Основные нефтеперерабатывающие заводы

Нефть — это важное исходное сырье для химии и нефтехимии. Она перерабатывается на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) и нефте­химических комбинатах (НХК), где выпускается большое количество различных видов нефтепродуктов в виде светлого моторного топлива — бензина и керосина, и углеводородного сырья для промышленности органического синтеза и полимерной химии (технико-экономические показатели нефтеперерабатывающей отрасли представлены в табл. 2.9). В 1995 г. первичная переработка нефти составила 180 млн т. К основ­ным факторам, влияющим на размещение нефтеперерабатывающей промышленности, относятся: сырьевой (районы добычи нефти) и по­требительский (районы потребления нефтепродуктов).

Снижение (-), повышение затрат на 1 руб. продукции, % к предыдущему году

Под воздействием сырьевого фактора нефтеперерабатывающие заво­ды и нефтехимические комбинаты размещены в районах добычи нефти:

Потребительский фактор обусловливает размещение НПЗ на пути транспортировки сырой нефти, в районах и центрах, получающих неф­тепродукты по магистральным нефтетрубопроводам, протяженность которых в границах бывшего СССР составляет в настоящее время уже около 100 тыс км.

Восточно-Сибирском — Ачинск, Ангарск (по пути следования нефти по трубопроводу

В районах западной зоны России перерабатывается более 75% неф­ти, в восточной зоне — около 25%.

Основные направления магистральных нефтетрубопроводов: из Западной Сибири к районам европейской части России, в страны СНГ и Западной Европы — западное, юго-западное, северо-западное, в Ка­захстан — южное и в Восточную Сибирь — восточное.

Главные направления развития нефтеперерабатывающей промы­шленности за последние десятилетия — это укрепление и комбиниро­вание мощностей по первичной переработке нефти, внедрение оборудования крупнотоннажных комплексов по намечаемому углублению процессов переработки нефти до 75% к 2000 г. и до 82—84% к 2010 г., что позволит сократить объем производства мазута и значительно уве­личить производство светлого моторного топлива, нефтехимической продукции для органического синтеза и полимерной химии.

Http://www. bibliotekar. ru/economicheskaya-geografia/18.htm

Эффективное развитие бизнеса компании в области переработки и торговли зависит от поддержания разумного баланса между возможностями по переработке нефти и сбыту нефтепродуктов и объемами добываемой нефти. Проектная мощность нефтеперерабатывающих предприятий, контролируемых ТНК-ВР, составляет около 771 тыс. барр./сут. (38,6 млн тонн нефти в год). Основные активы – Рязанская нефтеперерабатывающая компания (РНПК), Саратовский НПЗ (СНПЗ), Нижневартовское нефтеперерабатывающее объединение (ННПО, г. Нижневартовск, Западная Сибирь), Красноленинский НПЗ (г. Нягань, Западная Сибирь) и Лисичанский НПЗ (ЛИНИК) в Украине. Кроме этого, ТНК-ВР имеет операционный контроль над 50-процентной долей в «Ярославльнефтеоргсинтез» (ЯНОС) в Центральной России, которым компания владеет на паритетной основе с «Газпром нефтью».

В 2011 году объем нефтепереработки ТНК-ВР достиг рекордной величины и составил 747 тыс. барр./сут., что на 15 тыс. барр./сут. выше уровня предыдущего года. Значительным достижением стало увеличение покрытия добычи мощностями переработки до 44,5% за счет снятия технологических ограничений и улучшения производственной эффективности. Капиталовложения в нефтепереработку достигли около 472 млн долл. США и были в основном использованы на техническую и производственную модернизацию на основных предприятиях, включая замену колонны на установке первичной переработки нефти, а также усовершенствование погрузочной эстакады для светлых нефтепродуктов на Саратовском НПЗ.

В течение 2011 года компания инициировала ряд мер по улучшению финансовых результатов украинского бизнеса, включая увеличение объема толлинговых операций на Лисичанском НПЗ, ЛИНИКЕ, оптимизацию состава поставок сырья, сокращение персонала головного офиса и сокращение издержек. Данная программа позволила показать положительный финансовый результат в течение первых девяти месяцев 2011 года. В четвертом квартале 2011 года ЛИНИК работал с убытком, в основном из-за изменения системы налогообложения в России, что отрицательно сказалось на эффективности толлинга.

Принимая во внимание экономическую ситуацию в Украине, менеджмент принял решение временно приостановить поставки нефти на ЛИНИК с 1 марта 2011 года и поставить завод на ремонт.

В 2012 году капитальные инвестиции компании увеличатся на 17% благодаря переходу к активному этапу реализации крупных проектов качества и развития на НПЗ в Рязани и Саратове.

— Пилотный проект по переходу на трехлетний пробег установок комплекса АТ-6 первичной переработки нефти

— Вывод за штат подразделений по поддержке бизнеса с оптимизацией персонала в количестве 330 человек

— Эффект от реализации программ по повышению энергоэффективности и сокращению потерь превысил 10 млн долл. США

Http://dev. tnk-bp3.3ebra. com/ru/processing_and_trade/oil_refining/

Производители бензина продолжают терять внутренний рынок — по итогам августа они занимают уже менее его трети, сообщили вчера в Минэнерго. Переработчики не выдерживают конкуренции с импортерами и уверены, что если до конца года не будут введены пошлины на импорт топлива, они будут вынуждены переориентироваться на экспорт либо закрыться. Это сделает рынок более зависимым от колебаний мировых цен и приведет к подорожанию топлива до европейского, считают эксперты.

В августе в Украине объем переработки нефти был на 44% меньше, чем годом ранее, сообщили “Ъ” в департаменте нефтяной, газовой и нефтеперерабатывающей промышленности Минэнерго. Всего было переработано 653,4 тыс. т нефти, работали только два нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) — Кременчугский и Лисичанский. Причем последний работал с материнской компанией ТНК-ВР на условиях процессинга, и большая часть произведенных им нефтепродуктов была отправлена в Россию.

С 2005 года доля украинских переработчиков на внутреннем рынке неуклонно уменьшалась. По итогам 2010 года производители заняли всего 55% рынка против 65% в 2009 году и 91% в 2004 году. Но наибольшее падение произошло в этом году — объем переработки по итогам восьми месяцев составил 6 млн т против 6,9 млн т в прошлом году. А доля отечественных нефтепродуктов на рынке сократилась с 45% до 29% (см. таблицу).

Потеря рынка украинскими заводами связана с тем, что белорусские и российские НПЗ покупают нефть без пошлины. При этом экспортная пошлина на производимые в этих странах нефтепродукты ниже экспортной пошлины на нефть, которую платят украинские НПЗ. Неравные условия в сентябре прошлого года вынудили прекратить работу Одесский (принадлежит “Лукойлу”), Дрогобычский и Надворнянский НПЗ (контролируются структурами группы “Приват”). Под угрозой остановки находятся Кременчугский (“Укртатнафта”) и Лисичанский нефтеперерабатывающие заводы. В январе по инициативе Минэнерго и нефтепереработчиков Межведомственная комиссия по международной торговле (МКМТ) при Кабмине начала специальное расследование в отношении увеличения импорта нефтепродуктов, но до сих пор не приняла никаких решений. В апреле импортеры оспорили работу МКМТ в Окружном админсуде Киева. Разбирательство длится до сих пор.

Председатель правления “Укртатнафты” Павел Овчаренко отмечает, что значительное падение объемов переработки нефти в августе связано с повышением экспортной пошлины на нефть в России. “Пошлина на экспорт нефти из России постоянно растет, и чем она выше, тем нам сложнее работать. Если еще в начале месяца переработка одной тонны нефти приносила нам убыток в $80, то сейчас это $100”,— пояснил господин Овчаренко. По его словам, если до конца года не будут введены пошлины на импорт топлива, украинские НПЗ переориентируются на экспорт либо закроются.

Аналитик консалтинговой компании UPECO Александр Сиренко отмечает, что основным противником введения пошлин является владелец группы “Континиум” Игорь Еремеев, который с 2005 года остановил работу принадлежащего ему Херсонского НПЗ и сейчас контролирует 11-12% всего импорта нефтепродуктов в страну. “У него есть довольно мощное влияние на отдельных чиновников в правительстве, которое обусловлено тем, что господин Еремеев входит в политсовет “Народной партии” Владимира Литвина”,— говорит господин Сиренко. Этим, по словам эксперта, и объясняется задержка в ходе расследования относительно импорта нефтепродуктов. “Украинскому правительству не дают защитить рынок от экспансии импортного топлива. Импортеры подали в суд, в котором состоялось уже восемь судебных разбирательств по надуманным поводам”,— отмечают в “Лукойле”. Игорь Еремеев от комментариев отказался.

Гендиректор сети “Донецкойлсервис” Виктор Мартиросян считает, что сокращение доли украинских нефтепродуктов сделает рынок более зависимым от колебаний мировых цен. “Основным ориентиром станет цена нефти по котировкам Platts. Автомобилистам надо готовиться к тому, что сегодня цена может быть 10 грн, завтра — 14 грн, а через два дня снова 10 грн, и так целый месяц”,— говорит господин Мартиросян. По мнению начальника аналитического отдела ИК “Брокеркредитсервис” Максима Шеина, среди всех стран Восточной Европы Украина сегодня сильнее всех зависит от импортных нефтепродуктов. “Обычно государства обеспечивают себя собственным топливом, по крайней мере, на 40%”,— отмечает он. В ближайший год это приведет к тому, что цены на нефтепродукты в Украине сравняются с восточноевропейскими, то есть могут достигнуть 2-3 евро за литр Аи-95, прогнозирует эксперт.

Http://economica. com. ua/print/article/2080760.html

Предохранительные клапана – трубопроводная арматура, предназначенная для защиты от механического разрушения оборудования и трубопроводов избыточным давлением, путем автоматического выпуска избытка жидкой, паро – и газообразной среды из систем и сосудов с давлением сверх установленного. Клапан также должен обеспечивать прекращение сброса среды при восстановлении рабочего давления. Предохранительный клапан является арматурой прямого действия, работающей непосредственно от рабочей среды, наряду с большинством конструкций защитной арматуры и регуляторами давления прямого действия.

С помощью задатчика клапан настраивается таким образом, чтобы усилие на золотнике обеспечивало его прижатие к седлу запорного органа и препятствовало пропуску рабочей среды, в данном случае настройку производят специальным винтом.

Основным назначением переключающего устройства (ПУ) является поочередное подключение предохранительных клапанов к установке, соответственно рабочий режим для одного предохранительного клапана и режим резерва для другого предохранительного клапана. Сферой применения являются химические и нефтехимические системы, а также нефтеперерабатывающие заводы.

Блок предохранительный представляет собой устройство, состоящую из двух предохранительных клапанов и переключающего устройства, соединенных между собой цепной передачей с целью синхронного управления. Блок предохарнительных клапанов предназначен для обеспечения непрерывной работы технологического цикла на линиях трубопроводов в случаях, когда по условиям работы может возникнуть необходимость отключения одного из предохранительных клапанов путем перекрытия потока рабочей среды, для нефтеперерабатывающей, нефтегазодобывающей, нефтехимической, газовой и энергетической отраслей промышленности.

При производстве нашего оборудования (предохранительных клапанов, запчастей к ним и комплектующих деталей) большое внимание уделяется контролю качества. Контроль качества на всех стадиях производства гарантирует продолжительный срок службы выпускаемого оборудования.

Http://kars-valves. ru/index. php? page=2

Имеющихся в Татарстане уже разведанных запасов нефти достаточно для её добычи на нынешнем уровне в течение еще как минимум 30 лет. Геологоразведочные работы и внедрение новых методов увеличения отдачи пластов позволят продлить этот период еще на несколько десятилетий. Крупнейший в республике центр нефтехимической промышленности находится в Нижнекамске. В нем сосредоточено 23% производимой в Татарстане промышленной продукции, около 30% экспорта.

Нижнекамск — город населением 235 тыс человек. Расположен на реке Кама в 35 км от Набережных Челнов и в 230 км от Казани.

Нижнекамская соборная мечеть — центральный мусульманский храм города.

Четкое функциональное зонирование территории города заметно по тому, как жилые районы города отделены от промышленной зоны химкомбината. Промзона расположена на расстоянии в несколько километров от городских микрорайонов.

Нижнекамск стал своего рода экспериментальной площадкой, на которой отрабатывались традиционные приёмы планировки и застройки городов.

В Нижнекамском муниципальном районе расположен один из крупнейших в России центров нефтехимической, нефтеперерабатывающей и энергогенерирующей промышленности.

«Нижнекамскнефтехим» – крупнейшее нефтехимическое предприятие в Европе.

«Нижнекамскнефтехим» занимает ведущую позицию среди отечественных производителей синтетических каучуков, пластиков и этилена. Всего в ассортименте выпускаемой продукции компании – более ста наименований.

Из нижнекамского сырья производят бытовую технику, посуду, медицинское и лабораторное оборудование, офисные принадлежности и многое другое.

Производственный комплекс компании включает в себя 10 заводов основного производства. На предприятии работает более 17 тыс человек.

«Нижнекамскнефтехим» крупнейший в Татарстане потребитель электрической и тепловой энергии, вырабатываемой «Татэнерго».

Начиная с 1997 года из состава комбината постепенно выделился нефтеперерабатывающий завод, который теперь принадлежит ОАО «ТАИФ-НК».

Комплекс, включающий в себя нефтеперерабатывающий завод, завод бензинов и производство по переработке газового конденсата. Продукция включает в себя: бензин, керосин, дизельное топливо, вакуумный газойль, фракции бутан-бутиленовая, пропан-пропиленовая.

В первом полугодии 2014 года ОАО «ТАИФ-НК» переработано 4 453 тыс тонн сырья, в том числе 3 929 тыс. тонн нефти и 524 тыс. тонн газового конденсата.

Http://zen. yandex. ru/media/id/5a8e580a1410c3c44dc274d9/nijnekamsk–rossiiskaia-stolica-neftehimii–5ad6c0e2a815f1b5f4cbfcca

Глава 2 отменена. Действует Справочник базовых цен на проектные работы для строительства. Объекты нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

Отдельные производства и цехи промышленности синтетического каучука, объекты отрасли синтетических жирозаменителей и поверхностно-активных веществ.

1. В настоящей главе приведены цены на проектирование основных цехов производств синтетического каучука и мономеров для них, объектов отрасли синтетических жирозаменителей и поверхностно-активных веществ.

2. Стоимость проектирования генерального плана и благоустройства производств определяется исходя из фактической площади, занимаемой ими (стоимость 1 га – 1,21 тыс. руб.), а стоимость проектирования подключения цехов, входящих в состав этих производств к тепломатериалопроводам, сетям водоснабжения и канализации, электрокабельным сетям, сетям связи и т. д. определяется исходя из фактической их протяженности.

3. Ценами на проектирование цехов и отделений предусмотрено проектирование выпуска продукции одной марки. При проектировании цеха на выпуск дополнительных марок продукции (каучуков, латексов и др.) стоимость каждой дополнительной марки принимается с К-0,3 сверх основных стоимости проектирования.

4. В таблицах 3-3, 3-4, 3-5 приведены цены только на цехи и отделения основного производства; цены на подсобно-производственные, вспомогательные и общезаводские объекты и коммуникации, входящие в состав производств или комплексов, определяются дополнительно по соответствующим главам настоящего раздела или, в случае необходимости, по другим разделам Сборника.

Http://smetamds. ru/documents/11/pir_tex/1991/03_Glava-02.htm

Для обеспечения перспективного внутреннего спроса на нефтепродукты и их экспорта предусматривается развитие нефтеперерабатывающей отрасли, и прежде всего на основе повышения эффективности использования нефтяного сырья. Приоритетом станет повышение качества моторных топлив в соответствии с изменением транспортного парка при сохранении технологически оправданного использования мазута в качестве резервного топлива на теплоэлектростанциях, безусловное удовлетворение нужд обороны страны.

При всех вариантах развития, кроме критического, ожидается рост объемов переработки нефти (рис. 10). К 2010 году он может достигнуть 190 – 200 млн. т/год и к 2020 году – 190 – 215 млн. т/год с одновременным увеличением глубины переработки до 75 процентов в 2010 году и до 80 – 85 процентов к 2020 году. Объем производства моторных топлив (автомобильного бензина, дизельного топлива, авиакеросина) может увеличиться до 100 – 110 млн. т в 2010 году и до 115 – 135 млн. т в 2020 году. Выход светлых нефтепродуктов увеличится с 54 процентов в 2002 году до 66 – 68 процентов в 2020 году. При критическом варианте развития объем переработки нефти будет снижаться и может составить в 2020 году немногим более 170 млн. т.

Начиная с 2005 – 2006 годов по мере увеличения экспорта нефти и консолидации российскими нефтяными компаниями активов ряда зарубежных нефтеперерабатывающих заводов будет происходить снижение экспорта нефтепродуктов, прежде всего “полупродуктов” (прямогонного мазута, ряда марок дизельного и бункерного топлива).

Основное направление развития нефтепереработки – модернизация и реконструкция действующих нефтеперерабатывающих заводов с опережающим строительством мощностей по углублению переработки нефти, повышению качества нефтепродуктов и производству катализаторов.

Реконструкция и модернизация НПЗ предусматривает опережающее развитие технологических комплексов по углублению переработки нефти и повышению качества продукции с использованием таких процессов, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование остатков, висбкрекинг, а также внедрение современных технологий по каталитическому риформингу бензинов, гидроочистке дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей, изомеризации, алкилированию, гидродепарафинизации и деароматизации, получению кислородосодержащих высокоактивных добавок.

Необходимо ликвидировать отставание в производстве современных моторных масел, для чего предусматривается развивать производство высокоиндексных базовых масел и эффективных присадок к маслам различного назначения.

В целях приближения производства нефтепродуктов к их потребителям возможно строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах допустимо развитие сертифицированных малых заводов с полным циклом переработки нефти.

Целевой задачей отрасли является также обеспечение необходимым сырьем нефтехимической промышленности, стоимость продукции которой на порядок выше стоимости продукции собственно нефтепереработки. Рост потребности химической и нефтехимической промышленности в углеводородном сырье даже в условиях широкого внедрения ресурсосберегающих технологий уже к 2010 году составит (против уровня 2002 года) 2 – 2,5 раза.

Значительное повышение качества нефтепродуктов и доведение его до экологически обоснованных стандартов – одно из важнейших условий выведения нефтеперерабатывающей отрасли на современный технический уровень, достижение которого обеспечит потребности страны в качественном моторном топливе, смазочных маслах, сырье для нефтехимии и других нефтепродуктах. Требования к качеству производимых нефтепродуктов должны быть закреплены законодательно.

Повышение требований к качеству нефтепродуктов и модернизация предприятий нефтепереработки обеспечат улучшение экологической обстановки, снижение удельных энергетических затрат при производстве продукции. Так, только прекращение производства дизельного топлива с содержанием серы выше 0,2 процента и рост потребления малосернистого дизельного топлива в России (уже в 2005 году на 9 млн. т) снизят суммарные выбросы в атмосферу оксидов серы от использования моторного топлива более чем в два раза.

Приоритетными направлениями научно-технического прогресса в нефтепереработке являются:

Разработка и создание катализаторов для гидрогенизационных процессов с высокой гидрообессеривающей активностью и гидрокрекирующей способностью, высокоэффективных реагентов, адсорбентов и абсорбентов, новых видов высокооктановых кислородсодержащих добавок к бензинам, а также разработка технологий их производства;

Повышение качества дизельного топлива и авиационного керосина на основе глубокой гидроочистки и гидроароматизации;

Получение малосернистого котельного топлива и малосернистого сырья для деструктивной переработки;

Разработка технологии и модульного оборудования для переработки тяжелых нефтяных остатков за счет термического воздействия до 430 °C без водорода;

Разработка технологии производства кокса игольчатой структуры и гидрогенизационных технологий для производства базовых компонентов масел, освоение процессов изокрекинга и изодепарафинизации.

Инновационная программа должна обеспечить условия для реализации этих приоритетных направлений.

Достижение намечаемых параметров развития нефтеперерабатывающей промышленности потребует соответствующего роста инвестиций, основными источниками которых будут собственные средства нефтяных компаний.

Http://www. protown. ru/information/hide/hide_597.html

3 Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий. 3

Процесс переработки нефти по глубине переработки можно разделить на два основных этапа:

1 разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2 переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка товарных нефтепродуктов (вторичная переработка). Углеводородные соединения, содержащиеся в нефти, имеют определенную температуру кипения, выше которой они испаряются. Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции:

В) мазут, который подвергается дополнительной перегонке (при дистилляции мазута получаются соляровые масла, смазочные масла и остаток – гудрон).

В связи с этим нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов (в частности, каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование), призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рисинок 1).

Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рисунок 2).

Рисунок 2. – Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета )

При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рисунок 3).

При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).

К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.

В России функционирует 27 крупных НПЗ и 211 МНПЗ. Кроме того, ряд ГПЗ также занимаются переработкой жидких фракций (конденсата). При этом имеет место высокая концентрация производства – в 2010 г. 86,4 % (216,3 млн т) всей первичной переработки жидких УВ осуществлялось на НПЗ, входящих в состав 8 вертикально-интегрированных нефтегазовых компаний (ВИНК) (рисунок 4). Ряд российских ВИНКов-ОАО "НК "ЛУКОЙЛ", ОАО "ТНК – BP ", ОАО "Газпром нефть", ОАО "НК "Роснефть" — владеют либо планируют покупку и строительство НПЗ за рубежом (в частности, в Украине, Румынии, Болгарии, Сербии, Китае).

Объемы первичной переработки нефти в 2010 г. независимыми компаниями и МНПЗ составляют сравнительно с ВИНКами незначительные величины-26,3 млн т (10,5 %общероссийского объема) и 7,4 млн т (2,5 %) соответственно при показателях загрузки установок первичной переработки 94, 89 и 71 % соответственно.

По итогам 2010 г. лидером по объему первичной нефтепереработки является "Роснефть"- 50,8 млн т (20,3 % общероссийского). Значительные объемы нефти перерабатывают заводы "ЛУКОЙЛа" —45,2 млн т, "Группы Газпром" —35,6 млн т, ТНК-ВР – 24 млн т, "Сургутнефтегаза" и "Башнефти" — по 21,2 млн т.

Крупнейший в стране завод – Киришский НПЗ мощностью 21,2 млн т/год (ОАО "Киришинефтеоргсинтез" входит в состав ОАО "Сургутнефтегаз"); другие крупные заводы также контролируются ВИНКами: Омский НПЗ (20 млн т) —"Газпром нефтью", Кстовский (17 млн т) и Пермский (13 млн т)— "ЛУКОЙЛом", Ярославский (15 млн т)-ТНК-ВР и "Газпром нефтью", Рязанский (16 млн т) —ТНК-ВР.

В структуре выпуска нефтепродуктов концентрация производства наиболее высока на сегменте бензинов. В 2010 г. предприятия ВИНКов обеспечивали 84 % производства нефтяных топлив и масел в России, в том числе около 91 % выпуска автомобильного бензина, 88 % — дизельного топлива, 84 % – мазута. Автомобильные бензины поставляются преимущественно на внутренний рынок, в основном контролируемый ВИНКами. Заводы, входящие в состав компаний, имеют наиболее современную структуру, относительно высокую долю вторичных процессов и глубину переработки.

Рисунок 4. – Первичная переработка нефти по основным компаниям и концентрация производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.

Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.

Значения Индекса Нельсона (коэффициента технологической сложности) для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рисунок 5). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.

Региональное распределение предприятий, обеспечивающих более 90 % первичной переработки нефти в России, характеризуется существенной неравномерностью как по территории страны, так и по объемам переработки, относящимся к отдельным федеральным округам (ФО) (табл. 1).

В Приволжском ФО сосредоточено более 40 % всех российских нефтеперерабатывающих мощностей. Наиболее крупные заводы в округе принадлежат "ЛУКОЙЛ" ("Нижегороднефтеоргсинтез" и "Пермнефтеоргсинтез"). Значительные мощности контролируются "Башнефтью" (Башкирская группа предприятий) и "Газпромом" ("Группа Газпром"), а также сосредоточены на НПЗ "Роснефти" в Самарской области (Новокуйбышевский, Куйбышевский и Сызранский). Кроме этого, существенную долю (около 10 %) обеспечивают независимые переработчики —НПЗ "ТАИФ-НК" и Марийский НПЗ.

В Центральном ФО перерабатывающие предприятия обеспечивают 17 % всего объема первичной переработки нефти (без учета МНПЗ), при этом на ВИНКи ("ТНК-ВР" и "Славнефть") приходится 75 % объема, а на МосковскийНПЗ-25 %.

В Сибирском ФО функционируют заводы "Роснефти" и "Группы Газпром". "Роснефть" владеет крупными заводами в Красноярском крае (Ачинский НПЗ) и Иркутской области (Ангарская НХК), а "Группа Газпром" контролирует один из крупнейших и высокотехнологичных заводов на территории России – Омский НПЗ. В округе перерабатывается 14,9 % нефти в стране (без учета МНПЗ).

В Северо-Западном ФО расположены самое крупное российское нефтеперерабатывающее предприятие "Киришинефтеоргсинтез" (Киришский НПЗ), а также Ухтинский НПЗ, суммарные мощности которых составляют несколько более 10 % общероссийского показателя.

В Южном ФО сосредоточено около 10 % мощностей по первичной переработке нефти, при этом почти половину объема переработки (46,3 %) обеспечивают предприятия "ЛУКОЙЛа".

В Дальневосточном ФО перерабатывается 4,5 % российской нефти. Здесь расположены два крупных завода — Комсомольский НПЗ, контролируемый "Роснефтью", и "Альянс-Хабаровский НПЗ", входящий в группу компаний "Альянс". Оба завода находятся на территории Хабаровского края, их суммарная мощность — около 11 млн т в год.

Таблица 1. – Распределение объёмов переработки нефти предприятиями ВИНКов и независимыми производителями по федеральным округам в 2010 г. (без учёта МНПЗ)

В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т. о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до 2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций

1,5 трлн руб. и генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также представлена система технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки.

В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации.

Самые современные перерабатывающие предприятия нефтегазового комплекса без использования катализаторов не способны выпускать продукцию с высокой добавленной стоимостью. В этом состоит ключевая роль и стратегическое значение катализаторов в современной мировой экономике.

Катализаторы принадлежат к высокотехнологичным изделиям, с которыми связывают научно-технический прогресс в базовых отраслях экономики любой страны. С использованием каталитических технологий в России производится 15% валового национального продукта, в развитых странах — не менее 30%.

Расширение масштабов применения макротехнологии «Каталитические технологии» является мировой тенденцией технологического прогресса.

С высоким предназначением катализаторов резко контрастирует пренебрежительное отношение российского бизнеса и государства к их разработке и производству. продукции, при создании которой использовались катализаторы, их доля в себестоимости составляет менее 0,5%, что было интерпретировано не как показатель высокой эффективности, а как малозначимая отрасль, не приносящая большого дохода.

Переход страны к рыночной экономике, сопровождавшийся сознательной утратой государством контроля в области разработки, производства и применения катализаторов, что было очевидной ошибкой, обусловил катастрофический спад и деградацию отечественной катализа горной подотрасли.

Российский бизнес сделал выбор в пользу применения импортных катализаторов. Возникла прежде не существовавшая зависимость от импорта катализаторов в нефтепереработке — 75%, нефтехимии — 60%, химической промышленности — 50%, уровень которой превышает критический с точки зрения суверенитета (способности функционировать без импортных закупок) перерабатывающих отраслей экономики страны. По масштабу зависимость нефтехимической отрасли России от импорта катализаторов можно квалифицировать как «каталитический наркотик».

Возникает вопрос: насколько объективна эта тенденция, отражает ли она естественный процесс глобализации или является экспансией мировых лидеров в области производства катализаторов? Критерием объективности может быть низкий технический уровень отечественных катализаторов либо их высокая цена. Однако, как показали результаты выполнения Институтом катализа СО РАН и ИППУ СО РАН инновационного проекта «Разработка нового поколения катализаторов для производства моторных топлив», отечественные промышленные катализаторы крекинга марки Люкс и риформинга ПР-71, эксплуатируемые на установках нефтяных компаний «Газпромнефть» и ТНК-ВР, не только не уступают, но по ряду параметров показывают преимущества по сравнению с лучшими образцами ведущих национальных компаний мира при существенно меньшей стоимости. Меньшая эффективность отечественных промышленных катализаторов отмечается для процессов гидропереработки нефтяного сырья, что в ряде случаев оправдывает их импорт.

Из-за отсутствия в течение длительного времени динамики существенной модернизации катализаторной подотрасли сложилась ситуация, когда производства катализаторов перешли в пограничную область (с преобладанием оценок полного ее исчезновения) либо, в лучшем случае, были поглощены иностранными фирмами. Однако, как показывает опыт (упомянутый выше инновационный проект), даже незначительная поддержка государства позволяет реализовать имеющийся научно-технический и инженерно-технологический потенциал для создания конкурентоспособных промышленных катализаторов и противостоять давлению мировых лидеров в этой области. С другой стороны, это показывает губительность положения, при котором производство катализаторов оказывается непрофильной и малодоходной областью деятельности крупных нефтяных компаний. И только понимание исключительной важности катализаторов для экономики страны в состоянии радикально изменить угнетенное положение катализаторной промышленности. При наличии в нашей стране профессиональных инженерно-технологических кадров и производственного потенциала государственная поддержка и комплекс организационных мер позволят стимулировать востребованность отечественных каталитических технологий, поднять производство катализаторов, так необходимых для модернизации нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплексов, что в свою очередь обеспечит рост эффективности использования углеводородных ресурсов.

Ниже рассмотрены задачи, которые представляются актуальными для разработки новых каталитических систем для важнейших процессов нефтепереработки.

На этапе развития каталитического крекинга дистиллятного сырья наиболее важной задачей было создание катализаторов, обеспечивающих максимальный выход компонентов автобензинов. Многолетняя работа в этом направлении проводилась ИППУ СО РАН в сотрудничестве с нефтяной компанией «Сибнефть» (в настоящее время «Газпромнефть»), В результате был разработан и налажен выпуск промышленных катализаторов крекинга (последняя серия «Люкс»), которые по химическому строению и технологии производства принципиально отличаются от зарубежных каталитических композиций. По ряду эксплуатационных характеристик, а именно по выходу крекинг-бензина (56% масс.) и селективности его образования (83%) эти катализаторы превосходят импортируемые образцы.

В настоящее время в ИППУ СО РАН завершены научно-исследовательские работы по созданию каталитических систем, обеспечивающих выход бензина до 60—62% при селективности на уровне 85—90%. Дальнейший прогресс в этом направлении связан с повышением октанового числа крекинг-бензина с 91 до 94 (по исследовательском методу) без значительной потери выхода продукта, а также со снижением содержания серы в бензине.

Последующий этап развития каталитического крекинга в отечественной нефтехимической промышленности. предусматривающий использование нефтяных остатков (мазута) в качестве сырья, потребует каталитических систем, обладающих высокой металлостойкостью. Под этим параметром понимают степень накопления катализатором металлов ( Ni и V. которые в структуре порфиринов содержатся в углеводородном сырье) без ухудшения его эксплуатационных характеристик. В настоящее время содержание металлов в работающем катализаторе достигает 15000 ррт. Предлагаются подходы к нейтрализации дезактивирующего действия Ni и V за счет связывания этих металлов в слоистых структурах матрицы катализатора, что позволит превзойти достигнутый уровень металлоемкости катализаторов.

Нефтехимический вариант каталитического крекинга, технология которого получила название «глубокий каталитический крекинг», является ярким примером процесса интеграции нефтепереработки и нефтехимии. По этой технологии целевым продуктом являются легкие олефины С2—С4, выход которых достигает 45—48%(масс.). Каталитические композиции для данного процесса должны отличаться повышенной активностью, что предполагает включение в состав катализаторов нетрадиционных для крекинга цеолитов и высококислотных компонентов нецеолитной структуры. Соответствующие исследования по разработке современного поколения катализаторов глубокого крекинга ведутся в ИППУ СО РАН.

Эволюционное развитие научных основ приготовления катализаторов в направлении химического конструирования каталитических композиций как нанокомпозиционных материалов является основным направлением деятельности ИППУ СО РАН в области совершенствования и создания новых катализаторов.

Каталитические системы на основе композиции Pt + Sn + Cl /А l 2 O 3 и технологии процесса риформинга с непрерывной регенерацией катализатора обеспечивают очень высокую глубину ароматизации углеводородного сырья, которая приближается к термодинамически равновесной. Совершенствование промышленных катализаторов риформинга в последние десятилетия осуществляется по пути оптимизации физико-химических свойств и модификации химического состава носителя — оксида алюминия, преимущественно γ модификации, а также путем модернизации технологий его производства. Лучшие носители катализаторов — однородно-пористые системы, в которых доля пор размером 2.0—6.0 нм составляет не мене 90% при общем удельном объеме пор 0.6—0.65 см3/г. Важно обеспечить высокую стабильность удельной поверхности носителя, на уровне 200—250 м2/г, чтобы она мало изменялась при окислительной регенерата катализатора. Это связано с тем, что от удельной поверхности носителя зависит его способность удерживать хлор, содержание которого в катализаторе в условиях риформинга необходимо поддерживать на уровне 0,9-1.0% (масс.).

Работы по совершенствованию катализатора и технологии его приготовления обычно базируются на модели активной поверхности, но зачастую исследователи руководствуются огромным экспериментальным и промышленным опытом, накопленным более чем за 50 лет эксплуатации процесса, считая с перехода на установки платформинга. Новые разработка направлены на дальнейшее повышение показателей по селективности процесса ароматизации парафиновых углеводородов (до 60%) и продолжительное первого реакционного цикла (не менее двух лет).

Высокая стабильность работы катализатора становится главным преимуществом на рынке катализаторов риформинга. Показатель стабильности определяется продолжительностью межремонтных пробегов установок риформинга, который увеличивался по мере совершенствования технологического оборудования последние 20 лет с 6 месяцев до 2 лет и имеет тенденцию к дальнейшему росту. К настоящему времен научные основы оценки фактической стабильности катализатора еще не разработаны. Можно экспериментально определить с помощью различных критериев только относительную стабильность. Корректность такой оценки с точки зрения ее объективности для прогноза длительности работы катализатора в промышленных условиях вызывает дискуссию.

Отечественные промышленные катализаторы серий ПР, REF, RU по эксплуатационным характеристикам не уступают зарубежным аналогам. Тем не менее увеличение их стабильности остается актуальной технологической задачей.

Процессы гидропереработки отличаются очень высокой производительностью. Их интегральная мощность достигла уровня 2.3 млрд. т/год и составляет почти 60% от объема продуктов переработки нефти в мировой экономике. Производство катализаторов гидропереработки 100 тыс. т/год. Номенклатура их насчитывает более 100 марок. Таким образом, удельный расход катализаторов гидропереработки в среднем составляет 40—45 г/т сырья.

Прогресс в создании новых катализаторов гидрообессеривания в России менее значителен, чем в развитых странах, где работы в этом направлении были стимулированы законодательными нормами содержания серы во всех видах топлива. Так, по европейским стандартам лимитируемое содержание серы в дизельном топливе в 40—200 раз меньше, чем по российским стандартам. Примечательно, что столь существенный прогресс достигнут в рамках одной и той же каталитической композиции Ni -( Co )- Mo – S / Al 2 03, которая используется в процессах гидроочистки более 50 лет.

Реализация каталитического потенциала этой системы происходила эволюционно, по мере развития исследований структуры активных центров на молекулярном уровне и нано уровне, раскрытия механизма химических превращений гетероатомных соединений и оптимизации условий и технологии приготовления катализаторов, обеспечивающих наибольший выход активных структур при одном и том же химическом составе катализатора. Именно в последнем компоненте проявилась отсталость российских промышленных катализаторов гидропереработки, которые по эксплуатационным характеристикам соответствуют мировому уровню начала 90-х годов прошлого века.

В начале XXI века на основе обобщения данных с работоспособности промышленных катализаторов было сделано заключение, что потенциал активности нанесенных систем практически исчерпан. Однако недавно были разработаны принципиально новые технологии производства композиций Ni -( Co )- Mo – S, не содержащих носителей, основанные на синтезе наноструктур методом смешения (технологии Stars и Nebula ). Активность катализаторов удалось увеличить в несколько раз. Развитие этого подхода представляется перспективным для создания новых поколений катализаторов гидроочистки. обеспечивающих высокую (близкую к 100%) конверсию гетероатомных соединений с удалением серы вплоть до следовых количеств.

Из множества изученных каталитических систем предпочтение отдается платиносодержащему (0,3— 0,4%) сульфатированному диоксиду циркония. Сильные кислотные (как протонодонорные, так и электроноакцепторные) свойства позволяют осуществить целевые реакции в термодинамически благоприятной области температур (150—170 °С). В этих условиях даже в области высоких конверсий Н-гексан селективно изомеризуется в диметилбутаны, выход которых за один пробег установки достигает 35—40%(масс.).

С переходом процесса скелетной изомеризации углеводородов из малотоннажного в базовый производственные мощности этого процесса в мировой экономике активно наращиваются. Мировым тенденциям следует и российская нефтепереработка, в основном реконструируя устаревшие установки риформинга под процесс изомеризации. Специалистами НПП «Нефтехим» разработан отечественный вариант промышленного катализатора марки СИ-2, который по техническому уровню не уступает зарубежным аналогам и уже используется на ряде НПЗ. Относительно развития работ по созданию новых, более эффективных катализаторов изомеризации можно сказать следующее.

Конструирование катализатора основывается в большей степени не на синтезе активных структур в соответствии с механизмом процесса, а на эмпирическом подходе. Перспективно создание альтернативных хлорированному оксиду алюминия катализаторов, работающих при температурах 80—100 °С, которые смогут обеспечить выход диметилбутанов из Н-гексана на уровне 50% и выше. Остается еще нерешенной проблемой селективная изомеризация Н-гептана и Н-октана в высокоразветвленные изомеры. Особый интерес представляет создание каталитических композиций, реализующих синхронный (концертный) механизм скелетной изомеризации.

В течение 70 лет процесс каталитического алкилирования проводился с использованием жидких кислот ( H 2 S 04 и HF ), и более 50 лет предпринимаются попытки заменить жидкие кислоты на твердые особенно активно в последние два десятилетия. Выполнен большой объем исследовательских работ с использованием различных форм и типов цеолитов, импрегнированных жидкими кислотами, гетерополикислотами, а также анионмодифицированными оксидами и, прежде всего, сульфатированным диоксидом циркония как суперкислотой.

Непреодолимым на сегодняшний день препятствием для промышленной реализации катализаторов алкилирования остается низкая стабильность твердокислотных композиций. Причинами быстрой дезактивации таких катализаторов являются в 100 раз меньшее число активных центров в 1 моль катализатора, чем в серной кислоте; быстрая блокировка активных центров ненасыщенными олигомерами, образующимися в результате конкурирующей реакции олигомеризации; блокировка пористой структуры катализатора олигомерами.

Рассматривается два подхода к созданию промышленных версий катализаторов алкилирования как вполне реальные. Первый направлен на решение следующих задач: увеличение числа активных центров не менее 2- 10

3 моль/г; достижение высокой степени регенерации — не менее десятков тысяч раз за срок службы катализатора.

При этом подходе стабильность работы катализатора не является ключевой проблемой. Инженерное оформление технологии процесса предусматривает регулирование продолжительности реакционного цикла. параметром регулирования является кратность циркуляции катализатора между реактором и регенератором. На этих принципах фирмой UOP разработан процесс Alkylene. предлагаемый для промышленной коммерциализации.

Для реализации второго подхода необходимо решить следующие задачи: увеличить время жизни единичного активного центра; совместить в одном реакторе процессы алкилирования и селективного гидрирования ненасыщенных олигомеров.

Несмотря на некоторые успехи в реализации второго подхода, достигнутый уровень стабильности катализатора еще недостаточен для промышленного его применения. Отметим, что в мировой нефтепереработке до сих пор еще не введены промышленные мощности алкилирования на твердых катализаторах. Но можно ожидать, что прогресс в разработке катализатора и инженерном оформлении технологии процесса достигнет уровня начала коммерциализации твердокислотного алкилирования в ближайшей перспективе.

1. Нефтеперерабатывающая промышленность России – организационно высококонцентрированная и территориально диверсифицированная отрасль нефтегазового комплекса, обеспечивающая переработку около 50 % объема жидких углеводородов, добываемых в стране. Технологический уровень большинства заводов, несмотря на проведенную в последние годы модернизацию, значительно уступает показателям развитых стран.

2. Наиболее низкие индексы сложности процессов и глубина переработки – на заводах "Сургутнефтегаза", "РуссНефти", "Альянса", а также на МНПЗ, тогда как технологические характеристики НПЗ "Башнефти", "ЛУКОЙЛа" и "Газпром нефти" в основном соответствуют мировому уровню. В то же время самый крупный в стране Киришский НПЗ (мощность по сырью — более 21 млн т) имеет самую низкую глубину переработки – чуть выше 43 %.

3. В последние десятилетия снижение мощностей по первичной переработке нефти на крупных заводах, в том числе Омском, Ангарском, Уфимском, Салаватском, составило около 100 млн т, при этом было создано большое число внепромысловых НПЗ, предназначенных в основном для первичной переработки нефти с целью получения и экспорта темных нефтепродуктов.

4. В период гг. в условиях роста добычи нефти в стране и увеличения внутреннего спроса на моторные топлива происходило расширение объемов переработки и повышение выпуска нефтепродуктов, в результате чего в 2010 г. уровень загрузки мощностей ряда компаний (предприятия "ЛУКОЙЛа", "Сургутнефтегаза" и НПЗ "ТНК-ВР", "ТАИФ-НК") достиг 100 % при среднероссийском показа%. Невозможность дальнейшего увеличения выпуска нефтепродуктов за счет резерва производственных мощностей привела к усилению напряженности и дефициту на российском рынке моторных топлив в 2011 г.

5. Для повышения эффективности нефтеперерабатывающей промышленности России, обеспечения технологической и региональной сбалансированности нефтяного комплекса в целом необходимо:

· продолжить модернизацию существующих НПЗ практически во всех регионах страны (европейская часть, Сибирь, Дальний Восток), а в случае наличия технических возможностей расширить их мощности по сырью;

· построить новые высокотехнологичные НПЗ в европейской части страны (ТАНЕКО, Кириши-2);

· сформировать систему локальных и промысловых НПЗ и ГПЗ в Восточной Сибири (Ленек) и новых НПЗ и НХК регионального и экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова).

Таким образом, для решения поставленных перед отраслью задач, необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского сообщества, а также бизнеса и государства. Такое объединение будет способствовать выходу России на перспективный уровень развития технологий и производства. Это позволит изменить сырьевую направленность экономики РФ, обеспечив производство высокотехнологичной продукции и продажу конкурентоспособных на мировом рынке технологий, поможет внедрить новые инновационно-направленные российские разработки.

1. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года: распоряжение Правительства Российской Федерации от 01.01.2001 [Электронный ресурс] // МинПромТорг России – Режим доступа: http :// Svww. minprom. gov. ru / docs / strateg /1 ;

2. Дорожная карта «Использование нанотехнологий в каталитических процессах нефтепереработки» [Электронный ресурс] // РОСНАНО-2010. Режим доступа: http :// www. rusnano. com / Section. aspx / Show /29389 ;

3. Новые технологии: глубина переработки нефти может быть увеличена до 100 % [Электронный ресурс] // Агентство нефтегазовой информации – 2009. – №7 – Режим доступа: http :// angi. ru / news. shtml? oid =2747954 ;

4. . Проблемы и пути развития глубокой переработки нефти в России. // Бурение и нефть – 2011 – №5 с;

5. , , И В. Филимонова. Проблемы и перспективы переработки нефти в России // Мир нефтепродуктов – 2011 – №8 – с. 3-7;

6. , , Л. Эдер. Нефть и газ России. Состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль – 2007 – №7 – с. 16-24;

7. , . Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2N 3 .- С. 45-59;

8. .С. Шматко Комплексный ответ на старые вопросы // Нефть РоссииN 2 .- С. 6-9;

10. . Перерабатывать, а не торговать сырой нефтью // Бурение и нефтьN 5 С. 3-7;

11. П. . Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте – и газохимии и РФ // , – М.: Экон-Информ, 20е.;

12. Э. Теляшев, И. Хайрудинов. Нефтепереработка: новые-старые технологии. // Технологии. Нефтепереработка – 2004 – . 68-71;

14. . Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа. Учебное пособие / , , , ; Под ред. . — СПб.: Недра, 2006. — 868 с.

Http://pandia. ru/text/79/446/34227.php

Настоящий обзор посвящен анализу российской нефтеперерабатывающей отрасли и исследованию российского рынка нефтепродуктов.

Отдельный раздел исследования посвящен описанию нефтеперерабатывающей промышленности зарубежных стран. В обзоре приводятся данные о существующих нефтеперерабатывающих мощностях отдельных стран мира, о нефтепродуктопроводах, потреблении, производстве, экспорте нефти и нефтепродуктов в этих странах.

В обзоре дается общая характеристика российского нефтеперерабатывающего сектора, распределение нефтеперерабатывающих мощностей в России, приводятся сведения о российском производственном потенциале, загрузке мощностей нефтепереработки.

Исследование содержит анализ тенденций российской нефтеперерабатывающей промышленности в 2001 – 2012 гг. Анализ проводится по таким показателям как поставка нефти на НПЗ России, первичная переработка нефти, динамика и структура нефтепродуктов в России, поставка российских нефтепродуктов, транспортировка и экспорт нефтепродуктов.

В обзоре приведены интервью и мнения ведущих лиц о текущем положении и перспективах развития нефтеперерабатывающей отрасли.

В исследовании проводится анализ и показана динамика оптовых и розничных цен на различные нефтепродукты по федеральным округам, городам России, заводам. В обзор включены цены внешнего рынка на нефтепродукты за 2007-2012 гг., а также цены с российских нефтемаслозаводов за январь 2013 года.

В профилях участников рынка даются общие характеристики российских нефтеперерабатывающих заводов, их производственные показатели (поставки нефти на предприятие, первичная переработка нефти на заводе, производство автобензинов, прямогонного бензина, дизельного топлива, мазута в 2011 – 2012 гг. и др.), цены заводов на различные нефтепродукты, контактная информация.

Http://marketing. rbc. ru/research/issue/45798/

О важности газа и нефти в современном мире сказано немало слов. Между тем активно использоваться они стали относительно недавно, но довольно быстро им были найдены сотни способов применения. Например, топливо – продукт переработки нефти, а газ очень популярен в быту. Но это не единственные сферы их использования.

Сегодня сложно представить, как люди раньше обходились без современного топлива и многих видов оборудования. Между тем нефть, которая была известна еще в древности и дала человечеству значительную часть этого разнообразия материалов, активно стала использоваться сравнительно недавно – во второй половине XIX века. Первым ее назначением стало освещение. Но неочищенная нефть горела довольно тускло и сильно коптила, так что люди стали искать методы ее перегонки – в результате удалось получить масло, которое подходило для ламп лучше. Так что продукты переработки нефти возглавил керосин, буквально перевернувший всю индустрию освещения. Лампы на его основе были проще в использовании и уходе и экономичнее масляных, так что неудивительно, что вскоре они заняли весь рынок. Так началась эпоха развития нефтепереработки.

Для получения керосина в большом количестве начали строить специальные заводы, однако перегонка давала много побочных продуктов – бензин, мазут и т. д. От них избавлялись, не находя им должного применения. Но позднее стало ясно, что нефть может использоваться и как топливо, особенно актуально это стало после изобретения двигателя внутреннего сгорания. Поиск новых применений черному золоту толкал промышленность вперед, открывая все новые перспективы.

Природный газ тоже стал известен человеку очень давно. Его выходы на поверхность использовались людьми, например в качестве маяков, если они располагались вблизи моря, а в Китае – для освещения, обогрева и выварки соли. В современности он долгое время считался бесполезной примесью, мешающей при добыче нефти, а потому сжигался. И широкое применение он получил лишь в середине XX века.

Сразу после начала активного применения черное золото обрабатывалось достаточно примитивными методами. Использовался обычный перегонный аппарат, в котором сырье доводилось до кипения, а затем конденсировалось, разделяясь на фракции. Современный процесс намного более совершенен. Нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ) – это целые комплексы дорогостоящего и сложного оборудования.

    предварительная подготовка; первичная переработка; вторичная; очистка нефтепродуктов.

Подготовка заключается в дополнительном удалении воды и солей из сырой нефти, добытой в скважине. Далее субстанция нагревается, чтобы при определенных температурах разные фракции испарились и конденсировались отдельно. Некоторые из них после этого отправляются на продажу, а другие проходят следующие этапы. В современных НПЗ обработка происходит на уровнях вплоть до молекулярных, чтобы увеличить выход более дорогостоящих продуктов и снизить – дешевых. Этот процесс называется конверсией или крекингом. По сравнению с европейскими и американскими технологиями, в России обработка довольно несовершенна, на выходе получается много мазута и мало бензина, что довольно неэффективно с экономической точки зрения.

Впрочем, стоит поговорить про продукты переработки нефти поподробнее. Их гораздо больше, чем было упомянуто, и каждый из них по-своему ценен.

Некоторые вещества более востребованы, чем другие, и целью постройки большого количества НПЗ по всему миру являются именно они. Основные продукты переработки нефти и газа на данный момент таковы:

Все это так или иначе используется в качестве топлива или имело такое применение ранее. Соотношение этих веществ может быть разным в зависимости от применяемых методов. Но все они входят в продукты первичной переработки нефти, поскольку получаются при простой перегонке. В дальнейшем они могут быть дополнительно очищены и подготовлены к непосредственному использованию. Но и есть и другие вещества, получаемые из нефти.

Поскольку нефть – это сложный комплекс веществ, а современные технологии – это не просто перегонка, на выходе получается большее разнообразие. Дальнейшая обработка фракций позволяет выделить большое количество субстанций, знакомых людям в быту. К ним относятся такие продукты переработки нефти, как:

В результате глубокой обработки практически не остается отходов. В дальнейшем все эти вещества также могут пройти очистку и подготовку, для этого применяется огромное количество технологий, таких как гидролиз, пиролиз, риформинг, изомеризация, вакуумная дистилляция, гидрокрекинг и т. д.

На данный момент нефть и газ являются важными ресурсами, за обладание которыми до сих пор борются государства. Несмотря на довольно активное использование альтернативных источников получения энергии, сравнимых с ними по эффективности, пожалуй, просто нет. Неудивительно, что люди так держатся за это сырье и продукты переработки. Нефти и газа на планете пока много, но активная добыча дает основания полагать, что запасы иссякнут в течение XXI века, и тогда человечество ожидает глобальный энергетический кризис. Все-таки не зря эта дурнопахнущая и не слишком привлекательно выглядящая субстанция была названа черным золотом.

Благодаря развитию обработки этого ценного сырья появился целый раздел химии – нефтехимия. Эта область заведует поиском не только более эффективных методов переработки, но и новых способов использования полученного. Различные виды пластика, окружающего современного человека, горючее, асфальт, которым покрыты дороги, смазочные материалы – все это продукты переработки нефти. А еще вещества, используемые в химических реакциях, полимеры, волокна, из которых получается ткань, высокоэффективные моющие вещества и многое другое. Так можно ли обойтись без всего этого?

Http://businessman. ru/osnovnye-produkty-pererabotki-nefti-i-gaza. html

Добавить комментарий