Переработка нефти и нефтехимия

ОАО "ВНИПИнефть", РГУнефти и газа им. И. М. Губкина E-mail: VMKapustin@rambler. ru, elenchernysheva@mail. ru Поступила в редакцию 30.12.2009 г.

Рассмотрена стратегия развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Российской Федерации на долгосрочный период. В качестве наиболее важных отмечены такие мероприятия, как разработка генеральной схемы развития нефтепереработки и нефтехимии до 2020 г., предоставление российским банкам государственных гарантий по кредитам на финансирование строительства новых и модернизации действующих НПЗ, скорейшее введение технологического регламента на нефтепродукты. Проанализировано современное состояние нефтепереработки в России. Показано, что причиной отставания отечественной нефтеперерабатывающей промышленности от промышленно развитых стран, является крайне низкая доля вторичных процессов. Приведены основные задачи, стоящие перед отечественной нефтепереработкой. Значительное внимание уделено рассмотрению вопросов повышения качества нефтепродуктов и доведения его до мировых стандартов. Рассмотрены наиболее крупные проекты по модернизации действующих и строительству новых НПЗ, а также проекты строительства новых нефтеперерабатывающих комплексов.

По данным "Обзора нефтеперерабатывающей промышленности мира в 2008 г." [1], в мире 655 НПЗ общей мощностью 85.605 млн. барр/сутки (приблизительно 4237.7 млн т/год). Прирост мощности за 2008 г. был больше суммарного прироста за 2007 и 2006 гг. и составил почти 300 тыс. бар. в сутки или 14.85 млн. т/год. При этом, количество НПЗ, напротив, неуклонно сокращается. За последние 10 лет в мире было закрыто более 100 заводов, в основном, заводы средней и малой мощности. По данным американского нефтяного института, наиболее целесообразны, с точки зрения управления, эксплуатации и экономической эффективности НПЗ мощностью 12—16 млн. т/год, совмещенные с нефтехимией и энергетикой. Однако, на сегодняшний день существует в мире немало предприятий по переработке нефти, мощность которых более 500 тыс. бар в сутки или более 25 млн. т/год. Наибольший рост мощностей наблюдается в Азии (около 1.2%) и именно там же в основном вводятся в строй новые НПЗ. В других регионах — это модернизация и интенсификация существующих предприятий.

Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно-развитых странах-импортерах нефтепродуктов, стало ужесточение экологического законодательства, направленного на снижение вредных выбросов при сжигании топлива, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов. Если говорить о наиболее важной продукции отрасли — моторном топливе, то тенденции последних лет показывают, что, к примеру, в странах ЕС наиболее быстро растет спрос на дистиллятные дизельные топлива и высококачественные бензины. Потребление бензинов в США и

Странах АТР также увеличивается. В меньшей степени растет спрос на реактивное топливо, а потребность рынка в котельном топливе будет постепенно снижаться (рисунок). Этот мировой тренд необходимо учитывать при модернизации российской нефтеперерабатывающей отрасли.

Значительная степень интеграции российской экономики, и особенно нефтехимического комплекса, с мировой экономикой, ситуация и тенденции изменения мирового рынка нефтеперерабатывающей и нефтехимической продукции оказывают существенное влияние на состояние и перспективы развития химического комплекса России. В последние годы мировой рынок нефтеперерабатывающей и нефтехимической продукции претерпевает значительные структурные изменения:

— в нефтехимический бизнес вошли крупнейшие транснациональные нефтяные компании (такие как ExxonMobil, Shell, British Petroleum, Total), которые благодаря своим конкурентным преимуществам по сырьевым и энергетическим показателям заняли прочное, а по некоторым продуктам (этилену, полиэтилену, бензолу и т. д.) даже лидирующее положение;

— на рынки нефтехимической продукции вышли компании развивающихся стран (Саудовской Аравии, Мексики, Кореи и др.), конкурентоспособность которых часто связана с поддержкой государства;

— по стоимости произведенной продукции на третье место в мире (после США и Японии) вышла химическая промышленность Китая (в 2005 г. объем выпуска составил 264 млрд. долл., против

— наращивают свой экспортный потенциал по химической и нефтехимической продукции на базе дешевого углеводородного сырья страны Ближнего и Среднего Востока, что предопределяет высокую ценовую конкурентоспособность производимой ими продукции;

— в результате высоких темпов развития химической промышленности в Китае и странах Ближнего и Среднего Востока формируются новые центры производства и торговли, укрепляются позиции Азиатского региона при одновременном ослаблении позиций США и Европы;

— в связи с потерей конкурентоспособности на рынке крупнотоннажной продукции из-за высоких цен на сырье химические компании развитых стран закрывают такие производства, диверсифицируют свой портфель инвестиций в сторону высоких технологий глубокой переработки с производством наукоемкой малотоннажной продукции;

— в рамках западноевропейского рынка химической и нефтехимической продукции введена программа REACH (Registration, Evaluation and Authorisation of Chemicals), направленная на выпуск и внешнеторговый обмен только такой продукции, которая обеспечивает безопасность людей и окружающей природы, что потребует дополнительных расходов на экспертизу и регистрацию производимой продукции, а также на НИОКР для разработки более безопасных инновационных продуктов.

Нефтеперерабатывающая отрасль России существенно отстает в своем развитии от промышленно

Развитых стран мира. Основными проблемами отрасли являются: низкая глубина переработки нефти – 72% (в США – 96%, в Европе – 85%), невысокое качество выпускаемых нефтепродуктов, высокая степень износа основных фондов, повышенный уровень энергопотребления. Значительную долю вырабатываемой на российских НПЗ продукции составляют топлива, качество которых не отвечает современному мировому уровню, что обусловлено низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также и вторичных процессов, направленных на повышение качества выпускаемых марок топлив. Серьезной проблемой нефтеперерабатывающей промышленности РФ является высокая (до 80%) степень износа основных фондов, а также использование устаревших энергоемких и экономически несовершенных технологий. В результате удельный расход энергоресурсов на действующих российских заводах в 2-3 раза превышает зарубежные аналоги.

Долгосрочной энергетической политикой государства, изложенной в Энергетической стратегии развития России до 2020 г., предусматривается рост объемов переработки нефти. В России в настоящее время 27 крупных (более 2.0 млн. т нефти/год) НПЗ, суммарная установленная мощность которых на 01-01-09 составляла 255 млн. т/г нефти, переработка, с учетом мини-НПЗ – около 240 млн. т/г. Загрузка российских НПЗ в среднем 80-90% (для мировой нефтепереработки характерна загрузка близкая к 100%).

Глубокая переработка нефти в России представлена на 18 заводах. Самой последней построенной установкой, углубляющей переработку нефти, является установка висбрекинга на Ухтинском НПЗ. Сравнительная оценка переработки нефти в ведущих нефтяных компаниях России представлена в табл. 1. Суммарное потребление нефтепродуктов в России (по данным ИНФО ТЭК – консалт за 2008 г.) составляло 127 млн. т/год, экспорт -105 млн. т – т. е. на экспорт идет не только половина добываемой нефти, но и около 45% нефтепродуктов, полученных от ее переработки. Объем производства моторных топлив к 2020 г. предусматривается увеличить до 130 млн. т.

В настоящее время очень серьезным шагом, направленным на улучшение ситуации в нефтепереработке, явилось принятие Правительством РФ технического регламента "О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту" [4], что является безусловным стимулом и вектором для нефтяных компаний, заставляет их обратить свои взгляды на реконструкцию нефтепереработки и выпуск качественных продуктов.

Самые серьезные проблемы возникают на наших производствах с выполнением требования регламента по содержанию ароматических углеводо-

Таблица 1. Сравнительная оценка переработки нефти ведущими нефтяными компаниями России

Компания Кол-во НПЗ Мощность, млн. т/г Глубина переработки Коэффиц. Нельсона Кол-во процессов глубокой переработки

Родов и бензола в бензинах. В силу сложившихся обстоятельств, на Российских НПЗ среди процессов, производящих высокооктановые компоненты, превалируют процессы каталитического рифор-минга. С технической точки зрения невозможно мгновенно вывести из схемы НПЗ данный процесс; потребуются дополнительные средства на специальные установки и решение проблем с бензолом.

Что касается дизельного топлива, то в России уже сейчас выпускается около 5 млн. т дизельного топлива ЕВРО-5, в то время как бензина этого класса всего несколько тыс. т. При производстве дизельного топлива класса 4.5 возникают основные проблемы с цетановым числом и содержанием полициклической ароматики, а также проблемы совместимости присадок или пакетов присадок, позволяющих улучшать характеристики дизельного топлива.

За последние пять лет на НПЗ России был реализован целый ряд проектов, позволивших заложить основу для реализации программы по выполнению требований регламента по качеству моторных топлив [2]. Введены в эксплуатацию новые комплексы глубокой переработки

Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет Менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.

Http://naukarus. com/razvitie-neftepererabotki-i-neftehimii-v-rossii

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

    1. Проблемы переработки нефти 2. Организационная структура нефтепереработки в России 3. Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий 4. Задачи в области создания катализаторов 4.1 Катализаторы крекинга 4.2 Катализаторы риформинга 4.3 Катализаторы гидропереработки 4.4 Катализаторы изомеризации 4.5 Катализаторы алкилирования Выводы Список литературы

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 Р Ф решено: разработать регламент по ведению Минэнерго Р Ф 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 ОАО «Газпром»)

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 Ф О 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 Ф О 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 Ф О 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 Ф О сосредоточено около 10% мощностей по первичной переработке нефти, при этом почти половину объема переработки (46,3%) обеспечивают предприятия «ЛУКОЙЛа».

В Дальневосточном Ф О 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 15 000 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/Аl2O3 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 г 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 см 3 /г. Важно обеспечить высокую стабильность удельной поверхности носителя, на уровне 200−250 м 2 /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/Al203, 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 (H2S04 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 2000—2010 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 показателе 92%. 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 28. 08. 2003 № 1234-р [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/29 389;

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=2 747 954;

4. Е. А. Чернышева. Проблемы и пути развития глубокой переработки нефти в России. // Бурение и нефть — 2011 — № 5 с. — 8−13;

5. А. Г. Коржубаев, И. А. Соколова, И В. Филимонова. Проблемы и перспективы переработки нефти в России // Мир нефтепродуктов — 2011 — № 8 — с. 3−7;

6. А. Г. Коржубаев, И. В. Филимонова, Л. Эдер. Нефть и газ России. Состояние и перспективы // Нефтегазовая вертикаль — 2007 — № 7 — с. 16−24;

7. А. Г. Коржубаев, Л. В. Эдер. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. — 2009. — N 3. — С. 45−59;

8.С. Шматко Комплексный ответ на старые вопросы // Нефть России. — 2011 N 2. — С. 6−9;

9. А. Г. Коржубаев, Л. В. Эдер. На пути к высоким переделам // Нефть России. — 2011. — N 8 — С. 50−55;

10. В. А. Рябов. Перерабатывать, а не торговать сырой нефтью // Бурение и нефть. — 2011. — N 5 С. 3−7;

11. П. В. И. Фрейгин. Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте — и газохимии и РФ // В. И. Фрейгин, О. Б. Брагинский — М.: Экон-Информ, 2011. — 806 е. ;

12.Э. Теляшев, И. Хайрудинов. Нефтепереработка: новые-старые технологии. // Технологии. Нефтепереработка — 2004 — № 10-е. 68−71;

13. Е. В. Бойко. Химия нефти и топлив: учебное пособие / Е. В. Бойко. — Ульяновск: УлГТУ, 2007, — 60 с;

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

Http://gugn. ru/work/391823/Sovremennoe-sostoyanie-neftepererabotki-i

Мнушкин И. А. ЗАО «ПЕТОН» -10 лет в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

Сайдахмедов Ш. M., Хамидов, Нарметова Г. Р., Салимов З. С. Улучшение низкотемпературных свойств высокопарафинистых нефтей Узбекистана

Илюшин В. Н., Хайдаров Ф. Р., Лаптев А. Б., Шайдаков В. В. Использование магнитной обработки в процессах обезвоживания нефти

Креймер М. Л., Куликовская А. В., Зинатуллина Б. М., Илембитова Р. Н., Ахмадеева Е. А. Показатели работы трапециевидно-клапанных тарелок в новой колонне атмосферной перегонки АВТ ОАО «Атырауский НПЗ»

Креймер М. Л., Бендерская Р. А., Нестеров И. Д., Зинатуллина Б. М., Баймурзина А. С. Современная ресурсо – и энергосберегающая технология атмосферной перегонки высокосернистой нефти для перевооружения установки АВТ-4 ОАО “Салаватнефтеоргсинтез”

Мощенко Г. Г., Вайнбендер В. Р., Ливенцев В. Т. Фракционирование частично отбензиненной нефти

Смирнов В. К., Сайфуллин H. P., Ганцев В. А., Талисман Е. Л., Сухоруков A. M., Николайчук В. А., Ирисова К. Н., Муниров А. Ю. Опыт применения отечественных катализаторов и технологий гидрооблагораживания нефтяных фракций на установках ОАО “Башнефтехим”

Лебедев Б. Л., Осипов Л. Н., Бубнов Ю. Н., Есипко Е. А., Болдинов В. А., Косолапова Б. С. Новые катализаторы гидрообессеривания

Кондратьев Ю. А., Сидров Г. М., Деменков В. Н., Мощенко Г. Г., Ливенцев В. Т. Стабилизация и разделение гидрогенизата

Везиров P. P., Давлетшин А. Р., Обухова С. А., Сухоруков A. M. Эффективность и закономерности процесса висбрекинга с реакционной камерой с восходящим потоком

Долматов Л. В., Кутуков И. Е., Гордеев О. А. Нефтяные антисептики в схемах глубокой переработки нефти

Гайсин И. Х., Биктимиров Ф. С., Нигматуллин В. Р., Вагапов В. Р. Опыт работы отпарной колонны асфальта без подачи водяною пара

Кутьин Ю. А., Теляшев Э. Г., Хайрудинов И. Р., Везиров P. P., Викторова Г. Н., Ризванов Т. М. Современные технологии производства дорожных битумов

Кукова A. M., Емелин Ю. Д. Композиция вяжущего для дорожных покрытий, изготовленного по простой экологически чистой и экономной технологии

Ризванов Т. М., Кутьин Ю. А., Теляшев Э. Г., Викторова Г. Н. Полимербитумные вяжущие и полимерасфальтобетоны с применением атактического полипропилена

Коробкова В. М, Александрова С. Л. Использование битумного сырья для создания композиций с полимерами

Теляшев И. Р., Обухова С. А., Кутьин Ю. А., Теляшев Э. Г. Влияние технологических параметров на взаимодействие серы с нефтяными остатками

Шаманов С. А. Изучение активации воздуха в системе «гидродинамический аппарат – колонна окисления»

Щебланов С. А. Возможность использования системы «гидродинамический аппарат – колонна окисления» для компаундирования битумов

Хайрудинов И. Р., Султанов Ф. М., Имашев У. Б., Гаскаров Н. С. Технология производства нефтяного пека из пиролизного сырья

Ширяева Р. Н., Кудашева Ф. Х., Рахматуллина А. А., Гимаев Р. Н. Пластификация нефтяных пиролизных пеков индивидуальными углеводородами

Бивбулатова A. M. Становление процесса коксования в СССР в период 40-60-ых годов

Ванчухина Л. И., Хуснуллина Г. З., Мустаев И. М., Горбунова Т. П. Повышение эффективности производственной деятельности

Халикова М. А., Нигматуллина И. Е. Расчет предельно допустимого налогового бремени для предприятий нефтеперерабатывающей промышленности

Денликамова Г. В., Рогачева А. М. Проблематика налоговой ситуации в нефтепереработке

Вайнбендер В. Р., Марышев В. Б., Ливенцев В. Т., Мощенко Г. Г., Сидоров Г. М. Одновременное получение высоко – и низкооктанового неэтилированного бензинов

Григорьева Н. Г., Кутепов Б. И., Бикбаев Р. Т., Апкаримова Г. И., Малинин П. А. Каталитическая переработка низкооктанового углеводородного сырья

Чжао Линь, Лю Синьчжоу, Абдуньминев К. Г. Проблемы производства экологически чистых бензинов в Китае

Абдульминев К. Г., Соловьев А. С., Абдуньминев А. К. Совместное производство ароматических углеводородов и высокооктановых бензинов фракционированием катализатов риформинга

Технология получения дизельных топлив экстракционной и каталитической деароматизацией

Кулик А. А., Теляшев Э. Г., Калинчева Л. А. Влияние технологических параметров на снижение содержания ароматических углеводородов при совместной гидроочистке прямогонного вакуумного и вторичного газойлей

Шабалина Т. Н., Зайнуллин Р. А., Котов С. В., Темченко B. C., Якимов С. Н., Ясиненко В. А. Судовое маловязкое топливо с улучшенными экологическими показателями

Кондрашева Н. К., Малинин П. А., Вильданов С. Г., Ишалин Р. Н. Ланин И. П., Кондрашев Д. О. Разработка новых видов моторных топлив для судовых дизелей

Лю Синьчжоу, Рахимов М. Н., Ахметов А. Ф. Оксигенаты – проблемы и перспективы применения

Кондратьев В. В., Шулаев Н. С. Основания Манниха как антиокислительная присадка к топливам

Хамидов, Кадиров Ч. Ш., Сайдахмедов И. М. Синтез сложных эфиров жирноароматических кислот – потенциальных депрессорных присадок к дизельному топливу

Сайдахмедов Ш. М., Хамидов, Кадиров Ч. Ш. Синтез арилстеариновых кислот и их эфиров – основа для получения присадок для нефтепродуктов

Ганцев В. А., Сухоруков A. M., Нигматуллин Р. Г., Теляшев Г. Г., Мирзаянов Ф. М., Фаизов А. Р., Багаутдинов Д. Т., Яушев Р. Г. Усовершенствование процесса селективной очистки масел на Ново-Уфимском НПЗ

Ван Лицзюнь, Ольков П. Л. Влияние фракционного состава масляных дистиллятов на процесс селективной очистки

Маджам М. Т., Михайлов А. А., Ольков П. Л. Глубокая депарафинизация узкой фракции 270-340°С

Ольков П. Л., Азнабаев Ш. Т., Сафаров Д. О. Перспективная схема переработки маловязкого рафината

Ольков П. Л., Азнабаев Ш. Т., Нигматуллин И. Р., Нигматуллин В. Р., Богославская О. Ю. Применение метил-трет-бутилового эфира (МТБЭ) в процессах депарафинизации и обезмасливания

Сухоруков A. M., Нигматуллин В. Р., Нигматуллин И. Р. Рациональная переработка гача и масляной фракции с получением мягкого парафина для синтеза жирных кислот

Нигматуллин Р. Г., Белова Т. В., Теляшев Г. Г., Багаутдинов Д. Т., Теляшев Р. Г. Опыт применения присадки “Шеллвис-260” в производстве моторных

Биглова Р. З., Гимаев P. H., Аблеев Р. И., Ниязов Н. А., Кудашева Ф. Х., Ахметов Л. И.,Садриев Ф. Ф. Применение поли-α-олефинов для производства компонентов смазочных масел на нефтеперерабатывающих предприятиях Башкортостана

Сычева О. А., Румянцева М. Р., Владимирова Л. И., Нестеров А. Ф., Рыжиков В. Г. Синтез олигомеров – основы синтетических масел, присадок

Хайрудинов И. Р., Сажина Т. И., Полухина Е. Ю. Исследование возможности получения компонента базовых масел из промышленных альфа-олефинов

Кондрашева Н. К., Миронова Ж. Л. Разработка технологии получения профилактической смазки Ниогрин-С на базе нефтехимического сырья

Фаизов М. Х., Левчук А. Н., Азнабаев Ш. Т. Расширение ресурсов сырья для производства профилактических смазок

Шалом В. Ю., Гурточенко Е. А., Фирсова Н. А., Легушс Э. Ф., Пестриков С. В., Красногорская Н. Н. Поверхностное натяжение смазочно-охлаждающей жидкости в начальный период биохимической деградации

Подшивалин А. В., Мухамедова А. Р., Жданов Т. Р. Современные катализаторы процесса Клауса

Левашова В. И., Сулейманов А. Р. Синтезы на основе отходов производства аллилхлорида

Левашова В. И., Антипов В. А. Получение бактерицида на основе гексаметилентетрамина и отхода производства металлилхлорида – третичного бутилхлорида

Урманцев У. Р., Хлесткин Р. Н., Самойлов Н. А., Передерей К. А., Маракаев Т. Т. Использование каталитических насадочных устройств в процессе пиролиза углеводородного сырья

Шеин В. П., Муртазин Ф. Р., Ахметов C. A. Термоконтактный пиролиз гептана на горелой породе

Баширов Р. Ф., Муртазин Ф. Р., Жирнов Б. С. Пиролиз нефтяных фракций на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе

Баширов Р. Ф., Муртазин Ф. Р., Жирнов Б. С. Каталитический пиролиз прямогонного бензина

Архипова О. В., Ларионов С. Л., Нигматуллин И. Р. Комбинированная технология очистки парафинов

Максименко Ю. М., Муниров А. Ю., Николайчук В. А. Окислительное обессеривание пропан-бутан-пентановой фракции

Бажанов Ю. П., Хвостик Г. М., Насыров И. Ш., Говорова О. А. Свойства эпихлоргидриновых каучуков и области их применения

Черкасов Н. М., Пестриков С. В., Синцов С. М., Гладких А. А. Применение нефтеполимерных смол для производства термопласта для горизонтальной разметки автомобильных дорог

Кондратьев В. В., Шулаев Н. С. Вулканизация фторкаучуков производными гидрированного симметричного триазина

Фасхутдинов P. P., Вершинин С. С., Ахметов А. Ф., Зорин В. В. Относительная активность бутенов при получении 1,3-диоксанов

Михольская И. Н., Жук Л. И., Данилова Е. А. Использование анализа биологических объектов для оценки экологической обстановки

Магид А. Б., Юсупов Э. А., Иоакимис Э. Г., Теляшев Э. Г. Расчет норм водопотребления и водоотведения НПЗ на основе теплового баланса

Елашева О. М., Смирнова И. Н., Лубсандоржиева Л. К., Леонова С. В., Кириченко П. Г. Улучшение процессов теплообмена в системе оборотного водоснабжения газоперерабатывающих заводов

Галеев Р. Г., Иоакимис Э. Г., Локшин А. А., Шамсутдинов И. Н., Купцов А. В., Бикметов Р. Ф., Призенцов С. А., Магид А. Б., Расветалов В. А. Герметизированная система очистки сточных вод НПЗ

Максютов В. А., Теляшев Г. Г., Дьяченко С. А. Способы очистки технологических конденсатов нефтепереработки и перспективы совершенствования процессов очистки

Филиппов В. Н., Зиновьев А. П. Установка комплексной очистки сточных вод

Быковский Н. А., Пучкова Л. Н., Шулаев Н. С. Исследование процесса очистки сточных вод от никеля

Тихонов А. А., Хайрудинов И. Р. Совершенствование системы очистки воды гидрорезки кокса на установках замедленного коксования

Ишмаков P. M., Абдрахимов Ю. Р., Кобелев О. М., Барахнина В. Б. Прогнозирование степени загрязнения проточных водоемов сточными водами

Ступин Е. А., Расветалов В. А., Рахманкулов А. Э. Организация утилизации и переработки отработанных нефтепродуктов в Уфе

Пеганов В. Н., Курочкин А. К. Решение проблем нефтешламовых отстойников

Десяткин А. А., Бикчентаева А. Г., Зворыгина О. Б. Изучение влияния гидрофильных реагентов на обезвоживание нефтешлама

Ягафарова Г. Г., Ильина Е. В., Барахнина В. Б., Ягафаров И. Р. Биоремедиация нефтезагрязненной почвы

Киреева Н. А., Ямалетдинова Г. Ф. Биоиндикация почв в регионах с развитой нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленностью

Селезнев А. В., Мубараков Р. Г. Очистка отходящих газов от хлорорганических углеводородов абсорбцией

Гареев Р. Г. Оптимизация и проектирование химико-технологических систем

Доломатов М. Ю. Физико-химическая теория сложных органических систем с хаосом компонентного состава

Занозин И. Ю. Применение результатов прогнозирования показателей качества нефти при ее переработке

Абызгильдин А. Ю., Муниров А. Ю., Руднев Н. А. Построение математической модели реакторного блока процесса каталитического риформинга бензинов

Абызгильдин А. Ю., Муниров А. Ю., Руднев Н. А. Прогнозирование работы реактора гидроочистки дизельного топлива

Ибулаев Р. Г., Самойлов Н. А. Оценка адекватности моделей длины зоны массопередачи при жидкофазной адсорбции углеводородов на цеолитах

Муртазин Ф. Р., Шеин В. П., Ахметов С. А., Жирнов Б. С. Вероятностно-статическая кинетическая модель пиролиза индивидуальных углеводородов

Шевко В. М., Тлеуов А. С., Жаркимбеков С. У., Расветалов В. А. Математическое моделирование агломерации фосфоритной руды с использованием нефтешлама

Салихова Ю. Р., Галиакбаров В. Ф., Шарафутдинова Г. Ф. Методика расчета параметров процесса перемешивания жидкостей в резервуарах с помощью инжектора

Купцов А. В., Лукьянов В. И., Магид А. Б., Расветалов В. А., Купцова Э. А. Методика расчета герметизированной системы механической очистки сточных вод НПЗ

Сайфутдинов К. З. Актуальность раскрытия фундаментального понятия “научные основы” в контексте создания предпосылок для виртуальной оптимизации технологий и систем

Сайфутдинов К. З. Аспекты применения динамической модели научных основ на примере технологии замкнутых систем водного хозяйства (ТЗСВХ) на НПЗ и НХЗ

Ахметов С. А., Ка А. С., Аль-Окла В. А. Математическая модель для идентификации и расчета молекулярной массы индивидуальных углеводородов по их температуре кипения и плотности

Нигматуллин В. Р., Нигматуллин И. Р. Расчет растворимости н-алканов в кетон-ароматических растворителях

Гадельшина Э. Р., Галикеев А. Р. Расчет энергии активации каталитических реакций

Давлетбаев Ю. М., Фасхутдинов P. P., Фасхутдннов Р. А. Термодинамический расчет реакций оксиметилирования бутенов

Соболев А. В. Исследование зависимости интенсивности испарения нефти от скорости воздушного потока

Кудашева Ф. Х., Матвейчук Л. С., Ширяева Р. Н., Рахматуллина А. А. Дериватографическое исследование процесса термической деструкции пеко-полимерной композиции

Доломатов М. Ю., Ахметов С. А. О связи энтропии и молекулярной массы вещества в критическом состоянии

Кутузов П. И., Баженов Ю. П., Касьянова Л. З., Левченко В. О. Влияние увеличения поверхности контакта на активность железооксидного катализатора дегидрирования

Мухамедзянова А. А., Хайбуллин А. А., Кудашева Ф. Х. Исследование адсорбции паров органических растворителей на нефтяных пеках методам обращенной газовой хроматографии

Мухамедзянова А. А., Хайбуллин А. А., Кудашева Ф. Х. О методиках исследования взаимодействии волокнообразующих пеков с органическими растворителями методом обращенной газовой хроматографии

Касьянова А. Б., Доломатов М. Ю., Майданов В. В., Фассахова Л. Р., Мукаева Г. Р. Определение реакционной способности сераорганических соединений и

Миронова Ж. Л., Кондрашев Д. О., Кондрашева Н. К. Исследование реологических свойств нефтяных дисперсных систем

Тимофеева М. Ю., Доломатов М. Ю., Горбунов В. Ю. Закономерность адгезии нефтеполимерных систем к металлам

Филиппова Ю. Ю., Ишкильдин А. Ф., Ахметов М. М., Борзилова В. В. Исследование адсорбционной способности коксов, прокаленных в барабанной и камерной печах

Сафиуллина А. Г., Спирихин Л. В., Кантор Е. А Спектры ЯМР 17 некоторых 5,5-дизамещенных 1,3-диоксанов

Сафиуллина А. Г., Кузнецов В. В., Кантор Е. А. Применимость эмпирического и полуэмпирических методов к расчетам структурных и энергетических характеристик 1,3-диоксанов

Гуро В. П., Хамидов, Кадиров Ч. Ш., Цой В. А. Ингибиторы коррозии на основе отходов масложировой промышленности и местного сырья

Эйдемиллер Ю. Н., Рахманкулов Д. Л., Габитов А. И. Из истории разработки ингибиторов коррозии серии «Реакор»

Емельянов А. В., Лаптев А. Б., Бугай Д. Е. Влияние значений квантово-химических параметров молекул на ингибирующую способность некоторых кислородсодержащих соединений

Емельянов А. В., Лаптев А. Б., Бугай Д. Е. Влияние квантово-химических параметров азотсодержащих соединений на их ингибирующую эффективность

Хайдаров Ф. Р., Лаптев А. Б., Никитин Р. В., Шайдаков В. В. Разработка аппаратов магнитной обработки для снижения коррозионной агрессивности водных сред

Зиновьев А. П., Зиновьев С. А., Рыжова С. А. Разработка герметизирующих и изоляционных мастик на основе нефтяных остатков и полимерных модификаторов

Гладких И. Ф., Черкасов Н. М., Глебова И. В. Лента изоляционная асмольная модифицированная – ЛИАМ – новый материал для магистральных трубопроводов

Абдуллин Н. В., Рафиков С. К., Коробкова В. М., Александрова С. Л. Отработка технологических приемов и режимов нанесения композиции холодного отвердения «КРИТ» для изоляции участков трубопровода

Абдуллин Н. В., Рафиков С. К., Коробкова В. М., Александрова С. Л. Доработка состава композиции для ремонта изоляции подземных трубопроводов

Баширов М. Г. Многопараметровый электромагнитный метод оценки состояния и прогнозирования ресурса оборудования процессов нефте – и газопереработки

Гареев А. Г., Худяков М. А., Шнайдер А. А. Определение остаточного ресурса металлоконструкций методом механики разрушения

Захаров Н. М., Евдокимова Г. И., Оськин Ю. В. Методика оценки поврежденности материала при деформационном охрупчивании

Гареев Р. Г., Теляшев Г. Г., Хуснуллин М. Х., Вильданов С. Г. Повышение эффективности теплообменного оборудования путем интенсификации процесса теплопередачи

Галиакбаров В. Ф., Салихова Ю. Р., Шарафутдинова Г. Ф. Инжекторный смеситель для перемешивания жидкостей в резервуарах

Салихова Ю. Р., Галиакбаров В. Ф., Фазылов И. И. Проблемы, возникающие в процессе применения методики расчета жидкогазовых инжекторов

Султанов Ф. М., Хайрудинов И. Р., Кушнерук Е. В. Перспективы замены поршневых компрессоров на струйные аппараты для компремирования паров растворителя низкого давления на установках деасфальтизации нефтяных остатков

Алушкина Т. В., Воробьев М. О. Оборудование получения защитных покрытий

Http://www. twirpx. com/file/554121/

Использование некоторых материалов блога возможно на возмездной основе.

Закажите оригинальное стихотворение близкому человеку в “ЛУК-МЕДИА”: Поздравления на заказ в стихах

В ЦВК «Экспоцентр» состоялось открытие международной выставки оборудования и технологий для нефтегазового комплекса “Нефтегаз-2018”, которая в этом году отмечает свое 40-летие.

Выставка входит в десятку мировых отраслевых смотров с участием зарубежных и отечественных лидеров нефтяной, газовой и энергетической промышленности. «Экспоцентр» как организатор проводит «Нефтегаз-2018» в партнерстве с немецкой выставочной компанией Messe Düsseldorf GmbH при поддержке Министерства энергетики РФ, Министерства промышленности и торговли РФ, Союза машиностроителей Германии (VDMA), под патронатом Торгово-промышленной палаты России.

Ведущий церемонии открытия, генеральный директор «Экспоцентра» Сергей Беднов сообщил, что международная выставка “Нефтегаз” признана лучшим брендом 2017 года, как наиболее эффективный отраслевой выставочный проект. Он также отметил, что государственная поддержка, участие крупнейших компаний, полный охват рынка, профессиональная деловая программа обеспечивают выставке “Нефтегаз” статус главного выставочно-конгрессного события в нефтегазовой и нефтехимической отрасли нашей страны.

Россия представлена 330 экспонентами, в числе которых как нефтегазодобывающие компании, производители оборудования, так и сервисные предприятия, сказал руководитель «Экспоцентра».

Заместитель министра энергетики РФ Кирилл Молодцов огласил приветствие главы Минэнерго России Александра Новака, в котором было отмечено, что международная выставка “Нефтегаз-2018” уже четвертый год подряд проходит совместно с Национальным нефтегазовым форумом.

«Объединение выставки и форума, – говорилось в послании, – привело к созданию крупнейшей отраслевой демонстрационно-коммуникационной площадки. Она позволяет представить новейшие технологические разработки и решения для нефтегазовой индустрии и топливно-энергетического комплекса в целом, всесторонне обсудить и найти оптимальные пути решения приоритетных задач отрасли». В своем приветствии министр выразил уверенность, что авторитетные эксперты, ведущие игроки рынка – участники выставки «Нефтегаз-2018» и Национального нефтегазового форума – выскажут важные рекомендации, которые будут иметь практическое значение.

Успешной работы, плодотворных переговоров и встреч также пожелал участникам выставки президент Российского Союза химиков Виктор Иванов.

“АРТ-Оснастка”, “Башнефтегеофизика”, “Борхиммаш”, Концерн ВКО “Алмаз – Антей”, “НТА-Пром”, “Орелкомпрессормаш”, ГК “Росатом”, “Татнефть”, “Тотал Восток”, “Транснефть”, “Трубная металлургическая компания – ТМК”, “Тяжпрессмаш”, “Уралмаш НГО Холдинг”, “ЧТПЗ”, “Эндресс+Хаузер” и другие.

ABB, Bauer Kompressoren GmbH, Centrax Gas Turbines Ltd, JUMO GmbH & Co. KG, KANEX Krohne Anlagen Export GmbH, MTU Friedrichshafen GmbH, National Oilwell Varco, R&B Industrial Supply Company, Rockwell Automation, SAMSON AG, VEGA Grieshaber KG, Weidmüller Interface GmbH & Co. KG, Yokogawa Electric Corporation и другие.

Http://www. luk-media. ru/comments/3156

НЕФТЕХИМИЯ, область химии, изучающая состав, свойства и химический превращения компонентов нефти и природные газа, а также процессы их переработки.

Историческая справка. Начало исследований по НЕФТЕХИМИЯ относят к последней четверти 19 в. (примерно 1880), когда пром. добыча нефти в мире (в основные Россия и США) достигла 4-5 млн. т/год. Трудами Д. И. Менделеева, Ф. Ф. Бейльштейна, В. В. Марковникова, К. Энглера были развернуты исследования углеводородного состава нефтей различные месторождений, главным образом кавказских, разработка приборов и методов для анализа нефтей, синтез модельных углеводородов. В кон. 19-нач. 20 вв. были выполнены первые работы по хлорированию и гидрохлорированию углеводородов нефти (Марковников), их нитрованию (М. И. Коновалов, С. С. Наметкин) и жидкофазному окислению (К. В. Харичков, Энг-лер), а также по каталитических превращениям высококипящих углеводородов (В. НЕФТЕХИМИЯ Ипатьев, НЕФТЕХИМИЯ Д. Зелинский).

Первым пром. нефтехимический продуктом был изопропиловый спирт, синтезированный из отходящих газов термодинамически крекинга нефти (1920, США). Массовый переход пром. органическое синтеза с угольного сырья на нефтегазовое, происшедший в 1950-60-е гг., стимулировал выделение НЕФТЕХИМИЯ в самостоят. направление научных исследований в химии.

В научно-техн. литературе термин “Н.” начал появляться в 1934-40, а после 1960 стал применяться для обозначения научного направления и дисциплины. Предшествующий термин “химия нефти” с этого времени употребляется только в узком значении-для обозначения направления НЕФТЕХИМИЯ, занимающегося изучением состава и свойств нефти.

Основные задачи и направления. Главная задача НЕФТЕХИМИЯ – изучение и разработка методов и процессов переработки компонентов нефти и природные газа, главным образом углеводородов, в крупнотоннажные органическое продукты, используемые преимущественно в качестве сырья для последующей выпуска на их основе товарных химический продуктов с определенными потребит. свойствами (различные топлива, смазочные масла, мономеры, растворители, ПАВ и др.). Для достижения этой цели НЕФТЕХИМИЯ изучает свойства углеводородов нефти, исследует состав, строение и превращения смесей углеводородов и гетероатомных соединений, содержащихся в нефти, а также образующихся при переработке нефти и природные газа. НЕФТЕХИМИЯ оперирует преимущественно многокомпонентными смесями углеводородов и их функцией, производных, решает задачи управления реакциями таких смесей и осуществляет целенаправленное использование компонентов нефти.

Задача поисковых исследований – изыскание принципиально новых реакций и методов, которые при последующей реализации в виде технол. процессов могут качественно изменить техн. уровень нефтехимический производств.

Конкретные задачи прикладных исследований и разработок определяются требованиями нефтехимический и нефтеперерабатывающей промышлености, а также диктуются логикой развития всей химический науки.

Для решения своих задач НЕФТЕХИМИЯ комплексно использует методы и достижения органическое и физических химии, математики, теплотехники, кибернетики и др. наук. В связи с четко выраженной прикладной направленностью исследований при разработке нефтехимический процессов широко практикуется моделирование и проверка их на опытных установках различные масштаба (см. Масштабный переход). Научные исследования в НЕФТЕХИМИЯ развиваются по следующей основные направлениям: изучение химический состава нефтей, взаимопревращения углеводородов нефти, синтез функцион. производных углеводородов из нефтяного и газового сырья.

И з у ч е н и е х и м. с о с т а в а нефтей выявляет закономерности распределения углеводородов, гетероатомных и металлсодержащих соединение в нефтях и их фракциях в зависимости от месторождения, глубины залегания и условий добычи нефти (см. Нефть). Знание таких закономерностей дает возможность создавать банки данных по нефтям, рекомендовать наиболее рацион. пути переработки и использования нефти, нефтяных фракций и компонентов. Для более глубокого изучения состава нефти интенсифицируют существующие методы анализа и разрабатывают новые, используя комплексные химический и физических-химический методы анализа (хроматография, оптический спектроскопия, ЯМР и др.).

Исследование в з а и м о п р е в р а щ е н и й у г л е в о д о р од о в нефти обеспечивает научную основу процессов нефтепереработки-получения моторных топлив, их высокооктановых компонентов (изопарафины С6-С9, ароматические углеводороды), мономеров и полупродуктов (этилен, пропилен, бутилены, бензол, толуол, изопрен, бутадиен, ацетилен, ксилолы) из др. компонентов нефти, главным образом неразветвленных парафинов и нафтенов. Для этой цели исследуют закономерности и механизм термодинамически и каталитических превращений индивидуальных углеводородов и их смесей, осуществляют поиск, разработку и применение новых и модифицир. катали заторов, изучают взаимное влияние компонентов реакционное смеси на направление реакции при крекинге, пиролизе, дегидрировании, изомеризации, циклизации и др. Такое изучение позволяет усовершенствовать существующие и разрабатывать новые процессы нефтепереработки с целью ее углубления до 75-85%, получать высококачеств. нефтепродукты, утилизировать гетероатомные компоненты нефти. Перспективно также изучение и использование новых для НЕФТЕХИМИЯ био-химический, плазмохимический, фотохимический и др. методов стимулирования реакций.

С и н т е з ф у н к ц и о н. п р о и з в о д н ы х у г л е в о д о р о д о в (нефтехимический синтез)-разработка научных основ эффективных прямых или малостадийных методов получения важнейших функцион. производных (спирты, альдегиды, карбоновые кислоты, эфиры, гликоли, амины, нитрилы, галоген – и серосодержащие производные) на основе углеводородов нефти и природные газа, полупродуктов и отходов нефтепереработки. Примером может служить создание новых перспективных процессов селективного синтеза кислородсодержащих соединение с использованием одностадийных реакций окисления различные углеводородов кислородом и карбонилирования оле-финов оксидов углерода.

Нефтехимическое производство. Результаты научных исследований и достижений в области НЕФТЕХИМИЯ находят практическое применение в производстве многие крупнотоннажных органическое полупродуктов. Преимущество нефтегазового сырья перед др. видами (уголь, сланцы, торф, растит. и животные жиры и т. п.) состоит в том, что его комплексная переработка дает возможность одновременно получать широкий ассортимент полупродуктов для различные химический производств.

Нефтехимический производство начинается с получения первичных нефтехимический продуктов, частично поставляемых нефтепереработкой, например прямогонный бензин, высокоароматизир. бензины с установок каталитических риформинга и пиролиза, низ шие фракции парафинов и олефинов, керосин, газойль, мазут и выделяемые из них жидкие и твердые парафины. На основе первичных нефтехимический продуктов (главным образом непредельных и ароматических углеводородов) производятся вторичные продукты, представленные различные классами органическое соединений (спирты, альде гиды, карбоновые кислоты, амины, нитрилы и др.); на основе вто ричных (и частично первичных)-конечные (товарные) продукты (см. схему). Жидкие, твердые или газообразные углеводороды нефти и газа (главным образом н-алканы) являются сырьем для микробиологическое синтеза кормовых продуктов (см. Микробиологический синтез).

Нефтехимический производство характеризуется выпуском продуктов нетопливного назначения, ограниченным и стабильным ассортиментом продуктов (около 50 наименований), крупными масштабами производства. Состояние и развитие нефтехимический производства определяющим образом влияет на темпы и масштабы химизации всего народного хозяйства и, в первую очередь, на производство синтетич. и лакокрасочных материалов, резинотехн. изделий, кормовых веществ и др. Благодаря этому развитие НЕФТЕХИМИЯ определяет прогресс многие др. отраслей народного хозяйства, где и реализуется в основные прибыль и экономия сырья и энергии от вовлеченных в использование нефтепродуктов.

Нефтехимический производства, как правило, являются поточно-непрерывными, осуществляются на агрегатах большой единичной мощности, при повыш. температурах и давлениях и широком использовании различные катализаторов. Для современной производств типичен высокий уровень автоматизации, применение ЭВМ и анализаторов на потоке для контроля и управления технол. процессом. Для нефтехимический промышлености в целом характерны также специализация и централизация производства, развитые функцион. связи (кооперирование) по сырью и продукции с нефтепереработкой и производством полимеров.

В большинстве своем нефтехимический производства-материале-, ка-питало – и энергоемкие объекты. В пересчете на сырую нефть выпуск 1 т нефтехимический продукта требует затраты от 1,5 до 3 т ее как сырья и еще 1 -3 т как энергоисточника (в сумме от 2,5 до 6 т). В связи с этим доля сырья в себестоимости велика (65-85%), издержки производства и прибыль относительно невысокие. Актуальная задача интенсификации и повышения экономич. эффективности нефтехимический производств решается за счет химико-технол. (использование новых, более селективных реакций и катализаторов, оптимизация рабочих условий, привлечение более доступных и дешевых видов сырья и более эффективных способов осуществления операций и т. п.) и организационно-экономич. факторов (концентрация производства и укрупнение агрегатов, кооперирование и комбинирование процессов, установок и производств).

Нефтехимический производства обычно сопровождаются образованием побочных продуктов, загрязняющих окружающую среду. Решение экологических вопросов достигается путем повышения селективности процессов, создания малоотходных технологий, комплексной переработки сырья и отходов.

На химический переработку сейчас тратится во всем мире более 8% добываемой нефти. По отдельным странам эти цифры колеблются и составляют для СССР около 7%, для США 12%. В соизмеримых по тоннажу с общим количеством нефтепродуктов, расходуемых на нефтехимический цели, используется природные газ. Доля его добычи, поступающая на химический переработку, составляет в мире 12%, в СССР 11%, в США 15%.

Общий объем выпуска нефтехимический продуктов в мире может быть оценен в 300 млн. т/год (1987-88). В табл. приведены оценочные данные по мировому производству наиболее крупнотоннажных нефтехимический продуктов.

СССР является крупным производителем этилена, метанола, пропилена, фенола, соответственно 3,1, 3,2, 1,42 и 0,5 млн. т (1988). За 1980-88 объем производства нефтехимический продукции в СССР увеличился почти в 1,5 раза.

ОБЪЕМЫ И МОЩНОСТИ МИРОВОГО ПРОИЗВОДСТВА НЕКОТОРЫХ НЕФТЕХИМИЧЕСКИХ ПРОДУКТОВ (1986-88, МЛН. Т/ГОД)

Хотя в последние десять лет мировая добыча нефти не растет (с 3,11 млрд. т в 1980 она снизилась до 2,6 млрд. т в 1983, а затем возросла до 3,07 млрд. т в 1989), основной ассортимент нефтехимический продуктов будет сохраняться, а объемы их производства расти на 4-6% в год. В связи с этим следует ожидать значительного (по абс. кол-ву и в процентном отношении) роста расхода нефти на химический переработку. К кон. 20 в. последний показатель может достичь 20-25%. В обозримый период нефтегазовое сырье сохранит приоритетное значение в органическое синтезе, но будет сталкиваться с конкуренцией более доступного, а иногда и более дешевого альтернативного (ненeфтяного) сырья: уголь, сланцы, биомасса и др.

Литература: Справочник нефтехимика, под ред. С. К. Огородникова, т. 1-2, Л., 1978; Шелдон Р. А., Химические продукты на основе синтез-газа, пер. с англ., М., 1987; Пэрэушану В., Коробя М., Муска Г., Производство и использование углеводородов, пер. с рум., М., 1987; Лебедев НЕФТЕХИМИЯ НЕФТЕХИМИЯ, Химия и технология основного органического и нефтехимического синтеза, 4 изд., М., 1938; “Ж. Всес. химический об-ва им. Д. И. Менделеева”, 1989, т. 34, № 6.

Http://www. ximicat. com/info. php? id=3742

Три дня — с 20 по 23 октября — ЦВК «Экспоцентр» будет принимать одно из главных мероприятий электроэнергетической отрасли России – Международный электроэнергетическтй форум «Rugrids-Electro. Электрические сети. Новые возможности». Мероприятие организовано АОА «Россетти» и ЗАО «Экспоцентр» при поддержке Минэнерго России и Торгово-промышленной палаты Российской Федерации.

С 28 по 30 ноября 2016 года в Екатеринбурге состоится XII Международная специализированная выставка «Передовые Технологии Автоматизации. ПТА-Урал 2016».

Сервисный центр группы компаний «ЭЛЕКОМ» с 1 сентября 2016 года до окончания выставки объявляет специальную акцию по диагностике тепловых пунктов Екатеринбурга, Арамиля, Березовского, Верхней Пышмы и Среднеуральска.

10-ый юбилейный стратегический конгресс «Транспортировка, переработка и торговля нефтью, СУГ и нефтепродуктами — Oil Terminal 2015» пройдет 26-27 ноября 2015 г. в Санкт-Петербурге. Традиционно мероприятие собирает 300-350 делегатов (представители нефтяных и трейдинговых компаний, нефтяных терминалов и нефтебаз, транспортных, судоходных и бункерных компаний, портов России и Европы, представителей федеральных органов).

Пятая Юбилейная промышленная выставка «Expo-Russia Kazakhstan 2014» пройдёт в г. Алматы с 11 по 13 июня 2014 года. В период проведения выставки уже в третий раз состоится Алматинский Бизнес-форум 2014, организованный совместно с Торгово-промышленной Палатой РК, ТПП Ал-маты и Представительством ТПП РФ в Центральной Азии.

Http://www. tehsovet. ru/vistavki/novosty? page=310&&prn=1

Химия и химические технологии/6.Органическая химия или 8.Кинетика и катализ

Определение стратегии развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности и повышения глубины нефтепереработки

В Казахстане при разработке стратегии развития нефтегазовой отрасли наблюдается заметный уклон в сторону широкомасштабного извлечения углеводородных ресурсов и дальнейшей их реализации на внешних рынках. В обоснование подобной позиции приводится единственный довод – республика пока не готова к экономически обоснованному комплексному использованию нефтегазового сырья.

Вполне естественно желание государства реализовать как можно больший объем нефти на мировых рынках, когда цена на нее в течение продолжительного времени поддерживается на высоком уровне. Достаточно крупные валютные поступления от ее экспорта позволяют осуществлять реализацию многих государственных программ, в том числе и социальной направленности. Однако, происходящие колебания мировых цен на нефть от максимальных (28-32 доллара США за 1 баррель) до минимальных (7-10), должны заставить по-иному отнестись к этому виду сырьевых ресурсов. Процесс поставки его на мировые рынки лишь в незначительной мере связан с учетом негативных характеристик, осуществляемым по международным стандартам в укрупненном варианте.

В то же время, следует принимать во внимание, что нефти различных месторождений отличаются друг от друга именно по физико-химическим параметрам, что и обусловливает их конкурентные преимущества в процессе комплексного использования. С другой стороны, добываемый вместе с нефтью попутный газ также считается уникальным сырьем – ввиду содержания фракций индивидуальных углеводородов. Если некоторые его разновидности имеют преимущественно метановое содержание, то такой источник энергии пригоден для использования в качестве топлива.

Анализ практической деятельности крупнейших нефтедобывающих стран мира показывает, что свое преимущество они реализовали за счет создания необходимого по мощности и разнообразного по глубине извлечения продукции потенциала непосредственно у себя, хотя этот шаг и потребовал вложения значительных средств в перерабатывающие отрасли. В настоящее время большинство государств – экспортеров нефти целиком или в значительной части контролируют через национальные компании внутренний рынок, имеют собственные нефтегазоперерабатывающие и нефтехимические предприятия, успешно конкурирующие на мировых рынках нефтепродуктов и имеющие там достаточно надежных партнеров благодаря заключенным долгосрочным контрактам.

Углеводородное сырье, независимо от физического состояния (жидкого или газообразного), в условиях развитой нефтегазо-перерабатывающей и нефтехимической отраслей промышленности представляет собой уникальный вид полезного ископаемого, полезность которого оценивается именно широкой гаммой продукции, потенциально заложенной в отдельных фракциях. С чисто технологических позиций преобразование их через систему необходимых процессов в готовую товарную продукцию труда не представляет [1].

Сравнительная оценка стоимости извлекаемых запасов категории А+В+С1 может быть осуществлена, исходя из двух предлагаемых вариантов: при реализации сырой нефти (газа, конденсата) и при реализации конечной продукции комплексной переработки сырья.

Для варианта 1 применены следующие денежные оценки: цена 1 т сырой нефти составляет 120 долл. США, 1000 куб. м газа – 70 долл., 1 т конденсата – 80 долл. Вариант 2 рассчитывается на основе цен, учитывающих в комплексе выход конечной продукции и составляющих: для нефти – 400 долл. за 1 т; для газа – 480 долл. за 1000 куб. м; для конденсата – 220 долл. за 1 т. Анализ результатов сравнения вариантов реализации и построенные на основе этих результатов диаграммы (рисунки 1-3), показывают, что при варианте реализации продуктов после комплексной переработки углеводородных сырья ожидаемое значение прибыли почти 4 раза превышает прибыли от реализации углеводородов в сырьевом варианте.

Рисунок 1 – Значение прибыли при реализации нефти и при реализации продуктов после переработки нефти (по областям Республики Казахстан)

Рисунок 2 – Значение прибыли при реализации газа и при реализации продуктов после комплексной переработки газа (по областям Республики Казахстан)

Если кратко рассмотреть вопрос, как удовлетворяется внутренняя потребность страны в продуктах глубокой переработки нефти и газа, в том числе, в сырье для нефтехимического синтеза, то забегая вперед, можно сказать недостаточно. Основной причиной такого положения является то, что действующие в стране Атырауский, Павлодарский, Шымкентский НПЗ, Тенгизский газонефтеперерабатывающий завод, Жанаузеньский, Жанажолский и Карашыганакский ГПЗ работают не на полную, проектную мощность. У них невысокая глубина переработки, поэтому ассортимент выпускаемых ими продуктов узко, не обеспечивает потребности в них страны по количеству и качеству, даже по таким очень широко применяемым продуктам, как: бензины, керосины, реактивные, дизтоплива и др.

Рисунок 3 – Значение прибыли при реализации конденсата и при реализации продуктов после комплексной переработки конденсата (по областям Республики Казахстан)

Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность Республики значительно отстаёт от развитых этой отрасли стран мира по глубине переработки нефти и газа, а нефтегазопродукты, вырабатываемые на отечественных НПЗ и ГПЗ не соответствуют жёстким требованиям стандартов мирового уровня. В них всё ещё высок объём производства мазута и смеси ценных газообразных углеводородов, значительная часть которых вместо дальнейшей глубокой переработки, сжигаются в топках электро – и теплостанций для выработки тепла и электроэнергии, а часть сжигаются бесполезно на факелах. Между тем, и мазут и газообразные углеводороды являются основными видами сырья для производства широкого ассортимента топлив, масел и синтетических нефтегазохимических и многих других весьма ценных безальтернативных продуктов.

В то же время вертикально интегрированные нефтегазовые компании США, Канады и стран Западной Европы основную часть дохода получают не от продажи сырой нефти или газа, а от продажи продукций их глубокой переработки – шин и резинотехнических изделий, пластических масс, удобрения, синтетических тканей и изделий, лекарственных препаратов и средств для борьбы с вредителями сельского хозяйства, реактивных и ракетных топлив, синтетических и природных масел и многих других.

По мере углубления химической переработки первичных полупродуктов (метана, этана, этилена, пропана, пропилена, бутанов, изобутанов, бутиленов, бутадиенов, бензиновой, керосиновой и дизельной фракций и вакуумного газойля, мазута, гудрона и многих других ) и получения из них синтетических мономеров, полимеров и других химических продуктов, а также качественных топлив, природных и синтетических нефтяных масел, битумов, кокса и других продуктов, происходит стремительный рост их цены, примерно в 3-5 раза. И поэтому выгоднее продавать продуктов глубокой переработки нефти и газа, чем сырую нефть или газа.

Стратегия глубокой переработки нефти и газа приводит к стабилизации производства, увеличению числа рабочих мест и улучшению социально-экономического состояния населения страны. А усиление же сырьевой направленности экспорта нефти и газа в конечном итоге ведет к снижению жизненного уровня населения.

В экономически развитых странах, таких как США, Канада и Великобритания, глубина переработки нефти и газа высокая и составляет до 95%, из них производят широкий ассортимент весьма ценных продуктов, таких как группа топлив, масел, специальных жидкостей, растворителей, синтетических лаков и красок, нефтехимические продукты и другие, без которых не могут работать ни производства, ни сельское хозяйство, ни бытовая и космическая техника, ни высокая современная технология и механизмы и др.

В области глубокой переработки газов и газоконденсатов также много острых нерешённых проблем. Газы первичной переработки и попутные нефтяные газы на НПЗ также перерабатываются по неглубокой схеме. Они на НПЗ и ГПЗ не проходят чёткой ректификаций и из них не готовят сырьё для нефтехимического синтеза. Их используют, в основном, в виде смеси, что является не эффективным. Попутные газы и газоконденсаты, открытые в последнее время и разрабатываемые в Республике, отличаются высоким содержанием сероводорода и меркаптановой серы. По этой причине на Тенгизском, Жанажолском и Карачиганакском газонефтеперерабатывающих заводах (ГНПЗ), они в первую очередь проходят несколько стадий сероочистки, в результате на них производят элементарную серу и очищенное сырьё. Элементарная сера накапливается на территориях этих заводов, не находя в дальнейшем должного применения и нанося огромный вред окружающей среде. А очищенное сырьё представляет собой смесь газов с высоко качественным светлым нефтепродуктом, который состоит на 75-85% из бензино-дизельной фракции. На вышеуказанных и Жанаузенском ГНПЗ из такого сырья производят только технологический и бытовой газы, а жидкая её часть, представляющая как легкую нефть, в основном идёт на экспорт, только частично на НПЗ на дальнейшую переработку.

В силу такой не глубокой и низкой эффективности переработки нефти и газа на Республиканских НПЗ и ГПЗ, Атырауский химический завод по производству полиэтилена и полипропилена, Актауский – полистирола, Руднинский – пластических масс и другие нефтехимические предприятия Республики, работают не на полной плановой мощности, а Актауский и Руднинский заводы целиком зависят от импортируемого сырья. Эти примеры лишний раз показывают, что нефтехимические предприятия целиком и полностью зависят от эффективной работы нефтегазоперерабатывающих заводов. Даже Павлодарский НПЗ, где в конце 1980-ых годов была самая высокая глубина переработка нефти (83%) в стране и на нём, хотя планом предусмотрены производства таких высокооктановых компонентов, как метилтретбутилового эфира и изооктана, работает не на проектной мощности и поэтому этих остро дефицитных продуктов для страны сейчас не выпускает.

В последнее время в стране часто поднимается вопрос о кластерном развитии нефтехимической подотрасли производства. Это, видимо, правильно. Но, для развития кластерной схемы, в первую очередь, надо обеспечить её начальную цепочку сырьём и обосновать экономическую выгодность выпускаемых, конкурентоспособных на рынке, конечных целевых продуктов.

Из выше изложенных материалов следует, что сырьём нефтехимических производств являются газообразные и жидкие продукты глубокой переработки, именно, нефти и газа. Поэтому на НПЗ и ГПЗ Казахстана, в первую очередь, необходимо поднять уровень глубины переработки нефти и газа, хотя бы до среднемирового, и на такой реальной основе, можно было бы ставить вопрос о кластерной схеме развития нефтехимической подотрасли нефтегазоперерабатывающей промышленности страны.

Таким образом, глубокая переработка нефти и газа играет решающая роль в обеспечении страны качественными нефтегазопродуктами, развитии кластерной инновационной схемы нефтехимической подотрасли производства, устойчивом развитии социально-экономического состояния и укреплении независимости Республики Казахстан.

В период с 2009 по 2015 год на Атырауском НПЗ в целях повышения глубины переработки должны быть осуществлены несколько проектов. Общая сумма инвестиций по заводу – порядка 2,5 млрд [2].

Основной для Республики Казахстан проблемой на предстоящие 5-7 лет, от быстроты реализации которой могут зависеть темпы ее социально-экономического развития, является создание собственной современной базы нефтехимии, сырьем для которой послужат ресурсы новых нефтегазовых месторождений. Думается, что для ее решения необходимо мобилизовать все возможные ресурсы: бюджетные ассигнования, средства национальных компаний и корпораций, совместных предприятий.

В процессе выделения индивидуальных углеводородов в промышленность полимеров, пластмасс, синтетических волокон и материалов может быть направлено (в виде высококачественного исходного сырья) до 300 тыс. т полиэтилена, столько же – полипропилена, до 400 тыс. т – бутана.

Нефтяные компании ведущих стран мира давно оценили преимущества использования природного и попутного газов в качестве сырья для нефтехимической промышленности. Во-первых, при таком варианте отпадает необходимость вовлечения в процессы выделения индивидуальных углеводородов бензиновых фракций, становящихся из года в год все более дефицитными в связи с происходящим ростом выпуска автомобилей. Во-вторых, резко увеличивается эффективность добычи газообразных углеводородов – за счет комплексности их использования. В-третьих, замена продуктов нефтепереработки на ресурсы газа для нефтехимической отрасли означает установление режима стабильного обеспечения ее исходным углеводородным сырьем.

Высокая эффективность, достигаемая в результате комплексного использования сырья в перерабатывающих отраслях, еще раз подчеркивает всю важность вовлечения газовых ресурсов Казахстана в процессы химических преобразований. В связи с этим наиболее крупной проблемой, от масштабов и скорости решения которой во многом зависит состояние всей экономики республики, на текущий момент и далекую перспективу, может быть названо интенсивное развитие нефтегазоперерабатывающего производства непосредственно в районах добычи ресурсов.

Создание нефте – и газоперерабатывающих комплексов вблизи Тенгизского, Карачаганакского, Жанажолского месторождений наиболее целесообразно по ряду причин. Во-первых, отпадает необходимость в транспортировании сырья, имеющего высокое содержание агрессивных сернистых соединений (сероводород, меркаптаны). Во-вторых, появляется возможность полного обеспечения индивидуальными углеводородами действующих в регионе заводов: – в г. Актау – завода пластмасс (поставка этановой фракции, бензола); в г. Атырау – завода «Полипропилен» (загрузка мощностей этановой и пропановой фракциями), что повлечет за собой не только загрузку существующих мощностей, но и создаст реальные предпосылки для расширения производств. В-третьих, излишки индивидуальных углеводородов, товарная продукция могут быть реализованы как в западном и южном направлениях, так и в восточном – при примерно одинаковых расстояниях перевозки. В-четвертых, очищенный газ найдет своих потребителей непосредственно в Западном Казахстане, причем значительный его объем может быть направлен на энергетические и коммунально-бытовые нужды.

На фоне эффективных результатов, получаемых вследствие рационального использования углеводородных ресурсов в ведущих державах мира, Казахстан, имея столь мощную сырьевую базу, пока еще не может заявить о себе, как о государстве, нефтегазовое сырье которого используется с высокой степенью комплексности. Следовательно, стратегия экономического развития и должна быть направлена на то, чтобы в течение ближайшего 5 – 7-летнего периода отечественная нефтегазопереработка и нефтехимия получили необходимый импульс для наращивания своего потенциала.

Анализ результатов деятельности двух практически родственных предприятий приводит к достаточно широкому спектру выводов. Во-первых, переработка попутного газа осуществляется по упрощенной схеме, когда извлечение конечной продукции производится по усеченной схеме. Это влечет за собой выпуск незначительной части (около 30%) индивидуальных углеводородов, реализация которых в создавшейся ситуации в нефтехимии является проблематичной. Во-вторых, выработанные индивидуальные углеводороды на газо-химическом комплексе, характеризующимся применением более прогрессивных технологических процессов и соответственно различными вариантами выхода исключительно важной, конкурентоспособной товарной продукции, при достаточно эффективных маркетинговых проработках могут быть успешно реализованы на внешнем рынке, причем по цене в два с лишним раза превышающей цену индивидуальных углеводородов. В-третьих, экономический эффект от переработки сырьевого ресурса на газохимическом комплексе в 11,5 раз выше варианта реализации сырого газа и в 5-8 раза превышает коммерческий результат, который может быть получен перерабатывающими предприятиями.

Итоги сопоставления двух направлений переработки газообразного ресурса могут иметь только однозначный вывод: реальное повышение экономической эффективности нефтегазового производства достижимо только при условии, глубокой переработки сырья с выпуском товарной продукции, имеющей высокую конкурентоспособность на внешнем рынке и значительную потребность на внутреннем – на отечественных предприятиях нефтехимии.

Выводы : Изучена стратегия развития отечественной нефтеперерабатываю-щей промышленности и повышения глубины нефтепереработки. Проведена сравнительная оценка стоимости извлекаемых углеводородных запасов РК при реализации в сырьевом варианте и при реализации конечной продукции комплексной переработки.

1. Егоров О. И . Нефтегазовые ресурсы как фактор устойчивого развития экономики в условиях рынка. Алматы: ИЭ МОиН РК, 1999.

2. Серіков Т. П., Оразбаева К. Н . Атырау мұнай өңдеу зауытын қайта жаңарту барысындағы тиімді экономикалық және технологиялық шешімдер // Ғылыми журнал «АтМГИ хабаршысы», – Атырау: №8-9, 2006, – Б.85-92.

Http://www. rusnauka. com/4_SWMN_2010/Chimia/58905.doc. htm

Сырьевой базой нефтехимической промышленности являются ископаемые углеводороды: нефть, растворенный в ней газ (он также носит название «Попутного нефтяного газа»), Природный газ и Газовый конденсат. Эти ископаемые более привычны нам как участники простейшей химической реакции – горения. Природный газ мы сжигаем в конфорках бытовых плит. Тот же самый газ горит на электростанциях, вырабатывая тепло и электроэнергию. Продукты переработки нефти используются в автомобильных двигателях внутреннего сгорания – бензиновых и дизельных, в реактивных двигателях самолетов и энергетических установках судов и кораблей. Попутный газ растворен в нефти, когда она находится в недрах, и выделяется при ее добыче.

Их число может варьироваться от нескольких тысяч до миллионов. Важность полимеров в современном мире и, стало быть, важность нефтехимической промышленности объясняется их уникальными свойствами.

Но для того чтобы ископаемые углеводороды превратились в привычные нам пластики и резину, они должны пройти несколько стадий переработки. Условно можно выделить три стадии: сначала из ископаемого углеводородного сырья (Нефти, Попутного нефтяного газа, Природного газа или Газового конденсата) получают сырье для дальнейшей нефтехимической переработки. Затем его превращают в Мономеры – звенья будущих полимерных цепочек. На заключительном этапе мономеры собираются в продукты нефтехимии – полимеры.

Нефть добывают из земных недр, прямо на промысле очищают от воды, твердых примесей (песка, частиц грунта, нерастворимых осадков и т. п.), а также от Попутного нефтяного газа 1 (ПНГ), после чего транспортируют на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Здесь нефть проходит многостадийный каскад обработок. Мы уже говорили о том, что нефть – это смесь различных веществ. Далеко не все из них пригодны, например, для сжигания в двигателе внутреннего сгорания. Суть нефтепереработки заключается в разделении сырой нефти на группы составляющих ее компонентов, а также повышение топливных качеств этих составляющих.

В состав Прямогонного бензина входят такие цепочки, в которых число атомов углерода колеблется от 5 до 9. Более тяжелые фракции (керосин, дизельное топливо) содержат более длинные цепочки с более высокой температурой кипения. Важной особенностью углеводородов Прямогонного бензина является то, что они имеют линейной строение, без ответвлений. Такие углеводороды носят название Нормальных. На рисунке 2 изображен нормальный пентан или, как принято писать, н-пентан (название образовано от др.-греч. πέντε – пять, то есть по числу атомов углерода). Именно Прямогонный бензин в настоящее время составляет около 50% сырья для нефтехимического производства в России.

Однако на НПЗ нефтехимики берут в качестве сырья не только Нафту. Полезные для дальнейшей химической переработки вещества и смеси получаются и в таких «вторичных» процессах нефтепереработки, как Каталитический крекинг и Каталитический риформинг.

Назначение процесса Каталитического крекинга – превращать высококипящие, тяжелые фракции нефти 2 , состоящие из длинных углеводородов, в более легкие – бензиновые фракции. Само название этого процесса происходит от английского cracking – расщепление. Суть его с точки зрения химии и заключается в дроблении длинных углеводородных цепочек на более короткие. В итоге из тяжелого сырья, самого по себе непригодного для применения в бензиновых двигателях, получаются более легкие компоненты, которые становятся составной частью бензинов для автомобилей.

Наряду с каталитическим крекингом, обеспечивающим нефтехимию сырьевыми газовыми смесями, важным является процесс Каталитического риформинга. Название происходит от английского to reform — переделывать, улучшать. Этот процесс является важным источником так называемых Ароматических углеводородов. В науке ароматическими углеводородами называют особый и обширный класс органических соединений, характеризующихся специфическим электронным строением 4 . А в нефтехимии под этим названием, как правило, подразумевают четыре вещества: Бензол, толуол, орто-ксилол и Пара-ксилол. Эти вещества выделяются в отдельную группу, так как по своим свойствам они сильно отличаются от углеводородов, содержащихся, например, в прямогонном бензине. Основой структуры Ароматических углеводородов является циклическая шестичленная конструкция, составленная из атомов углерода 5 :

Назначение процесса Риформинга при переработке нефти – превращение длинных углеводородных цепочек в ароматические углеводороды. Происходит, например, такой процесс:

Иными словами, в процессе Риформинга от линейных углеводородов (в нашем примере это нормальный октан – слева) под действием температуры и катализатора отщепляются три пары соседних атомов водорода (указаны стрелками) и образуется три молекулы водорода. При этом образуются двойные связи, и одновременно происходит формирование шестичленного цикла – образуется Орто-ксилол. Сырьем для процесса Риформинга, то есть источником длинных линейных углеводородов, выступает, как правило, Прямогонный бензин.

После нефти вторым по значимости источником сырья для нефтехимической промышленности служит переработка Попутного нефтяного газа (ПНГ).

Суть квалифицированной переработки газа заключается в отделении Фракций С2+ от метана, кислых (сероводород) и инертных (азот) газов, а также воды и механических примесей.

Http://do. gendocs. ru/docs/index-188238.html? page=2

Группа компаний «ТАИФ» сразу после ввода и освоения проектной мощности в 2006 – 2007 годах своего нового на то время производства каталитического крекинга, вошедшего в состав внутризаводского подразделения под названием «Завод автобензинов», приступила к разработке и поиску путей и планов для превращения остаточного топочного мазута и гудрона в светлые нефтепродукты. После начала производства в Республике Татарстан автобензинов всех марок и дизельного топлива с качеством не ниже требований ЕВРО 4 для Группы компаний «ТАИФ» оставалась одна большая и неразрешенная проблема – это неизбежный выход и производство топочного мазута в объеме около 28% – 29% от перерабатываемой нефти. Почти треть покупаемой нефти для НПЗ ОАО «ТАИФ–НК» остается сегодня фактически не переработанной и продается в виде топочного мазута, но с очень значительным содержанием серы, асфальтенов, смол и соединений металлов из-за утяжеленной нефти, подаваемой на переработку. Кроме этого, чтобы довести качество такого мазута до требуемых рынками стандартов, все последующие годы необходимо добавлять в такой мазут более легкие и более чистые фракции в виде дизеля и керосина. Сам по себе топочный мазут, природно и исторически, всегда на рынках имеет цену ниже закупаемой нефти, а в случае его компаундирования дорогими дизельными и керосиновыми фракциями еще более усугубляет и значительно снижает доходную и прибыльную деятельность любого НПЗ, в том числе и НПЗ Группы компаний «ТАИФ». Фактически закупая более 7 миллионов тонн нефти в год, НПЗ Группы компаний «ТАИФ» вынужден продавать более 2,1 миллиона тонн в год мазута с ценой ниже покупки нефти, уменьшая свою прибыль и доходность от продаж. Ситуацию с производством и продажами мазута достаточно часто усугубляют как внешние, так и российские рынки – неизбежно в течение года, особенно в летние месяцы, стоимость мазута или существенно снижается, или покупатели могут просто отказаться на какое-то время от закупок. Такая «природно–технологическая болезнь» существует практически на всех заводах нефтепереработки в Российской Федерации, обусловленная низким показателем глубины переработки нефти по выходу светлых нефтепродуктов. Так, истинный коэффициент глубины переработки нефти по полученным «светлым», а значит и более дорогим нефтепродуктам в Европе составляет 80% – 85%. В Российской Федерации такой коэффициент часто не достигает показателя в 68% – 74%. Из перерабатываемых в России 285 – 290 миллионов тонн нефти в год около 100 миллионов тонн – это неэффективные мазуты и коксы, не дающие ни прибыли, ни роста доходности.

За прошедшие 6 лет специалисты Группы компаний «ТАИФ» вели интенсивные и непрерывные поиски таких технологий переработки нефти, чтобы на последующие 40 – 50 лет глубина переработки татарстанской нефти в Нижнекамске составляла не ниже 90% – 95%. То есть была поставлена задача, чтобы из каждых 1000 кг тяжелой внутриреспубликанской нефти было бы возможно получать не менее 900 – 950 кг высококачественного сырья для нефтехимии, бензинов, керосинов и дизеля с характеристиками качества не ниже требований ЕВРО 4 и ЕВРО 5. Целью ставилась задача – исключить коммерческое производство мазутов, кокса и/или асфальта.

За прошедшие 6 лет было проведено множество встреч и переговоров, в том числе с представителями ведущих мировых компаний в лице Chevron, Shell, ВР, Exxon Mobile, а так же со всеми доступными для контактов инжиниринговыми российскими и зарубежными компаниями. В указанный период все специалисты предлагали только классические технологии переработки мазутов и гудронов в светлые нефтепродукты.

Такие технологии неизбежно включают в себя требование по созданию и строительству сразу нескольких больших установок, конечной из которых является крупная и дорогостоящая установка гидрокрекинга. Стоимость капитальных вложений в создание и строительство такого комплекса установок в любом из рассматривавшихся вариантов составляет не ниже стоимости, эквивалентной от 3 миллиардов до 4,5 миллиардов долларов США (были предложения и выше 6,5 миллиардов долларов). Но самой существенной проблемой, которую не способны разрешить такие классические технологии – значительное количество остаточных сверхтемных и низколиквидных продуктов в виде кокса и/или асфальта. Так, «первичная» классическая установка коксования, использующая республиканскую тяжелую нефть, неизбежно вынуждена производить более 33% от объема перерабатываемого ею мазута низкокачественного и трудно реализуемого кокса, который кроме как на сжигание применить некуда. Еще один пример: классическая «первичная» установка деасфальтизации неизбежно производит уже около 50% от объема мазута так называемый асфальтит – асфальт, который по своим свойствам и качеству пригоден тоже только для сжигания, но уже в уникальных, специально проектируемых и дорогостоящих печах. Сжигание такого кокса или асфальта в любой местности дает или очень большое количество вредных выбросов, что для города Нижнекамска никак неприменимо, или требует строительства уникальных печей и уникальных очистных сооружений, стоимость которых вполне сравнима со стоимостью предельно дорогой установки гидрокрекинга. При этом любые очистные сооружения, включая очистку газов, сами по себе не избавляют от вредоносных и ядовитых веществ от сжигаемых в печах материалов – они только концентрируют их в твердом или жидком виде, а далее их требуется захоронить в землю, что неэкологично и неизбежно удорожает эксплуатацию любого производства и сам процессинг.

На пятый год поисков, в начале 2010 года, специалисты Группы компаний «ТАИФ» нашли новое уникальное предложение от компании «Kellogg Brown and Root» (США) для разрешения поставленных задач НПЗ ОАО «ТАИФ–НК». Компания предлагала новую, но уже лицензированную технологию, способную переработать весь имеющийся гудрон в нафту, керосин и дизель на 95%. По сути это был уникальный и оригинальный гидрокрекинг, полностью отвечающий целям Группы компаний «ТАИФ», включающий в себя 4 последовательных реактора гидрокрекинга. При этом первые три реактора за счет запатентованной технологии позволяют превращать низкокачественный гудрон, или даже любую битумную нефть в чистую «синтетическую» нефть или в чистый вакуумный газойль. Четвертый реактор – классический, но всего один вместо двух или четырех реакторов гидрокрекинга, он способен превратить (конвертировать) чистый вакуумный газойль в нафту, керосин и дизель. При этом качество керосина и дизеля получается не ниже требований стандартов ЕВРО 5. Необходимо отметить, что это не комплекс установок, а одна единая установка крупнотоннажной мощности.

В период 2010 и 2011 годов специалистами Группы компаний «ТАИФ» были изучены данные технологии, её история, опыт применения в промышленности, а также проведен анализ стоимости капитальных вложений. Экономическая эффективность сразу не вызывала никаких сомнений – предложенная технология в 2 – 2,5 раза превосходила все известные технологии по генерации прибыли при переработке нефти.

В процессе изучения технологии оказалось, что это не новая технология, а «забытая» и значительно усовершенствованная старая технология, которая успешно работала в 1935 – 1945 годах в Германии. Но в качестве сырья в Германии использовался уголь, часто в смеси с остатками нефти, что очень значительно усложняло сам технологический процесс и делало его достаточно дорогим при сравнительно низких ценах на нефть в мире. Именно эта технология обеспечивала на 92% потребности всей авиации Германии в бензине в период второй мировой войны. Следует принимать во внимание, что с начала периода интенсивного использования нефти в жизнедеятельности людей и до конца ХХ века в мире, и в России в том числе, в основном использовалась легкая и малосернистая нефть, из которой получаются всегда минимум гудрона или кокса хорошего качества.

Патентом на технологию владеет с первой половины ХХ века германская компания «VEBA», которая в начале 2000-х годов была выкуплена мировой корпорацией «BP» в собственность вместе с технологией. Научный центр компании «BP», совместно со специалистами компании «VEBA», доработал технологию для переработки либо гудрона, либо природных битумов, либо других сверхтяжелых жидких остатков от переработки нефти, исключив использование углей. Такая доработанная технология была официально лицензирована компанией «BP» и названа технологией «VEBA COMBI CRACKER» или «комбинированный крекинг Веба».

В 2008 и 2009 годах компания «BP» на условиях тендерного конкурса предложила мировым инжиниринговым компаниям проектировать, продавать, распространять и создавать установки с использованием технологии «VEBA COMBI CRACKER» или «VCC». Такой тендерный конкурс выиграла американская компания «Kellogg Brown and Root», у которой ОАО «ТАИФ-НК» в конце 2011 года закупило лицензию на право использовать в своих коммерческих целях технологию «VEBA COMBI CRACKER». Сегодня, 14 февраля 2012 года, Группа компаний «ТАИФ», в лице ОАО «ТАИФ-НК», подписала контракт на разработку базового проекта на установку «VCC». Мощность установки по сырью составляет: по битуму в 2,7 миллионов тонн в год и по вакуумному газойлю до 0,7 миллиона тонн в год. Стоимость создания такой установки со всей требуемой инфраструктурой оценивается сторонами в суммах, эквивалентных 1,5 миллиардам долларов США. Стартом внедрения данного проекта считается день вступления в силу контракта на базовое проектирование. Плановый срок ввода установки «VCC» в г. Нижнекамске намечен на 2015 год.

Группа компаний ТАИФ не первая компания, закупившая Лицензию на право использовать технологию «VCC» и заказавшая базовый проект. Первой компанией, воспользовавшейся возможностью создать установку «VCC» является одна из четырех государственных крупнейших компаний Китая, которая планирует ввести такую установку уже в начале 2013 года. Третьей компанией, которая рассматривает использование технологии «VCC» в своих технико-коммерческих целях, является индийская компания «Reliance», владеющая и эксплуатирующая самый крупный НПЗ в мире мощностью в 58 миллионов тонн в год.

Успешное и своевременное завершение строительства и ввод в действие крупнотоннажной установки на базе технологии «VCC», позволит нижнекамскому НПЗ ОАО «ТАИФ-НК», начиная с 2015 года, перерабатывать более 7,3 миллиона тонн в год республиканской нефти и выдавать 7,1 миллионов тонн в год высококачественных нефтепродуктов, в том числе для нефтехимии, с качеством не ниже Евро 5. Общая прибыльность НПЗ должна вырасти в 1,7 – 2 раза. Девизом данного проекта является фраза – «Нет мазуту, нет коксам, нет асфальтам».

Проектирование и строительство установки на базе технологии «VCC» будет завершающим этапом модернизации и развития НПЗ ОАО «ТАИФ-НК» – далее, как минимум на последующие 15–20 лет, не потребуется планировать какие-либо крупные и существенные проекты. Такое развитие, запланированное руководством Республики Татарстан, полностью совпадает с отраслевой политикой Правительства Российской Федерации, которое в 2011 году законодательно ввело требования по проведению в течение 5 – 8 лет модернизации всех существующих НПЗ России на углубление переработки нефти и получение только качественных нефтепродуктов. Такое требование Правительства РФ, условно называемое «60/66», подкрепленное четырехсторонним соглашением с каждым НПЗ России, подтверждено введением новых повышенных фискальных пошлин и акцизов на все темные и/или некачественные нефтепродукты от переработки нефти, производимой в России.

Http://www. taif. ru/press/relise/2012-02-14.php

НПО Экотехнологии предлагает широчайший выбор технических решений, включающих специальные химические реагенты и оборудование для процессов переработки нефти и нефтехимии. Реагентная обработка применима на всех установках НПЗ: ЭЛОУ-АВТ, гидроочистки и гидрокрекинга, каталитического крекинга, висбрекинга и риформинга, замедленного коксования. В частности, предлагаются следующие технологии и реагенты:

    Деэмульгаторы и антивспениватели. НПО Экотехнологии располагает широким набором деэмульгаторов для блоков обессоливания при переработке различных типов нефти. Для технологических процессов очистки кислых газов аминовыми растворами широко применяются присадки, снижающие негативные процессы пенообразования. Дисперсанты и ингибиторы образования отложений. Самые различные процессы НПЗ и нефтехимического завода могут быть оптимизированы за счет предотвращения образования различного рода углеводородных отложений в таких процессах как, перегонка нефти, каталитический крекинг, гидрокрекинг, висбрекинг, производство этилена. Ингибиторы коррозии и нейтрализаторы для коррекции рН технологических сред позволяют полностью управлять коррозионными процессами, продлить ресурс эксплуатации оборудования и повысить величину операционной готовности технологических установок. Подготовка оборудования к ремонту. Качественная подготовка оборудования к проведению капитального ремонта является важной задачей любого предприятия. Технологии НПО Экотехнологии позволяют производить качественное диспергирование тяжелых смолисто-асфальтеновых веществ, производить дегазацию оборудования до необходимого уровня и удаление пирофорных соединений. Обработка охлаждающей воды. НПО Экотехнологии является поставщиком решений на базе самых современных программ обработки охлаждающей воды, которые включают в себя реагенты для защиты от коррозии и отложений и системы контроля и управления. Доверяя водооборотные циклы нашим специалистам, Вы получаете квалифицированный сервис и поддержку. Обработка котловой воды. Длительная эксплуатация паровых котлов и турбин – залог эффективности работы производителей электроэнергии. Программы обработки котловой воды позволяют повысить КПД теплотехнического оборудования и снизить частоту ремонтов за счет снижения коррозии и осадкообразования.

Следует также отметить, что НПО «Экотехнологии» располагает всей необходимой гаммой технологий для обработки воды для нефтепереработки и нефтехимии (оборотной воды, обессоленной воды для подпитки паровых и водогрейных котлов и др.), а также для очистки сточных вод, в т. ч. с повышенным содержанием нефтепродуктов (см. стр. 10-11). Очищенные сточные воды НПЗ и нефтехимических предприятий могут быть эффективно использованы для подпитки водоблоков и систем ХВО или сброшены в открытую гидросеть.

Отрасли применения реагентной обработки в технологических процессах:

    Первичная переработка нефти Каталитический крекинг Гидрокрекинг, гидроочистка Аминовая очистка газов Висбрекинг Установки замедленного коксования Этиленовые компрессора, пирогазовое пр-во, щелочные колонны Обработка систем водяного охлаждения и котлов

Http://et-com. ru/pages/petrochemistry

Добавить комментарий