуре или температура кипения при атмосферном давлении. Таким образом, чем больше разница в температурах кипения углеводородов, тем легче разделить их обычной перегонкой. Однако если углеводороды отличаются по химическому строению, то можно использовать специальные виды перегонки, изменяющие летучесть этих углеводородов. Летучесть (u1) может быть определена как отношение мольных долей углеводородов в паровой и жидкой фазах:

Где y1 и х1 — мольные доли углеводорода соответственно в паровой и жидкой фазах.

Легкость разделения углеводородов перегонки зависит от их относительной летучести. Относительная летучесть двух углеводородов (a) определяется соотношением их летучестей (u1 и u2), т. е.

Где P1 и P2 — давление насыщенных паров углеводородов, x1 и x2 — мольные доли углеводородов в жидкой фазе, p — общее давление в системе. Отсюда

Таким образом, относительная летучесть углеводородов в идеальном растворе равняется отношению давлений насыщенных паров чистых компонентов при температуре кипящей смеси, и чем ближе она к единице, тем сложнее разделить эти углеводороды перегонкой.

Если вводимый для увеличения разницы в летучести разделяемых углеводородов третий компонент менее летуч, чем исходные углеводороды, то его называют растворителем и вводят сверху ректификационной колонны и выводят снизу вместе с остатком. Такая ректификация называется экстрактивной. Растворитель должен иметь достаточно высокую температуру кипения, чтобы компоненты, полученные с растворителем в виде одной фазы, можно было легко отделить от него при помощи перегонки. Он должен хорошо растворять разделяемые компоненты, чтобы не требовалось чрезмерно большого отношения растворитель/смесь и не образовывалось двух жидких фаз (расслаивание) на тарелке. При экстрактивной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве растворителя применяют фенол, крезолы, фурфурол, анилин и алкилфталаты.

Если добавляемое вещество более летуче, чем исходные компоненты, то его вводят в ректификационную колонну вместе с сырьем и выводят из нее вместе с парами верхнего продукта. Такую ректификацию называют азеотропной. В этом случае вводимое вещество образует азеотропную смесь с одним из компонентов сырья. Это вещество называют уводителем.

Последний должен обеспечивать образование постоянно кипящей смеси (азеотропа) с одним или несколькими компонентами разгоняемой смеси. Уводитель образует азеотропную смесь вследствие молекулярных различий между компонентами смеси.

При азеотропной ректификации моноциклических ароматических углеводородов в качестве уводителей применяют метиловый и этиловый спирты, метилэтилкетон (МЭК) и другие вещества, образующие азеотропную смесь с парафино-нафтеновыми углеводородами разделяемой смеси.

Уводитель должен иметь температуру кипения близкую к температуре кипения отгоняемого вещества. Это позволяет получить заметную разницу между температурой кипения азеотропа и других компонентов смеси. Уводитель должен также легко выделяться из азеотропной смеси. Весьма часто разделение бывает более полным, чем этого можно ожидать на основании лишь температурной разницы. Это объясняется большим отклонением системы от идеальной.

Парциональное и общее давления над идеальным раствором при данной температуре отличаются от величин, вычисленных по закону Рауля. Для оценки этого отклонения вводят поправочный коэффициент, который фактически является коэффициентом активности, т. е.

Коэффициент активности j является функцией физико-химических свойств всех остальных компонентов смеси и их концентраций. Для некоторых смесей в присутствии разделяющего агента подлежащие ректификации компоненты из-за их различной растворимости по-разному отклоняются от законов идеальных растворов, поэтому их коэффициенты активности различны. Установлено также, что коэффициент активности каждого компонента увеличивается по мере увеличения концентрации от 0 до 100%, однако для различных компонентов смеси в разной степени. Таким образом, для реальных смесей относительная летучесть равна отношению давления насыщенных паров и коэффициентов активности:

Важное значение в осуществлении экстрактивной и азеотропной ректификаций имеет подготовка сырья, которое должно выкипать в весьма узких пределах, т. е. установке по перегонке с третьим компонентом должна предшествовать установка предварительного разделения смеси посредством обычной ректификации.

Ректификация простых и сложных смесей осуществляется в колоннах периодического или непрерывного действия.

Колонны периодического действия применяют на установках малой производительности при необходимости отбора большого числа фракций и высокой четкости разделения. Классическая схема такой установки указана на рис. 4. Сырье поступает в перегонный куб 1 на высоту около 2/3 его диаметра, где происходит подогрев глухим паром. В первый период работы ректификационной установки отбирают наиболее летучий компонент смеси, например бензольную головку, затем, повышая температуру перегонки, компоненты с более высокой температурой кипения (бензол, толуол и т. д.). Наиболее высококипящие компоненты смеси остаются в кубе, образовывая кубовый остаток. По окончанию процесса ректификации этот остаток охлаждают и откачивают. Куб вновь заполняется сырьем и ректификацию возобновляют. Периодичностью процесса обусловлены больший расход тепла и меньшая производительность установки. Далее на рисунке: 2 — ректификационная колонна, 3 — конденсатор-холодильник, 4 — аккумулятор, 5 — холодильник, 6 — насосы.

Установка непрерывного действия лишена многих указанных недостатков. Принципиальная схема такой установки показана на рис.5. Сырье через теплообменник 1 поступает в подогреватель 2 и далее на разные уровни ректификационной колонны 3. Нижние фракции разогревают в кипятильнике 4 и сбрасывают обратно в ректификационную колонну. При этом самая тяжелая часть выводится из кипятильника в низ колонны и вместе с жидким осадком на дальнейшую переработку тяжелых фракций. А легкие фракции сверху в конденсатор-холодильник 5, и далее из аккумулятора 6 частично назад в колонну для орошения, а частично — в дальнейшую переработку легких фракций.

В зависимости от числа получаемых продуктов различают простые и сложные ректификационные колонны. В первых при ректификации получают два продукта, например бензин и полумазут. Вторые предназначены для получения трех и более продуктов. Они представляют собой последовательно соединенные простые колонны, каждая.

Текст просматриваемого вами реферата (доклада, курсовой) урезан на треть (33%)!

Http://area7.ru/referat. php?3875

1 апреля1938 г. На Московском крекинг-заводе была введена в эксплуатацию первая крекинг-установка со щелочной очисткой.

30 мая 1939 г. Была введена в эксплуатацию вторая крекинг-установка.

С 1976 года после реконструкции завода введены установки ЭЛОУ-АВТ-6, каталитического крекирования Г-43-107, риформирования бензинов.

Содержание солей в нефтях, поступающих на нефтеперерабатывающие заводы, обычносоставляет 500 мг/л, а воды – в пределах 1% (масс.). На переработку же допускают нефти, в которых содержание солей не превышает 20 мг/л и воды 0,1% (масс.). Требования к ограничению содержания солей и воды в нефтях постоянно возрастают, так как только снижение солей с 20 до 5 мг/л дает значительную экономию: примерно вдвое увеличивается межремонтный пробег атмосферно-вакуумных установок, сокращается расход топлива, уменьшается коррозия аппаратуры, снижаются расходы катализаторов, улучшается качество газотурбинных и котельных топлив, коксов и битумов.

Электрообессоливающие установки проектируют двухступенчатыми: в электродегидраторах 1-ой ступени удаляется 75-80% (масс.) соленой воды и 95-98% (масс.) солей, а в электродегидраторах 2-ой ступени – 60-65%(масс.) отстоявшейся эмульсионной воды и примерно 92%(масс.) отстоявшихся солей. Число устанавливаемых электродегидраторов при двухступенчатом обессоливании зависит от объема и качества (т. е. содержания воды, солей и стойкости эмульсии) обрабатываемой нефти, от типа и производительности аппарата. Для современных электрообессоливающих установок проектируют только горизонтальные электродегидраторы, которые входят в состав комбинированных установок ЭЛОУ-АТ и ЭЛОУ-АВТ. Преимуществами горизонтальных аппаратов являются: большая площадь электродов, следовательно и большая удельная производительность (объем нефти на единицу сечения аппарата); меньшая вертикальная скорость движения нефти, а значит и лучший отстой воды; возможность проведения процесса при более высоких температурах и давлениях. Подача сырой нефти в низ аппарата обеспечивает ее дополнительную промывку и прохождение через два электрических поля: слабое – между зеркалом воды и нижним электродом и сильное – между электродами. Повышение напряжения между электродами сверх допустимого (22-24кВт ) нежелательно, так как это вызывает обратный эффект – диспергирование капелек воды и увеличение стойкости эмульсии.

Http://www. podelise. ru/docs/index-24612062-2.html

Общая структура мероприятий по предотвращению выбросов в окружающую среду на опасных предприятиях представлена на рис. 6.1. Благодаря такому сочетанию представленных на схеме мер достигается снижение отрицательного воздействия вредных веществ на окружающую среду.

Эффективность собственно технологических мероприятий по с нижению выбросов в окружающую среду определяется экологической чистотой процессов. Экологически чистым процессом является такое производство или совокупность производств, в результате практической деятельности которых негативное воздействие на окружающую среду не происходит или сводится к минимуму. Такие малоотходные технологические системы обеспечивают максимальное и комплексное использование сырья и энергии.

Для предприятий нефтепереработки и нефтехимии, в общем случае, это означает: модернизацию технологического оборудования; контроль над герметизацией оборудования и соблюдением технологического режима; разработку аппаратуры, предотвращающей выбросы в атмосферу либо ограничивающей их до допускаемых уровней; улучшение качества моторных и котельных топлив; очистку отходящих газов; совершенствование и сокращение факельной системы и т. д.

    совершенствование технологических процессов и внедрение малоотходных и безотходных технологий; изменение состава и улучшение качества используемых ресурсов; комплексное использование сырья и снижение потребления ресурсов, производство которых связано с загрязнением окружающей среды; изменение состава и улучшение качества выпускаемой продукции (неэтилированные бензины, малосернистые топлива и т. д.); очистку сбрасываемых промышленных газов.

К мероприятиям по снижению степени распространения вредных веществ, относят: нейтрализацию, консервацию, захоронение и утилизацию выбросов. Следует отметить, что строительство высоких и сверхвысоких труб не уменьшает выброс вредных веществ в атмосферу и степень их распространения, а обеспечивает снижение приземной концентрации вредных примесей.

Основными методами защиты воздушного бассейна от выбросов диоксида серы с дымовыми газами являются:

    усреднение состава перерабатываемых нефтей и, соответственно, остаточных фракций, используемых в качестве нефтезаводского топлива; использование малосернистых остаточных топлив; увеличение доли газа в топливе; очистка топливных газов. Известные методы сероочистки составляют две основные группы: мокрые способы (с использование абсорбентов, суспензий); сухие способы (хемосорбция, адсорбция, катализ).

Наиболее распространенным способом мокрой очистки промышленных газов от диоксида серы является использование растворов и суспензий соединений щелочных, щелочно-земельных металлов, алюминия, органических веществ (сульфит-бисульфитные методы).

При использовании 9,5-10% раствора гидроксида натрия для повышения поглотительной способности добавляют 0,05-0,08% перманганата калия. В случае очистки газов с помощью растворов соды происходит накопление тиосульфата натрия. Чтобы этого избежать, в раствор добавляют 1-3% органических соединений (спиртов, альдегидов). В таком растворе скорость образования тиосульфата в 8-9 раз ниже.

Опробован промышленный абсорбционный метод очистки газов от диоксида серы с использованием сульфита натрия.

Очистка отходящих газов от кислых примесей возможна также с использованием аммиачного метода. В газовую смесь впрыскивают аммиак, который, взаимодействуя с кислыми веществами, образует соединения аммония. Собранная на электрофильтре твердая фаза направляется на регенерацию аммиака, благодаря чему расход аммиака в процессе невелик.

Сероводорода улавливают абсорбентом, содержащим гидроксид железа (III) (Fe(OH)3) с последующей регенерацией насыщенного абсорбента воздухом с образованием смеси элементной серы и Fe(OH)3 с последующим ее разделением. Для снижения расхода реагентов смесь элементной серы и Fe(OH)3 обрабатывают углеводородным конденсатом при 110-120°С. Образующийся углеводородный раствор серы отделяют от Fe(OH)3. Fe(OH)3 подают на первоначальную стадию очистки, а из углеводородного раствора охлаждением выделяют элементную серу, после чего углеводородный конденсат возвращают в цикл.

Общую очистку газов от сероводорода и диоксида серы проводят в псевдоожиженном слое хемосорбента. Хемосорбент получают смешением 10-70% цемента с известняком или доломитом (90-30%) и водой с последующим затвердеванием смеси. Полученный продукт дробят. Для очистки используют фракцию 0,7-2 мм.

В связи с вовлечением в переработку тяжелых нефтей и в большей степени с ужесточением экологических требований по ограничению содержания серы в нефтепродуктах и серосодержащих газовых выбросах в атмосферу современные НПЗ становятся крупными производителями серы.

Согласно оценке Европейской организации по охране окружающей среды за последние пять лет доля серы в перерабатываемой нефти увеличилась на 23%.

Производство серы (процесс Клауса) и серной кислоты на базе утилизации ее из серосодержащих выбросов значительно увеличивают рентабельность товарной серы не только за счет ее реализации, но и за счет сокращения штрафных санкций со стороны природоохранных органов. 90-95% всего производства серы базируются на процессе Клауса. В настоящее время ни один из новых методов получения серы не доведен до такой степени совершенства, как классический процесс Клауса. На большинстве предприятий при строительстве новых установок ориентируются на метод Клауса.

Сырьем для производства серы методом Клауса служит сероводород, образующийся в результате переработки нефти и очистки нефтепродуктов. Сероводород накапливается главным образом во фракции топливного газа.

Таким образом, комплексный подход к проблеме снижения выбросов сернистых соединений позволяет значительно снизить выбросы данного вида загрязнителей в атмосферу даже при увеличении мощностей предприятий и вводе в эксплуатацию новых производств.

Наряду с сернистыми соединениями в газовых выбросах присутствуют оксиды азота и углерода (II), углеводороды, твердые вещества.

Наиболее простым и экономичным методом снижения выбросов NOх является совершенствование процесса сжигания топлива. Поэтому мероприятия по снижению выбросов окислов азота направлены в основном на модернизацию процесса сжигания топлив.

Результат подобных мер снижение содержания диоксида азота в атмосферном воздухе промышленной зоны предприятия.

Снижение выбросов оксида углерода (II) достигается за счет процессов:

С увеличением глубины переработки тяжелого и остаточного сырья, а также с ужесточением экологических требований актуальность проблемы сокращения вредных выбросов в атмосферу на нефтехимических и нефтеперерабатывающих предприятиях возрастает.

Наиболее эффективным способом сокращения выбросов оксида углерода является предотвращение его образования. Для этих целей спроектированы форсунки, обеспечивающие хорошее смешение с воздухом, а, следовательно, более полный дожиг окиси углерода (II). Кроме того, на многих предприятиях внедрены системы контроля за полнотой сгорания топлива.

Основными способами снижения уровня загрязнения атмосферы углеводородами при хранении нефтей и нефтепродуктов являются:

    обеспечение поступлений на завод сырой нефти с давлением насыщенных паров и содержанием минеральных солей, отвечающих стандарту; обеспечение охлаждения светлых продуктов, направляемых в резервуары для хранения, до минимально возможной температуры, для чего необходимо сооружать дополнительные концевые холодильники. Исследования показали, что при снижении на 10 — 15°С температуры охлаждения светлых продуктов перед поступлением их в резервуары для хранения потери от «дыханий» резервуаров уменьшаются в 1,5-2,5 раза; замена резервуаров с шатровой крышей на резервуары с плавающими крышами, понтонами или резервуары, работающие при избыточном давлении. В резервуаре с плавающей крышей нет газового пространства над продуктом, т. е. исключены потери от «дыханий». Резервуары подобных конструкций могут быть большой емкости, что дает значительную экономию капитальных затрат на их сооружение, а также дополнительно сокращаются потери продукта при малых «дыханиях»; обеспечение стабилизации вырабатываемых на заводах бензиновых компонентов и других легких фракций, направляемых для хранения в резервуары. Причинами неудовлетворительной работы системы стабилизации бензиновых компонентов могут быть: низкое давление в стабилизаторах и недостаточное число фракционирующих тарелок, малый диаметр аппарата, низкая температура нагрева продукта, нарушения технологического режима работы и т. п.; оборудование действующих резервуарных парков специальными системами улавливания испаряющихся из резервуаров паров нефтепродуктов: адсорбцией паров на активированных углях с циклической вакуумной регенерацией последних и поглощением десорбированных паров потоком бензина; абсорбцией паров бензином при пониженных температурах; сжиганием выделяющихся паров.

Значительный эффект дает модернизация старых установок завода и выведение из эксплуатации морально и физически изношенных установок. Названные мероприятия позволили значительно снизить общий выброс углеводородов, например, на Московском НПЗ.

Новые технологические установки с малыми удельными потерями, системой утилизации факельного газа, например, установки для выпуска высокооктанового бензина и очистки дизельных топлив от серы, а также ввод в действие нового производства полипропилена позволили сократить выбросы вредных веществ в атмосферу в 10 раз.

С химическими методами переработки углеводородного сырья, особенно каталитическими, помимо вышеуказанных загрязнителей атмосферы, связан выброс твердых пылеобразующих веществ.

Уровень выбросов вредных веществ в окружающую среду в значительной степени зависит от параметров технологических установок. Так, например, при переработке дистиллятного сырья на установке каталитического крекинга эффективность работы катализатора зависит от кратности его циркуляции – чем выше кратность циркуляции, тем эффективнее работа катализатора. Но увеличение кратности циркуляции ведет к более интенсивному выносу катализаторной пыли в атмосферу.

На современных установках каталитического крекинга обычно применяют двухступенчатые системы циклонов в регенераторе и одноступенчатые — в реакторе. Но в случаях превышения предельно допустимых выбросов катализаторной пыли в приземном слое устанавливают дополнительные системы пылеулавливания.

Существует множество схем подобных систем. Но все они должны обеспечивать санитарные требования по уровню предельно допустимых концентраций твердых веществ в приземном слое, а также обладать высоким уровнем надежности.

Наибольшее применение нашли выносные схемы, включающие одновременно групповые или батарейные циклоны, электрофильтр, сепараторы тонкой очистки для подготовки газов и рекуперации их энергии в турбинах.

Http://www. oblasti-ekologii. ru/ecology/vidy-vozdejstvia-na-prirodnuyu-sredu/zashita-atmosfery-pri-pererabotke-nefti

ФИО руководителя компании: Сердюк Федор Иванович; Анисимов Владимир Васильевич

Производство: битумы нефтяные дорожные жидкие; триметиламин технический; толуол нефтяной марка А; растворитель нефрас П1-65/75; коксы нефтяные малосернистые КЗА; катализатор СТК (железохромовый среднетемпературной конверсии оксида углерода); масла дизельные; смола пиролизная тяжелая марка А; смола пиролизная тяжелая марка Б; бензины растворители (сортовые); катализатор ванадиевый отработанный; полиформальдегиды; топливо дизельное для морских дизелей; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 1,0%; селитра аммиачная (побочный продукт) для производства гранулированной аммиачной селитры; масла индустриальные общего назначения марка И-40А; двуокись углерода твердая (сухой лед); битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 40/60; пластификатор диоктилфталат сорт 1; фракция пропиленовая пиролизная; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКО; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКП; кислород газообразный медицинский; азот жидкий технический; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная (слабая); бензол; полиформальдегид марка сорт 1; пластификаторы; ксилол; ацетилен растворенный технический марка А; формалин; катализатор крекинга КР-108; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт высший; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-Ж; водород технический сжатый марка Б; катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-10; кубовый остаток производства бутиловых спиртов; гач дистиллятный марка А; гач дистиллятный марка Б; полистирол ударопрочный марка УПМ-0703Э сорт высший; масло синтетическое марка М-9С; полистирол ударопрочный марка УПС-0803Э; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт 1; пластификатор диметилтерефталат сорт высший; монометиламин технический; кислота серная в моногидрате контактная техническая сорт 1; полистирол ударопрочный марка УПС-0801; мазут флотский марка Ф-5; присадка ВЭС-408; катализатор крекинга КР-110; масла смазочные; ацетилен растворенный технический марка Б сорт 1; ацетилен растворенный технический марка Б сорт 2; сольвент нефтяной утяжеленный; этилен; топливо печное бытовое марка ТПБ сернистое (S-1,1%); масло для универсального адьюванта; метанол-яд сырец; топливо для реактивных двигателей с композицией присадок марка Т-6; мазут топочный каменноугольный; полистирол и сополимеры стирола (полимеры арилолефенов); ангидрид фталевый; стирол марка СДЭБ сорт высший; этилбензолы; жидкие продукты пиролиза марка Е-5; диметиламин (водный раствор); катализатор Г-01; топливо дизельное марка 3-0,5 минус 35; селитра аммиачная – водный раствор для производства катализаторов; сольвенты нефтяные; полистирол модифицированный (ударопрочный); дибутилфталат (Д; гидрат окиси аммония; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт высший; фенолы сырые экстрактивные из вод полукоксования; мазут топочный марка 40; бензин автомобильный АИ-93 неэтилированный; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-17; Переработка нефти первичная; катализатор никелевый для конверсии газообразных углеводородов марка КНГ-1; газ генераторный; катализаторы полиметаллические дезактивированные (отработанные); спирты синтетические жирные высшие фракции; пластификатор диоктилфталат; катализатор очистки газов и жидкостей Д-53М; катализатор окисления марка КО-9; полукокс каменный безводный; катализаторы серебросодержащие дезактивированные (отработанные); полиэтилен; селитра аммиачная (амселитра, нитрат аммония); смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МВ; оксил алюминия активный носитель для катализаторов; кокс нефтяной и сланцевый; декалин; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-0; карбамид (мочевина) ГОСТ 2081-92; пленки полимерные; кислота серная в моногидрате; аммиак жидкий синтетический (безводный) для сельского хозяйства; катализатор ГИПХ-108; шлам-отход производства диоктилфталата; стирол; присадки к маслам; бензин автомобильный А-76 этилированный; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МХ; катализатор алюмопластиновый высокотемпературной изомеризации марка ИП-62М; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 1,0%; аммиак синтетический жидкий технический марка А; этилбензол технический сорт высший; масло вакуумное марка ВС-3; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,2%; полистирол и сополимеры стирола; битум нефтяной строительный марка БН 70/30; керосин-абсорбент; аммиак водный; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт высший; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 2,0%; катализатор ГКА-75 (активная окись алюминия с добавкой каолина); бензол нефтяной; масла электроизоляционные трансформаторные; селитра аммиачная марка Б сорт высший; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 40; кокс нефтяной малосернистый суммарный; гач остаточный; метанол-ректификат (спирт метиловый ректификат); катализатор К-87; аммиак водный технический марка Б 25%; полимеры этилена и его алкилпроизводных (полиолефины); полиэтилен со скользящими добавками; двуокись углерода жидкая сорт высший; углеводороды ароматические многоядерные, фракции ароматических углеводородов и сольвенты; сырье нефтяное для производства технического углерода (термогазойль); масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-53/10Г; спирты синтетические жирные высшие фракции C10-C18; композиции и концентраты пигментов на основе полимеров олефинов прочие; мазут флотский; катализатор алюмоцинкхромовый 601-М; двуокись углерода жидкая высокого давления сорт 1; газ отопительный; полистирол; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 130/200; компоненты высокооктановые; толуол; масла моторные марка М-8Г КИ; мазут топочный (валовой); пластификатор дибутилфталат сорт высший; кислота серная аккумуляторная сорт 1; ангидрид фталевый технический марка Б сорт высший; катализатор КИ-16; отходы полистирольного производства; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПК; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 60/90; этилбензол технический сорт 1; аммиак жидкий технический марка Б; спирт бутиловый нормальный технический марка А; газы углеводородные сжиженные прочие; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт высший; полиформальдегид марка сорт высший; битум нефтяной строительный марка БН 90/10; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-63/12Г; катализатор ЛНХ-М; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная сорт 2; фракция бутилен-бутадиеновая марка А; масло синтетическое марка МТ-4з/8ДС (универсальное моторно-трансмиссионное); катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-6; фракция бутилен-бутадиеновая марка Б; кислота серная в моногидрате улучшенная техническая улучшенная; фракция бутилен-бутадиеновая марка В; кислота серная контактная техническая сорт 2; катализатор очистки газов и жидкостей ИНУС-9; кислота серная в моногидрате контактная; пленка полиэтиленовая рукавная, упаковочная; полиформальдегид графитонаполненный марка ПФЛ-графит; топливо для реактивных двигателей марка РТ; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 62; топливо печное бытовое марка ТПБ малосернистое (S-0,5%); присадки ВНИИНП-360; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-1; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-2; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 90/130; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марок ИМПЭ-3; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,5%; пропиленкарбонат Э; ангидрид фталевый технический марка А сорт высший; масла прочие; газ нефтеперерабатывающих предприятий, сухой; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); бутан-бутиленовая фракция марка высшая; катализатор крекинга; углекислота жидкая; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 2; коксы нефтяные сернистые замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка А; катализатор гидроочистки алюмоникельмолибденсиликатный ГО-30-7; коксы нефтяные сернистые замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка Б; бутан-бутиленовая фракция марка А; масло ВНИИНП ХС-40; ацетилен; топливо печное бытовое; смола пиролизная тяжелая Е-6 марка А; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 1; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 2; азот газообразный технический; растворитель нефрас С3 80/120; соли серной кислоты; масла индустриальные общего назначения марка И-20А; масла трансформаторные гидрокрекинга марка ГК; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт 1; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); масла синтетические марка МАС-30НК; гидроочистка; бензин автомобильный АИ-93 этилированный; пропиленкарбонат; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МТ-15; ангидрид фталевый технический марка Б сорт 1; жидкость тормозная БСК; катализатор АКОХ-1; смола теплостойкая терефталатная ТС-2; полукокс каменноугольный из Черемховского угля марки ПКА-1; бензины; полукокс каменноугольный из Черемховского угля марки ПКА-2; катализатор Катан-1; катализатор Катан-2; катализатор очистки газов и жидкостей Д-71; фракция гексан-гептановая; мазут топочный марка 100 сернистый; сорт 1; метанол-яд технический; топливо дизельное марка 3-0,2 минус 35; катализатор ИП-62М; масла синтетические марка МАС-35; спирты синтетические жирные первичные фракции C10-C16; топливо дизельное; катализатор окисления марка КО-9М; катализатор ДТ-005; катализатор очистки газов и жидкостей РБ-1; катализатор дегидрирования ДП-82; масла для карбюраторных и дизельных двигателей; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт 1; карбамид для сельского хозяйства марка Б сорт 2; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 2,0%; смолы карбамидные; пленки полиэтиленовые; масло гидравлическое марка МГ-32-АС; ксилол нефтяной марка А; катализатор никелевый для конверсии газообразных углеводородов марки ГИАП-8; активная окись алюминия – носитель для катализаторов; кислород газообразный технический; полистирол вторичный ударопрочный; катализатор КО-10; масло вакционное марка М; масла моторные марка М-10Г КИ; катализатор алюмопластиновый дезактивированный (отработанный); формалин технический 37%; пропилен; карбамид для животноводства марки А сорт высший; масла индустриальные серии ИГП марка ИГП-30; масло вакционное марка С; пластификатор дибутилфталат; сополимер триоксана с диоксоланом графитонаполненный; аммиак водный технический марка А 25%; аммиак синтетический; масла индустриальные для гидросистем, зубчатых передач промышленного оборудования (машинные); селитра аммиачная марка А; масла индустриальные серии ИГП марка ИГП-38; селитра аммиачная марка Б; катализатор К-892; бензин автомобильный А-76 неэтилированный; катализатор АП-15; полистирол прочий; газ сухой для коммунально-бытового потребления; масла индустриальные общего назначения марка И-30А; масло синтетическое марка МГД-9; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава; бензины автомобильные; двуокись углерода жидкая сорт 2; карбамид для животноводства марки А сорт 1; карбамид (100% питательных веществ); газы углеводородные сжиженные топливные для коммунально-бытового потребления марка СПБТ; масла моторные; остаток кубовый пропиленкарбоната; нитриты натрия; диметиламин технический; двуокись углерода жидкая; растворитель нефрас С2 80/120; катализатор Д-49; смолы карбамидоформальдегидные немодифицированные; катализатор ПУ (палладированный уголь) ТУ 6-09-5516-84; катализатор ГИАП-8-2М (УГН-1); бензол нефтяной смазки для синтеза; газы углеводородные сжиженные топливные марка СПБТ; катализатор ГИАП-8 марка Ц-15; бензины для химической промышленности; топливо для реактивных двигателей марка ТС-1; ангидрид фталевый технический марка А сорт 1; спирты бутиловые и изобутиловые; топливо дизельное марка Л-0,5 минус 40; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 1; мазут топочный каменноугольный безводный; стирол марка СДЭБ сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 2; раствор дициклопентадиена в нефрасе; катализаторы; бутилены; спирт изобутиловый технический; полистирол вспенивающийся; масло для дифектоскопии марка МКД; тетралин марка М-85; битум нефтяной кровельный марка БНК 45/190; присадка антиокислительная ФЧ-16; полистирол ударопрочный марка УПС-1002; масло индустриальное ИМП-5 многоцелевого назначения; полистирол ударопрочный марка УПС 0803 Л; катализатор АНВС; полиэтилен высокого давления марка 10703-020

Покупка: карбамид (мочевина) для животноводства марка А сорт высший; карбамид (мочевина) для животноводства марка А сорт 1; сырье нефтяное для производства технического углерода (термо-газойль); смола пиролихная тяжелая; фракция бутан-бутиленовая марка высшая; фракция бутан-бутиленовая марка А; газ генераторный; кокс нефтяной малосернистый; масло индустриальное многоцелевого назначения ИМП-5; масло индустриальное общего назначения; масла моторные для автотракторных дизелей; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный) марка ТС-1; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный) марка РТ; нефрас нефтяной С3 80/120; нефрас нефтяной С2 80/120; нефрас нефтяной П1 65/75; аммиак водный технический марка Б 25%; аммиак водный технический марка А 25%; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт высший; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт 2; карбамид (мочевина) для сельского хозяйства марка Б сорт 1; карбамид (мочевина) для животноводства марки А сорт высший; карбамид (мочевина) для животноводства марки А сорт 1; карбамид (100% питательных веществ); селитра аммиачная (побочный продукт) для производства гранулированной аммиачной селитры; селитра аммиачная марка Б сорт 1; селитра аммиачная марка Б сорт высший; шлам-отход производства диоктилфталата; пластификатор диоктилфталат (ДОФ) сорт 1; пластификатор диметилтерефталат сорт высший; полиэтилен со скользящими добавками; полиформальдегид графитонаполненный марка ПФЛ-графит; жидкие продукты пиролиза марка Е-5; пропиленкарбонат; пропиленкарбонат Э; фенолы сырые экстрактивные из вод полукоксования; спирты синтетические жирные первичные фракции C10-C16; спирты синтетические жирные высшие фракции C10-C18; спирт изобутиловый технический; кубовый остаток производства бутиловых спиртов; смола пиролизная тяжелая марка Б; смола пиролизная тяжелая марка А; декалин; тетралин марка М-85; ксилол нефтяной марка А; этилбензолы; бензол нефтяной смазки для синтеза; триметиламин технический; диметиламин (водный раствор); диметиламин технический; монометиламин технический; фракция пропиленовая пиролизная; фракция бутилен-бутадиеновая марка В; фракция бутилен-бутадиеновая марка Б; отходы полистирольного производства; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-3; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-2; полиэтилен низкомолекулярный производства полиэтилена высокого давления (отходы производства) марка ИМПЭ-1; сырье нефтяное для производства технического углерода (термогазойль); сополимер триоксана с диоксоланом графитонаполненный; сольвент нефтяной утяжеленный; стирол марка СДЭБ сорт высший; полистирол ударопрочный марка УПС 0803 Л; полистирол ударопрочный марка УПМ-0703Э сорт высший; полистирол ударопрочный вторичный; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 2; полистирол вспенивающийся марка ПСВ-С сорт 1; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 2; полистирол вспенивающийся марка ПСВ сорт 1; смола терефталатная теплостойкая ТС-2; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МВ; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-17; полиформальдегид марка сорт высший; полиформальдегид марка сорт 1; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКП; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПЭКО; композиция полиэтилена высокого давления с синтетическими каучуками марка ПК; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт высший; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 2; полиэтилен высокого давления марка 10803-020 сорт 1; полиэтилен высокого давления марка 10703-020; остаток кубовый пропиленкарбоната; натрий азотистокилый (нитрит натрия); кислота серная в моногидрате контактная техническая сорт 1; водород технический сжатый марка Б; двуокись углерода жидкая сорт 2; гач остаточный; гач дистиллятный марка Б; гач дистиллятный марка А; бутан-бутиленовая фракция марка высшая; бутан-бутиленовая фракция марка А; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные) топливный марка СПБТ; газ сухой для коммунально-бытового потребления; газ отопительный; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные) газ генераторный; кокс нефтяной сернистый замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка Б; кокс нефтяной сернистый замедленного коксования с размером кусков 0,25 мм марка А; кокс нефтяной малосернистый КЗА; кокс нефтяной малосернистый суммарный; присадки ВНИИНП-360; присадка ВЭС-408; присадка антиокислительная ФЧ-16; битум нефтяной строительный марка БН 70/30; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 40/60; масло вакуумное марка ВС-3; масло вакционное марка С; масло вакционное марка М; масло для дифектоскопии марка МКД; масло синтетическое марка МТ-4з/8ДС (универсальное моторно-трансмиссионное); масло синтетическое марка МГД-9; масло синтетическое марка М-9С; масло для универсального адьюванта; масло ВНИИНП ХС-40; масло трансформаторное гидрокрекинга марка ГК; масло синтетическое марка МАС-35; масло синтетическое марка МАС-30НК; масло индустриальное ИМП-5 многоцелевого назначения; масло индустриальное серии ИГП марка ИГП-38; масло индустриальное серии ИГП марка ИГП-30; масло индустриальное общего назначения марка И-40А; масло индустриальное общего назначения марка И-30А; масло индустриальное общего назначения марка И-20А; масло гидравлическое марка МГ-32-АС; масла моторные марка М-8Г КИ; масла моторные марка М-10Г КИ; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт высший; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-8Г2К сорт 1; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт 1; масла моторные для автотракторных дизелей марка М-10Г2К сорт высший; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-63/12Г; масла моторные автомобильные для карбюраторных двигателей марки М-53/10Г; мазут топочный каменноугольный безводный; мазут флотский марка Ф-5; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 2,0%; мазут топочный марка 40 с содержанием серы до 1,0%; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 2,0%; мазут топочный марка 100 с содержанием серы до 1,0%; мазут топочный каменноугольный; топливо печное бытовое марка ТПБ сернистое (S-1,1%); топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,5%; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава; топливо дизельное марка Л-0,5 минус 40; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 62; топливо дизельное марка Л-0,2 минус 40; топливо дизельное марка 3-0,5 минус 35; топливо дизельное марка 3-0,2 минус 35; топливо дизельное для морских дизелей; топливо для реактивных двигателей с композицией присадок марка Т-6; топливо для реактивных двигателей марка РТ; керосин-абсорбент; растворитель нефрас С3 80/120; растворитель нефрас С2 80/120; растворитель нефрас П1-65/75; раствор дициклопентадиена в нефрасе; полистирол ударопрочный марка УПС-0801; пластификатор дибутилфталат (ДБФ) сорт высший; ангидрид фталевый технический марка Б сорт высший; ангидрид фталевый технический марка Б сорт 1; полиформальдегиды; полистирол ударопрочный модифицированный; фенол и его гомологи; средства пятновыводящие; средства для отбеливания, подсинивания, подкрахмаливания; полукокс каменноугольный безводный; полиформальдегид; полистирол вспенивающийся марка ПСВ; метанол; масла смазочные синтетические; масла вакуумные; карбамид; диоктилфталат; диметилтерефталат; аммиак; амины циклические несимметричные вторичные и третичные; нефрасы; стирол марка СДЭБ сорт 1; топливо дизельное утяжеленного фракционного состава с содержанием серы 0,2%; топливо печное бытовое марка ТПБ малосернистое (S-0,5%); мазуты сернистые; ангидрид фталевый технический марка А сорт высший; ангидрид фталевый технический марка А сорт 1; пластификатор диметилтерефталат; метанол-яд сырец; мазут топочный марка 40; масла различного назначения; мазут топочный марка 100 сернистый; спирт изобутиловый; полистирол ударопрочный марка УПС-0803Э; полистирол ударопрочный марка УПС-1002; фракция гексан-гептановая; толуол нефтяной марка А; ингибиторы; масло холодильное; топливо печное; спирты синтетические жирные высшие фракции; бензин автомобильный АИ-93 этилированный; бензин автомобильный АИ-93 неэтилированный; битум нефтяной строительный марка БН 90/10; этилбензол технический сорт 1; этилбензол технический сорт высший; спирт бутиловый нормальный технический марка А; спирты бутиловые и изобутиловые; полиэтилен высокого давления; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МХ; кислород газообразный медицинский; мазут флотский Ф-5; кислота серная контактная техническая сорт 2; топливо печное бытовое марка ТПБ; пленка полиэтиленовая упаковочная (рукав); кислота серная в моногидрате техническая улучшенная; битум нефтяной кровельный марка БНК 45/190; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 90/130; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 130/200; топливо для реактивных двигателей марка ТС-1; битум нефтяной дорожный вязкий марка БНД 60/90; бензины растворители (сортовые); топливо для реактивных двигателей; ацетилен технический растворенный марка Б сорт 2; ацетилен технический растворенный марка Б сорт 1; двуокись углерода твердая (сухой лед); селитра аммиачная марка А; углекислота твердая; битум строительный; пластификатор диоктилфталат (ДОФ); смола карбамидоформальдегидная марка КФ-0; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная сорт 2; смолы карбамидоформальдегидные немодифицированные; кислота серная в моногидрате контактная; масла трансформаторные электроизоляционные; масла прочие; битум нефтяной дорожный жидкий; фракция бутилен-бутадиеновая марка А; бензол нефтяной; этилбензол; азот газообразный технический; метанол-яд технический; ацетилен технический растворенный марка А; аммиак синтетический жидкий технический марка А; вода аммиачная; кислота азотная в моногидрате неконцентрированная (слабая); селитра аммиачная (амселитра, нитрат аммония); масла автомобильные; бензол нефтяной для синтеза; фракция бутан-бутиленовая; сольвенты нефтяные; масла трансмиссионные; ксилол; бензины для химической промышленности; кокс нефтяной электродный; мазуты малосернистые; двуокись углерода жидкая высокого давления сорт 1; формалин технический 37%; толуол; нефтепродукты темные; бензин автомобильный А-76 этилированный; аммиак жидкий технический марка Б; двуокись углерода жидкая сорт высший; формалин; кислород газообразный технический; кислота серная; масло моторное автомобильное; полистирол вспенивающийся; полистирол и сополимеры стирола; стирол; фракция пропан-бутановая (кондиция для быта); двуокись углерода жидкая; селитра аммиачная; аммиак синтетический; гидрат окиси аммония; удобрения азотные; мазут топочный (валовой); бензин автомобильный А-76 неэтилированный; ангидрид фталевый; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-Ж; средства по уходу за автомобилями; метанол-ректификат (спирт метиловый ректификат); жидкость тормозная БСК; аммиак жидкий синтетический (безводный) для сельского хозяйства; кислота серная аккумуляторная сорт 1; бензол; смола пиролизная тяжелая Е-6 марка А; кислота серная в моногидрате; масла машинные; масла трансформаторные; аммиак водный; карбамид (мочевина) ГОСТ 2081-92; углекислота жидкая; смолы карбамидные; кокс нефтяной; нефтепродукты светлые; битум нефтяной; топливо дизельное зимнее; топливо дизельное летнее; мазут флотский; газ углеводородный сжиженный прочий; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); углеводороды алифатические; спирт бутиловый; полиэтилен; пленка полимерная; пластификаторы; катализаторы; масла для карбюраторных и дизельных двигателей; масла дизельные; присадки к маслам; масла электроизоляционные трансформаторные; мазуты топочные; средства моющие синтетические; средства чистящие; масла индустриальные; пропан-бутан бытовой; бензин автомобильный; топливо печное бытовое; бутилен; пропилен; масла смазочные; бензин; масла моторные; топливо дизельное; ацетилен технический; полистирол; этилен; пленка полиэтиленовая; смола карбамидоформальдегидная марка КФ-МТ-15; битум дорожный; удобрения минеральные; азот жидкий технический; ацетилен; пластификатор дибутилфталат (ДБФ)

Услуги: коксование тяжелых нефтяных остатков; коксование тяжелых нефтяных остатков; гидроочистка

Дополнительная информация: ОАО АНГАРСКАЯ НЕФТЕХИМИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ входит в нефтяную компанию НК ЮКОС

Производство: мазут топочный (валовой); коксование тяжелых нефтяных остатков; риформинг каталитический для повышения октановой характеристики автомобильных бензинов; товары бытовой химии; газ сжиженный; мазут марка М-100; бензины автомобильные; переработка нефтесырья на вторичных процессах; кокс нефтяной и сланцевый; газойль вакуумный; пропан-бутан бытовой; нефтепродукты светлые; Переработка нефти первичная; топливо дизельное; нефтепродукты; крепитель ЧГУ (раствор сплава жирных кислот растительных и таллового масел с канифолью в уайт-спирите); топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный); бензин; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); нефтепродукты темные; средства моющие синтетические; топливо моторное; топливо печное бытовое; деэмульгаторы; мазут марка М-40; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); уайт-спирит (растворитель нефрас С4-155/200); диэмульгаторы; кокс нефтяной; бензины авиационные; кокс прокаленный

Услуги: переработка нефтяного сырья; Переработка нефти первичная; переработка нефтесырья на вторичных процессах-каталитический риформинг; каталитический риформинг для повышения октановой характеристики автомобильных бензинов

ФИО руководителя компании: Демьяненко Егор Александрович; Санников Александр Леонидович

Производство: бензины для химической промышленности; бензины автомобильные; топливо дизельное летнее; бензин автомобильный А-76 неэтилированный; мазут; газойль вакуумный; бензин автомобильный марка АИ-91 этилированный; топливо дизельное; нефтепродукты; сырье пиролизное для нефтехимии; бензины; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный); бензин автомобильный марка А-80 этилированный; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); битумы нефтяные строительные, кровельные, изоляционные и другие; топливо дизельное зимнее; изобутан (фракция изобутановая); пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); битумы нефтяные дорожные

Название предприятия: АЧИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД ВНК, ОАО

Телефон компании: 5-33-60; Санников Александр Леонидович; 5-33-00; (39151) 5-34-50; 5-33-10

Покупка: бензины для химической промышленности; изобутан; бензин автомобильный А-76 неэтилированный; газойль вакуумный; пропан-бутан бытовой; битум строительный; топливо дизельное; битум нефтяной изоляционный; мазуты малосернистые; сырье пиролизное для нефтехимии; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный); бензин; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); битум нефтяной строительный; бензин автомобильный; нефтепродукты темные; изобутан (фракция изобутановая); керосин; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); топливо технологическое; бензин автомобильный АИ-91 этилированный; бутан; фракция пропан-бутановая (кондиция для быта); топливо дизельное летнее; бензин автомобильный А-80 этилированный; мазут; топливо для реактивных двигателей; нефтепродукты светлые; битум нефтяной дорожный; битум нефтяной кровельный; битум дорожный; мазуты топочные; топливо дизельное зимнее; фракция изобутановая

Адрес компании: 450064, Россия, Республика Башкортостан, Уфа, ул. Ульяновых, 74

Производство: спирты высшие синтетические жирные фракции C6-C8; кислоты синтетические жирные фракций C17-C20; спирты высшие для пластификаторов; диангидрид пиромеллитовой кислоты; кислоты жирные синтетические фракций C5-C9; кислоты жирные синтетические фракций C10-C20; толуол нефтяной марка А; парафины нефтяные твердые желтые; парафины нефтяные твердые белые; изобутан (фракция изобутановая); кислоты жирные синтетические фракций C5-C21 и выше; спирты синтетические жирные высшие фракции; параксилол нефтяной; бензины; алкилбензин; оборудование химическое и запасные части к нему; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); фракции гексан-гептановые; толуол; средства моющие синтетические; Переработка нефти первичная; парафины нефтяные жидкие мягкие; парафины нефтяные; обувь резиновая; материалы лакокрасочные; ксилол; кокс нефтяной; кислота серная в моногидрате контактная; кислота серная в моногидрате; бензол; бензины растворители (сортовые); бензины для химической промышленности

Название предприятия: КОМСОМОЛЬСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД-РОСНЕФТЬ, ОАО

Производство: бензины растворители (сортовые); обувь резиновая; бензины авиационные; топливо моторное; топливо для реактивных двигателей ТС-1; топливо судовое; нефтепродукты; Переработка нефти первичная; топливо дизельное летнее; мазут топочный (валовой); обувь из ПВХ; кокс нефтяной; бензин автомобильный АИ-76 неэтилированный; бензины; мазут топочный марка 100 сернистый; топливо дизельное; бензин автомобильный АИ-93; бензины автомобильные; мазут топочный марка 40 малосернистый; топливо дизельное арктическое

Покупка: мазут топочный марка 40 малосернистый; бензин автомобильный АИ-76 неэтилированный; мазут топочный марка 100 сернистый; Переработка нефти первичная; топливо печное; топливо для реактивных двигателей ТС-1; топливо судовое; топливо дизельное арктическое; бензины растворители (сортовые); топливо для реактивных двигателей; обувь из ПВХ; нефтепродукты темные; мазут малосернистый; бензин авиационной; мазут топочный (валовой); кокс нефтяной; нефтепродукты светлые; бензин автомобильный АИ-93; топливо дизельное зимнее; топливо дизельное летнее; мазут топочный; топливо моторное; обувь резиновая; бензин автомобильный; бензин; топливо дизельное

Дополнительная информация: Московское представительство: тел. :(095)413-33-96

Название предприятия: КОРПОРАЦИЯ КАПОТНЯ, МЕЖРЕГИОНАЛЬНАЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ КОМПАНИЯ, ЗАО

Телефон компании: Егоров Александр Викторович; 702-17-14; (495) 171-09-10

ФИО руководителя компании: ул. Стахановская, 4; Егоров Александр Викторович

Телефон компании: 59-83-11; 52-37-29; 69-83-90; 59-44-94; (8612) 94-21-94; 52-07-83

Производство: бензины для химической промышленности; бензины автомобильные; пропан-бутан бытовой; топливо дизельное; мазуты малосернистые; топливо печное; топливо дизельное летнее; топливо для реактивных двигателей; мазуты топочные; топливо моторное; мазуты сернистые

Услуги: каталитический риформинг для получения ароматических углеводородов; переработка нефтесырья на вторичных процессах – каталитический риформинг; каталитический крекинг; Переработка нефти первичная

Название предприятия: ХАБАРОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, ОАО

Производство: бензин автомобильный А-72 этилированный; бензины автомобильные; бензин автомобильный АИ-93; топливо дизельное; мазут топочный марка 100 сернистый; гудроны масляные; бензины; топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный); газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); битумы нефтяные строительные, кровельные, изоляционные и другие; фракции керосино-газойлевые; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); мазут топочный (валовой); мазут флотский; углеводороды твердые (нефтяные и сланцевые); топливо дизельное специальное; нефтепродукты; бензин автомобильный А-76; бензины растворители (сортовые); битумы нефтяные дорожные жидкие

Покупка: гудрон; битум нефтяной изоляционный; парафины; бензины растворители (сортовые); топливо для реактивных двигателей; гудроны масляные; битум нефтяной дорожный жидкий; мазут топочный М-100 сернистый; битум нефтяной кровельный; бензин автомобильный А-72 этилированный; битум нефтяной строительный; нефтепродукты темные; топливо дизельное специальное; мазут топочный (валовой); топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный); углеводороды твердые (нефтяные и сланцевые); нефтепродукты светлые; бензин автомобильный АИ-93; фракции керосино-газойлевые; бензин автомобильный А-76; мазут топочный; мазут флотский; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); растворители; бензин автомобильный; битум; газ сжиженный; бензин; топливо дизельное

Услуги: переработка нефтесырья на вторичных процессах; каталитический риформинг для повышения октановой характеристики автомобильных бензинов; переработка нефти и; Переработка нефти первичная; переработка нефтесырья на вторичных процессах-каталитический риформинг; переработка нефти и нефтесырья; каталитический риформинг

Дополнительная информация: Московское представительство: 115572 г. Москва, Ореховый бул., офис 217, тел. : (495)394-85-35, 393-52-04; Московское представительство: 115572, г. Москва, Ореовый бул., офис 217, тел. :(095)394-85-35, 393-52-04

Производство: бензин автомобильный А-92 неэтилированный; бензины автомобильные; бензин автомобильный А-76 неэтилированный; топливо дизельное; бензины; газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); топливо печное бытовое; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); кокс нефтяной; гудрон нефтяной; мазут топочный (валовой); мазут флотский; топливо дизельное летнее; бензин автомобильный А-80 неэтилированный; нефтепродукты; топливо моторное; битумы нефтяные дорожные; битумы нефтяные строительные, кровельные

Покупка: гудрон нефтяной; бензин автомобильный А-80 неэтилированный; битум нефтяной кровельный; битум нефтяной строительный; битум нефтяной дорожный; нефтепродукты темные; бензин автомобильный А-92 неэтилированный; мазут топочный (валовой); бензин автомобильный А-76 неэтилированный; кокс нефтяной; нефтепродукты светлые; топливо дизельное летнее; мазут флотский; пропан-бутановая фракция (кондиция для быта); газ сжиженный (газы углеводородные сжиженные); топливо моторное; бензин автомобильный; топливо печное бытовое; бензин; топливо дизельное; нефтепродукты

Услуги: каталитический риформинг для повышения октановой характеристики автомобильных бензинов; переработка нефтесырья на вторичных процессах – каталитический риформинг; Переработка нефти первичная; переработка нефтесырья на вторичных процессах-каталитический риформинг

Http://aboutcompany. ru/company. php? id=7475

Прогнозы развития нефтеперерабатывающей и газоперераба­тывающей отраслей в странах бывшего СССР неразрывно связа­ны с прогнозами добывающих предприятий и уровнем потребле­ния продуктов нефти и газа. Надо отметить, что Россия, проводя реформы, стоит перед тремя важнейшими проблемами в области нефтепереработки:

1. Снижение добычи нефти и газа в 90-х годах 20-го столетия ставит Россию в условия нефтяного кризиса, выйти из которого можно за счет углубления переработки нефти и применения энергосберегающих технологий.

2. Резкое повышение цен на нефтепродукты, нефть и газ, доведение этих цен до мирового уровня существенно снижают их потребление. Это может привести к значительному уменьшению загрузки мощностей по первичной переработке нефти на заводах,

Что заставит усилить поиск инвестиций (возможно, западных) на реконструкцию нефтеперерабатывающих предприятий с целью увеличения доли вторичных процессов, связанных с углублением переработки нефти. При этом на первый план выходят также вопросы энергоемкости производств завода.

3. Изоляция российских нефтеперерабатывающих заводов от конкуренции привела к тому, что большинство нефтепродуктов, выпускаемых в России, не соответствует мировому уровню. В первую очередь это касается бензинов, которые по своим характеристикам значительно уступают зарубежным аналогам.

В настоящее время в России устанавливаются экономические законы, действующие в ведущих странах мира, что позволяет делать прогнозы, учитывая опыт развития этих стран. Россий­ской нефтеперерабатывающей промышленности предстоит в течение 10-15 лет не только ликвидировать отставание от стран Запада, но и развиваться в соответствии с экономическими законами развитых стран.

В настоящее время в России наблюдается резкий рост цен на нефть и газ. В стране широкими темпами возрастает инфляция, что оказывает отрицательное влияние на все отрасли промыш­ленности, включая нефтяную. Цены на нефтепродукты настолько высоки, что основной массе потребителей нечем рассчитываться, и долги у заводов перед добытчиками растут, достигнув уже астрономических показателей.

По мнению авторов, будущее нефтеперерабатывающих про­изводств-в скорейшем их слиянии с добывающими комплекса­ми, как это имеет место в США. Несколько таких компаний в России уже создано. Это, например, российская нефтяная компания ЛУКойл, в состав которой вошли нефтедобывающие предприятия Сибири, два нефтеперерабатывающих завода (в Перми и Волгограде), автозаправочные станции. Надо отметить, что будущее нефтеперерабатывающих заводов-в совместной работе с автозаправочными станциями. В США отделы нефтяных компаний, занимающиеся нефтепереработкой, так и называются: нефтеперерабатывающие заводы, транспортировка нефтепродук­тов, маркетинг. В понятие маркетинга входит круг вопросов, связанных с автозаправочными станциями, качеством бензина и других видов топлив и определением спроса на нефтепродукты.

В настоящее время заводы выпускают бензин, просто соответ­ствующий ГОСТам, не заботясь о повышении его качества и зная, что закрепленные за ним области (например, России) возьмут бензин любого качества.

В 1993 г. появилась еще одна интегрированная нефтяная компания – ЮКОС, в состав которой наряду с добывающими предприятиями вошли нефтеперерабатывающие заводы произ­водственного объединения «Куйбышевнефтеоргсинтез».

Рассмотрим перспективы развития нефтеперерабатывающих заводов России.

В Министерстве по топливу России одобрен план реконструк­ции заводов до 2005 г., намечены к строительству комплексы по глубокой переработке нефти. Нет только ясности, откуда брать деньги на столь грандиозное строительство. Предполагается, что заводы сами будут добывать средства на это за счет продажи нефтепродуктов за рубеж, а правительство будет снижать налоги.

По нашему мнению, каждый завод, особенно топливного профиля, должен иметь современную установку каталитического крекинга с предварительной гидроочисткой тяжелого нефтяного сырья, установки алкилирования и изомеризации легких бензи­новых фракций, производство высокооктановых эфиров из газов; необходимы реконструкция или строительство установок совре­менного каталитического риформинга, увеличение конверсии гудрона. Возможно ли это к концу нынешнего столетия? Весьма проблематично, если учесть, что поддержка заводов государ­ством практически отсутствует.

Чтобы выйти на уровень ведущих стран мира по выпуску хотя бы высокооктановых бензинов А-92, АИ-93, что соответствует по американским стандартам обычному премиальному бензину с октановым числом 89, равным полусумме октановых чисел бензинов, измеренных по исследовательскому и моторному мето­дам, необходимо довести отношение мощности установок ката­литического крекинга к мощности установок первичной пере­работки нефти с 4,1 до 15%, каталитического риформинга-с 8,7 до 15%, алкилирования – с 0,2 до 4,0%, изомеризации легких бензиновых фракций-до 3-4% [83].

Это задача пятнадцати-двадцати лет, если ею по-настоящему будут заниматься. К 2000 г. важно сократить выпуск этилиро­ванных бензинов хотя бы в 2 раза-до 30%, что возможно только при налаживании производства кислородсодержащих высокоок­тановых добавок и строительства установок алкилирования.

Ниже приведен прогноз изменения структуры потребления бензинов в России в ближайшие 15 лет:

Мощности установок, являющихся источни­ками высокооктановых компонентов бензина, % к мощности первичных установок пере­работки нефти:

Как можно отметить, в настоящее время большая часть выпускаемого в России бензина имеет октановое число 76, измеренное по моторному методу, что соответствует 80 по исследовательскому методу. Этот бензин не имеет аналогов в мире из-за низких эксплуатационных свойств и не отвечает требованиям, предъявляемым к современным двигателям. При проведении всех описанных мероприятий возможно резко сни­зить его выпуск уже в ближайшие 5-10 лет. То же самое можно отнести к производству этилированных бензинов. Эти бензины настолько экологически вредны, что снижение их выпуска должно стать первоочередной задачей всей нефтеперерабатываю­щей промышленности. Кроме того, этилированные бензины не позволяют ставить на выхлопные трубы автомобилей нейтрали – заторы-катализаторы, которые дожигают СО до С02, поскольку свинец, входящий в состав этиловой жидкости, необратимо отравляет катализатор. Решить эту проблему можно только, увеличивая выпуск неэтилированных бензинов и устанавливая нейтрализаторы в автомобили.

Весьма актуальная задача-организация в ближайшее время производства алкилата и кислородсодержащих добавок, что позволит снизить содержание ароматических и непредельных углеводородов в автомобильных бензинах и приблизить их качество к уровню бензинов, выпускаемых в США, а также соответствие мощностей нефтеперерабатывающих заводов уров­ню потребления бензина в первые 10 лет следующего столетия. Предполагается повышение потребления бензина на 30-40% по сравнению с существующим уровнем.

Расчеты показывают, что мощности заводов справятся с пере­работкой нефти на первичных установках при увеличении мощ­ностей установок каталитического крекинга, коксования, алкили­рования, а также производству кислородсодержащих высоко­октановых компонентов бензина. При этом глубина переработки нефти на заводах в среднем по России должна возрасти к 2000 г. до 72-75%, а к 2010 г.-до 82-85%.

Необходимо отметить, что потенциальный рост светлых нефтепродуктов возможен также в результате модернизации установок прямой перегонки нефти, которая позволит увеличить отбор светлых нефтепродуктов от потенциала до 96-97% против 92-93% в 1994 г.

Эту модернизацию при наличии средств возможно провести на заводах в ближайшие 5-10 лет.

Для стимулирования строительства современных установок по глубокой переработке нефти крайне желательно было бы дифференцировать цены на нефть в зависимости от ее качества и сделать доступным для заводов покупку нефти различного качества. Тогда более экономически обоснованными были бы строительство и реконструкция установок каталитического кре­кинга, гидрокрекинга, коксования и гидроочистки топлив.

О перспективах потребления дизельных топлив и улучшения их качеств. Прогнозируется достаточно высокий рост выпуска авто­мобилей с дизельными двигателями при одновременном сокра­щении удельного расхода топлива. Это означает, что увеличение потребления дизельного топлива к началу века может составить 20-30% по отношению к нынешнему состоянию. Увеличение выпуска дизельного топлива возможно не только за счет модер­низации установок прямой перегонки нефти, но и за счет введе­ния установок гидрокрекинга вакуумного газойля и гидрирова­ния дизельных фракций каталитического крекинга, коксования, термического крекинга.

В общем объеме выпускаемых дизельных топлив по России малосернистые топлива [с содержанием серы менее 0,2% (мае.)] составляют 60%, остальные-это топлива с содержанием серы 0,2-0,5% (мае.). В ближайшие 5-10 лет предполагается увели­чить выпуск малосернистых [менее 0,2% (мае.)] дизельных топлив по России до 80-85%, что возможно как за счет строи­тельства новых установок гидроочистки, так и за счет введения в процесс новых, более эффективных катализаторов гидро­очистки, способных снижать содержание серы до 0,05% (мае.).

В ближайшие годы планируется начать производство дизель­ного топлива с содержанием серы 0,05% (мае.) для городского транспорта и транспорта, работающего в зонах с ограниченным воздухообменом.

Договоренность о производстве таких топлив для москов­ского городского транспорта имеется, например, с руководством Московского нефтеперерабатывающего завода. Учитывая, что ведущие страны Запада начали переходить на использование дизельного топлива с содержанием серы 0,05% (мае.), работы в этом направлении нефтеперерабатывающей промышленности России необходимо развивать и поддерживать. Следует напом­нить, что если вредные выбросы из выхлопных труб автомобилей с бензиновым двигателем удается еще определенным образом сдерживать с помощью нейтрализаторов, то сернистые соедине­ния, присутствующие в дизельном топливе, после сгорания в виде оксидов серы попадают в атмосферу практически на 100%, что грозит серьезными экологическими проблемами. Поэтому, учитывая, что содержание серы в дизельном топливе в десятки раз больше, чем в бензине, сернистые выбросы являются очень серьезными трудностями при эксплуатации дизельных двига­телей.

В развитых странах уже давно приняты жесткие ограничения на выбросы вредных веществ в атмосферу от источников потреб­ления печных, котельных и судовых топлив. В России этому вопросу уделяется недостаточное внимание. Топочный мазут является основным по объему продуктом переработки нефти: его доля в общем расходе топлива на нужды энергетики достигает 13-13,5%. Как мы уже отмечали, большая часть котельных

Топлив с нефтеперерабатывающих заводов является сернистой [содержание серы колеблется от 2,0 до 3,5% (мае.)]. Тепловые электростанции не имеют эффективных газоочистительных уста­новок, а НПЗ заводы – установок по обессериванию остаточных топлив, что приводит к неблагоприятной экологической обста­новке в ряде регионов страны. В ближайшее время выпуск в больших количествах котельного малосернистого топлива наладить не удастся – установки гидрообессеривания остатков требуют больших капитальных затрат. Выход заключается толь­ко в переводе тепловых электростанций на газ и покупке за границей газоочистительных установок.

О потреблении смазочных масел в России. Ожидается, что за счет экономии расхода масел оно сохранится на уровне 1990 г. Прогнозируется увеличение в ближайшие 5-10 лет выпуска моторных масел групп Г, Д и Е (масел, соответствующих международному уровню) с 40 до 60-65%. Как известно, большая часть моторных масел, произведенных в России, значи­тельно уступает по качеству зарубежным аналогам и в ближай­шее время, по-видимому, вряд ли станет конкурентоспособной. По мнению авторов, имея хорошие базовые масла, необходимо организовать совместные предприятия с известными фирмами, имеющими пакет присадок, добавок, которые позволят сделать российские масла конкурентоспособными на мировом рынке.

Такой опыт имеется, например, у производственного объеди­нения «Нижний-Новгороднефтеоргсинтез» и фирм Кастрол и Тексако.

Состояние российской науки в области переработки нефти и газа. Построенные в предыдущие годы комплексы по глубокой переработке нефти уступают аналогичным зарубежным комплек­сам по расходованию энергетических средств, металло – и материалоемкости, степени автоматизации. Учитывая это, а также то, что эти комплексы были построены при активном участии российских специалистов и ученых, руководители нефте­перерабатывающих заводов предпочитают приобретать зарубеж­ную технологию за валюту, вырученную от экспорта нефте­продуктов.

В то же время отраслевая наука располагает конкуренто­способными разработками в области глубокой переработки нефти и облагораживания нефтепродуктов, в первую очередь гидрокаталитических процессов, каталитического крекинга утя­желенного вакуумного газойля и мазута, замедленного коксова­ния и др. Эти разработки нуждаются в поддержке создающихся нефтяных компаний. Иначе многие элементы этих исследований или сами разработки будут куплены иностранными фирмами и затем проданы в комплексе установок российским заводам.

Если не будут предприняты какие-то особые меры по защите отраслевых институтов от полного исчезновения, то перспективы науки, занимающейся проблемами переработки нефти и газа,

Весьма мрачны. Российские ученые в ближайшее время станут сотрудниками известных нефтяных компаний и фирм, которые будут заниматься вопросами реконструкции и строительством новых установок на нефтеперерабатывающих заводах. С другой стороны, может быть и не нужны большие отраслевые научно – исследовательские институты, а, как на Западе, исследователь­ские центры должны формироваться на базе фирм и компаний, конкурируя между собой.

Рассмотрим перспективы развития основных процессов нефтепереработки в России.

Первичная переработка нефти. Возможные пути совершенст­вования атмосферно-вакуумных установок переработки нефти заключаются в увеличении отбора фракций от потенциала. Как правило, российские установки по сравнению с зарубежными аналогами не добирают светлых фракций на 3-5%. Проведение модернизации позволит выйти на уровень лучших западных производств.

Термические процессы. К термическим процессам мы в первую очередь относим висбрекинг, термический крекинг и коксование. На Западе все эти процессы направлены в первую очередь на увеличение выхода светлых нефтепродуктов. В России установки висбрекинга для получения котельного топлива пониженной вязкости имеют право на жизнь и, по-видимб^у, будут строиться или реконструироваться на базе установок первичной переработ­ки нефти.

Термический крекинг. Новые установки строить нецелесо­образно, старые какое-то время могут функционировать, пока будут списаны в связи с большой энергоемкостью.

Пиролиз. Установки пиролиза бензиновых фракций на заводах ведущих нефтяных держав используют для получения этилена – сырья для производства полиэтилена. На российских заводах планируется проведение реконструкции установок с целью увели­чения производительности и использования на них в качестве сырья более тяжелых фракций.

Коксование. Как уже отмечалось, на российских заводах наи­более распространены установки замедленного коксования, вырабатывающие рядовой кокс и светлые продукты невысокого качества. Планируется перевод части этих установок на получе­ние игольчатого кокса при наличии соответствующего сырья, строительство установок прокалки кокса с целью приближения его к мировому уровню. Строительство новых установок замед­ленного коксования может сдерживаться отсутствием установок по облагораживанию бензинов коксования и легкого газойля коксования.

В ближайшее время на российских заводах не планируется строительство установок непрерывного коксования в псевдо – ожиженном слое, хотя российские специалисты были одними из основателей этого процесса.

Каталитические процессы. Среди каталитических процессов наиболее распространены каталитический крекинг, каталити­ческий риформинг, гидроочистка нефтяных фракций, гидро­крекинг, алкилирование, изомеризация, производство кислород­содержащих добавок (метил-гар<?т-бутилового эфира).

Развитие процесса каталитического крекинга в России в ближайшие 15-20 лет будет определяться, во-первых, рекон­струкцией существующих установок каталитического крекинга с псевдоожиженным слоем катализатора 1А-1М и ГК-3, частично Г-43-107 и, во-вторых, модернизации катализаторов для устано­вок каталитического крекинга с шариковым катализатором и строительством новых установок каталитического крекинга тяжелого нефтяного сырья по западным технологиям. Кроме задач, связанных с улучшением технологии каталитического кре­кинга, необходимо решать задачи по вводу просто новых мощ­ностей каталитического крекинга как главного процесса, позво­ляющего существенно улучшить структуру выпускаемых бензи­нов. Очевидно, в ближайшее время ряд установок каталитичес­кого крекинга смогут после реконструкции и ввода новых эффективных катализаторов перерабатывать смесь вакуумного газойля с мазутом или просто мазут.

Переход установок каталитического крекинга с вакуумного газойля на мазут позволит решить проблемы тяжелых нефтяных остатков, резко увеличить глубину переработки нефти и сущест­венно повысить выход высокооктановых компонентов бензина.

Каталитический риформинг. После принятия конгрес­сом США решения об ужесточении стандартов по содержанию бензола и ароматических углеводородов в бензине в США не­сколько снизился интерес к процессу риформинга, так как высокооктановый компонент вырабатывался путем ароматиза­ции прямогонной бензиновой фракции. В России, как мы уже отмечали, имеется существенное отставание по мощностям риформинга от ведущих стран мира. Поэтому в ближайшее время на ряде заводов необходимо построить новые установки (на некоторых они уже запланированы, например, Кстовский нефтеперерабатывающий завод, Ярославский нефтеперерабаты­вающий завод). Целесообразно новые установки проектировать и строить по технологии ЮОПи с непрерывной регенерацией катализатора. Эта технология хорошо зарекомендовала себя в мире и опробована на заводах в Баку и Уфе. Совершенствова­ние этих установок должно идти по направлению увеличения выхода риформата и повышения октанового числа. Существую­щие на заводах установки риформинга с неподвижным слоем катализатора нуждаются в реконструкции с целью приблизить их показатели к показателям установок ЮОПи.

Гидроочистка нефтяных фракций. При строительстве новых установок предпочтение следует отдавать строительству установок гидрообессеривания тяжелых нефтяных фракций, кото­

Рых сегодня в России нет. Перспективы развития процесса-в освоении новых эффективных катализаторов гидроочистки, суще­ственно уменьшающих содержание серы в гидрогенизате, строи­тельстве установок гидрообессеривания нефтяных остатков, улучшении компрессорного оборудования.

Гидрокрекинг нефтяных фракций. В мире этот процесс достаточно широко распространен, что нехарактерно, однако, для России. По-видимому, в ближайшие 10-15 лет он в России не будет широко развиваться (в Ярославле, например, установка гидрокрекинга вакуумного газойля, построенная на 50%, в настоящее время законсервирована) вследствие дороговизны и большой энергоемкости производства. В перспективе будет по­строена установка гидрокрекинга в Салавате.

Алкилирование изобутана олефинами. В мире широ­ко распространены 2 процесса алкшщрования – сернокислотное и фтористоводородное.

В России фтористоводородное алкилирование не применя­ется, несмотря на то что его показатели превышают показатели процесса сернокислотного алкилирования. Установки серно­кислотного алкилирования, работающие на заводах России, нуждаются в реконструкции, поскольку невысока мощность уста­новок-90-100 тыс. т в год. В ближайшей перспективе необходи­мо в первую очередь снизить расход серной кислоты приблизи­тельно в 2 раза, чтобы достигнуть показателей зарубежных установок, уменьшить энергоемкость процесса, повысить октано­вое число алкилата и увеличить его выход. На существующем оборудовании сделать это практически невозможно. Намечено строительство установок сернокислотного алкилирования мощ­ностью 200-220 тыс. т в год по сырью. В России разработан процесс алкилирования изобутана олефинами на твердых катали­заторах, ожидается доведение его до промышленного образца.

Изомеризация легких бензиновых фракций. На заво­дах ведущих стран мира процесс изомеризации легких бензино­вых фракций широко применяется с целью улучшения пусковых свойств двигателя, которые существенно зависят от октанового числа бензиновой фракции н. к,- 62 °С. В России этот процесс не получил распространения из-за дороговизны.

В то же время практика ведущих стран Запада показывает, что в бензине обязательно должен присутствовать легкий изо­меризат, улучшающий эксплуатационные свойства бензинов. В ближайшее время следует спроектировать ряд установок изо­меризации или перепрофилировать другие существующие уста­новки изомеризации углеводородов С4-С5.

Производство масел. На ряде заводов России построены современные комплексы по производству масел по проектам российских специалистов.

В настоящее время в целом базовые масла на ряде заводов (например, в Волгограде, Ярославле, Кстово) получают доста­

Точно высокого качества. Реконструкция этих комплексов и от­дельных установок необходима, но большая потребность – в производстве конкурентоспособных присадок, которые, по – видимому, можно получать совместно с ведущими фирмами.

Таким образом, перспективы развития нефтеперерабатываю­щей промышленности России-в углублении переработки нефти и кооперации с нефтяными компаниями западных стран. Только этот путь позволит заводам обеспечить потребности России в нефтепродуктах мирового уровня.

Http://bookzie. com/book_406_glava_126_5.32.8._PRINJATIE_NASLEDSTVA_I. html

Добавить комментарий