Ахметова технология глубокой переработки нефти и газа

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

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессы технологии

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

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

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

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

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

Нефть — наше национальное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

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

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

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

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

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

2. Керосиновая фракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до 270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

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

3. Газойлевая фракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестве дизельного топлива.

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

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

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

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

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

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

Плохое моторное топливо имеет нулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое число бензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60. Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в него антидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец (IV), Рb(С2 Н5 )4. Тетраэтилсвинец представляет собой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавом натрия и свинца:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

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

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлых фракций — около 35%.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии пер Еработки нефти

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

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

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

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

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

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

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

Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

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

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

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

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

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

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Ахметов С. А. и др. 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.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

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

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

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

Http://www. ronl. ru/otchety-po-praktike/promyshlennost-proizvodstvo/185005/

Очередным партнером сирийского бизнесмена стала компания “Ариком” со штаб-квартирой в Лондоне российского бизнесмена Павла Масловского, которая владеет несколькими железорудными месторождениями в Амурской и Еврейской автономной областях. По данным компании, на базе этих месторождений “Ариком” за несколько лет создаст комплекс метпроизводства глубокой переработки. По словам гендиректора “Арикома” Юрия Макарова, компания намерена создать в России второй в мире завод по производству высококачественного чугуна с использованием технологии ITmk3.

“Мы сейчас готовим технический проект и проводим лабораторные исследования для “Арикома”, — сообщил директор Hares Engeneering Разас Юнес. По его словам, в 2009 г. планируется выйти на подписание контракта на строительство завода по производству гранулированного чугуна по технологии ITmk3. По словам Разаса Юнеса, в текущем году подписано соглашение с российским “Еврохимом”, который рассматривает возможность применения ITmk3 на Ковдорском ГОК, также идут переговоры с российской ОМК.

Единственным украинским претендентом на размещение завода по производству гранулированного чугуна является “Метинвест” Рината Ахметова, который рассматривал такую возможность на Северном ГОК. До объединения “Метинвеста” со “Смарт-холдингом” реализация подобного проекта планировалась и на Ингулецком ГОК, однако сейчас “Метинвест”, похоже, не может определиться с планами в отношении нового производства. Проект по строительству завода прямого восстановления железа ведет и Полтавский ГОК Константина Жеваго, однако в данном случае была выбрана технология Midrex, которая занимает 59% мирового рынка железа прямого восстановления. По словам аналитика Upras Capital Александра Макарова, недостатком Midrex является необходимость использовать в качестве сырья большое количество природного газа (около 400 куб. м на 1 т) и высококачественные окатыши. “При прямом восстановлении железа большая часть примесей переходит в ГБЖ, поэтому нужно обеспечить приемлемое качество окатышей. Возможным выходом из ситуации является использование для производства ГБЖ окатышей, производимых из наиболее качественной руды, но в карьерах могут одновременно разрабатываться несколько горизонтов, и качество руды в них разное. Необходима селективная переработка руды, но это создаст проблемы с логистикой в рамках ГОК”, — говорит эксперт. Кроме того, меньшее содержание железа будет влиять на эффективность процесса и увеличивать расход природного газа. В случае применения технологии ITmk3 используется концентрат и энергетический уголь без расхода газа. Кроме того, технология позволяет избегать перехода примесей в железо. Но, по мнению господина Макарова, предприятия в любом случае будут стараться приобретать лучший уголь по показателям низкой зольности и невысокого содержания серы, что может усилить спрос на него на внутреннем рынке.

Http://www. ukrrudprom. com/digest/dcfrtyuui130608.html? print

«Мессояханефтегаз», совместное предприятие «Роснефти» и «Газпром нефти», получил положительное заключение Главгосэкспертизы России на проект обустройства кустовых площадок под закачку попутного нефтяного газа (ПНГ) в пласт на Западно-Мессояхском месторождении с межпромысловым газопроводом от Восточной Мессояхи. Проект по хранению ПНГ в газовой шапке соседнего нефтегазоконденсатного месторождения уникален для нефтегазовой отрасли.

В ходе реализации проекта предприятие построит на двух лицензионных участках необходимые объекты инфраструктуры: компрессорную станцию мощностью 1,5 млрд кубометров газа в год – на Восточной Мессояхе, две кустовые площадки с девятью скважинами для закачки ПНГ в пласт – на Западной Мессояхе. Два месторождения свяжет межпромысловый газопровод протяженностью 54 км для транспортировки компримированного газа.

Реализация нового проекта позволит «Мессояханефтегазу» максимально эффективно использовать попутный нефтяной газ. Уже сейчас ПНГ, полученный в процессе добычи нефти на Мессояхе, идет на технологические нужды промысла – для работы газотурбинной электростанции, а также является топливом для печей нагрева нефти и котельных. Транспортировка и последующая закачка ПНГ с Восточной Мессояхи в газовую шапку соседнего Западно-Мессояхского месторождения даст возможность в дальнейшем использовать газ из подземного хранилища. Реализовать такой проект непосредственно на Восточной Мессояхе – на месторождении, где идет активная добыча нефти, не позволяет его геологическое строение – нет залежей с подходящими характеристиками и участками для хранения больших объемов газа.

— Проект по утилизации попутного газа на Мессояхе станет уникальным для компании. Впервые мы используем так называемые подземные хранилища для решения вопроса утилизации ПНГ. Для компании это новая практика, в случае успеха мы сможем тиражировать данную технологию на других предприятиях, – отметил Денис Сугаипов, глава дирекции по крупным проектам БРД, генеральный директор «Газпромнефть-Развития».

— Утилизация попутного нефтяного газа – задача высокого приоритета для нефтедобывающего предприятия. Строительство подземного хранилища ПНГ и объектов газовой инфраструктуры позволит достичь на Мессояхе максимального показателя по рациональному использованию газа и даст возможность реализовать нестандартный для России проект, имеющий большое значение для экологии, – рассказал Виктор Сорокин, генеральный директор «Мессояханефтегаза».

При строительстве объектов подготовки и транспортировки газа планируется использовать оборудование отечественного производства. Вся инфраструктура будет возводиться путем блочно-модульной сборки в максимальной заводской готовности. Это обеспечит высокие темпы строительства и общую рентабельность проекта. Его планируется реализовать за два с половиной года.

АО «Мессояханефтегаз» – совместное предприятие ПАО «Газпром нефть» (оператор проекта) и ПАО «НК «Роснефть», которому принадлежат лицензии на разведку и разработку группы Мессояхских нефтегазоконденсатных месторождений – Восточно-Мессояхского и Западно-Мессояхского.

По разведанным запасам углеводородов месторождения относят к уникальным. Проект реализуется в условиях ограниченного доступа к транспортной и промышленной инфраструктуре. Старт эксплуатации Восточно-Мессояхского месторождения 21 сентября 2016 года в режиме телемоста дал президент России Владимир Путин.

Http://www. yamalpro. ru/2018/04/18/messoyahaneftegaz-realizuet-unikalnyiy-proekt-po-utilizatsii-poputnogo-neftyanogo-gaza/

История вашей компании – это уникальный опыт становления и развития газовой отрасли в самом холодном регионе мира. К этой праздничной дате вы подошли с высокими результатами работы и сегодня «ЯТЭК» входит в число крупнейших региональных энергокомпаний России.

Энергетика – одна из важнейших отраслей экономики нашей страны, двигатель инновационного пути развития всей промышленности и смежных отраслей. Ведущая роль России в сфере производства и экспорта газа – это результат плодотворной работы всех специалистов газовой отрасли.

Уверен, что усилия вашего коллектива внесут ощутимый вклад в дело сохранения лидирующих позиций России на мировом энергетическом рынке.

Особые слова благодарности хотелось бы адресовать ветеранам отрасли – геологам, энергетикам, бурильщикам, инженерам, чей самоотверженный труд и профессионализм заложили прочный фундамент для нынешних достижений.

Желаю всем вам крепкого здоровья и успешной работы на благо России! Счастья и благополучия вашим семьям! С праздником вас, дорогие друзья!

– разведка и добыча на Средневилюйском, Мастахском и Толонском газоконденсатных месторождениях;

– геологическое изучение полезных ископаемых в пределах Тымтайдахского участка;

Скептики замолчали: газовая перспективность Якутии стала очевидна.

В эти праздничные дни мы чествуем, прежде всего, ветеранов-первопроходцев, всех тех, кто внес свой посильный вклад в разведку и добычу газа в суровых климатических условиях Крайнего Севера. Теперь это трудно представить, но еще в середине XX века мало кто верил, что в недрах Якутии есть достаточное для промышленного освоения количество нефти и газа. А сегодня Республика Саха (Якутия) – один из центров нефтегазодобычи на Дальнем Востоке, который играет важную роль в диверсификации поставок углеводородов в восточном направлении. Мы высоко ценим сотрудничество с крупнейшими нефтегазовыми компаниями, поскольку оно отвечает интересам всех жителей нашей республики и способствует укреплению энергетической безопасности страны.

Поздравляю руководителей и сотрудников компании «ЯТЭК» с 50-летним юбилеем предприятия! Ваш профессионализм, настойчивость и энергия обеспечивают активное развитие топливно-энергетического комплекса Якутии. Накопленный вами опыт освоения и разработки крупнейших газовых месторождений – это основа для решения новых задач и реализации будущих проектов, направленных на стабильное социально-экономическое развитие региона.

Сердечно поздравляю ветеранов отрасли, пусть память о ваших трудовых подвигах всегда бережно хранится в истории компании и помогает приумножать добрые профессиональные традиции газовиков. Желаю коллективу «ЯТЭК» новых трудовых свершений на благо нашей родной республики и всей страны. Счастья, успехов и благополучия вам и вашим семьям!

Http://ysia. ru/bez-rubriki/yatek-istoriya-v-litsah/

В ближайшее время Ростехнадзор планирует проверить порядок утилизации попутного газа на месторождениях Западной Сибири и Ханты-Мансийского автономного округа.

По его словам, планируется разработать «проекты и новые технологии утилизации попутного нефтяного газа и его повторного использования».

Кроме того, принято решение, что требования к технологическим проектам разработки месторождений должны предусматривать переработку не менее 95% попутного газа.

Проверки Ростехнадзором нефтяных компаний по поводу выполнения этого требования, а также штрафные санкции, которые с 2008 году будут значительно увеличены, «должны стимулировать разработку и использование новых технологий по утилизации и использованию попутного нефтяного газа в России», добавил Пуликовский.

Он также сообщил, что Ростехнадзор участвует в выполнении поручения Президента РФ Владимира Путина по утилизации попутного нефтяного газа, «являющегося ценнейшим химическим сырьем и высокоэффективным органическим топливом». Он отметил, что объемы добычи попутного газа находятся в прямой зависимости от добычи нефти, динамика же его использования значительно отстает от темпов добычи.

«Объемы сжигаемого газа постоянно возрастают – с 6,6 млрд кубометров в 2000 году, до 20 млрд в 2006 году, то есть увеличились в три раза, что приводит не только к потерям ценнейшего химического сырья, но и к увеличению выбросов вредных веществ в атмосферу», – сказал Пуликовский, добавив, что выбросы твердых загрязняющих веществ на факельных установках составляет 12% от общего объема выбросов в России, передает РИА «Новости».

Http://static. zarabotki. ru/news/2007/7/31/97947.html

2. Экологические проблемы, связанные с разработкой минеральных ресурсов…………………………………………………………………………..12

3. Природоохранные технологии при освоении минерально-сырьевых ресурсов 16

Данный реферат посвящен описанию проблемы современного состояния природы Беларуси: недр и минеральных ресурсов.

Ограниченность ресурсов Земли становится в настоящее время одной из наиболее актуальных проблем человеческой цивилизации. Поэтому одним из важнейших моментов современности можно считать решение задач по рациональному управлению природными ресурсами. Выполнение этого требует не только обширных и глубоких знаний закономерностей и механизмов функционирования экологическим систем, но и целенаправленного формирования определенного нравственного фундамента общества, осознания людьми своего единства с Природой, необходимости перестройки системы общественного производства и потребления.

Речь в данном случае идет о формировании такой стратегии развития человеческого общества, которая позволяет гармонично сочетать его потребности с возможностями сохранения нормального функционирования биосферы. Это означает не только широкое распространение производственных технологий сбережения ресурсов, но и изменение характера потребностей людей.

Проводимая государственная экологическая политика предусматривает последовательное проведение структурной перестройки производственной сферы, совершенствование технологического уровня производства, ориентирующегося на ресурсосбережение, применение малоотходных и безотходных технологий, сокращение объемов выбросов и сбросов загрязняющих веществ в природную среду, утилизацию и переработку отходов, ликвидацию негативных последствий хозяйственной деятельности на окружающую среду.

Мою работу условно можно разделить на две части, в первой я характеризую минерально-сырьевые ресурсы Беларуси, во второй я постарался охарактеризовать экологические проблемы, связанные с разработкой минерально – сырьевых ресурсов, и пути рационального использования ресурсов и охраны недр.

Основой развития современной индустрии и ряда направлений научно – технического прогресса выступают минерально-сырьевые ресурсы, или ресурсы земных недр. Минерально-сырьевые ресурсы – это природные вещества минерального происхождения, используемые для получения энергии, сырья и материалов.

Если взглянуть на карту полезных ископаемых Беларуси, то можно с уверенностью сказать, что в недрах нашей страны имеется достаточное количество традиционно добываемых минерально-сырьевых ресурсов, обеспечивающих функционирование и развитие индустрии строительных материалов, производство калийных удобрений и поваренной соли.

В недрах Беларуси выявлено более 30 видов минерального сырья. По степени готовности к использованию выделяются месторождения : с детально разведанными запасами минерального сырья, которые экономически целесообразно и технически возможно разрабатывать в настоящее время (нефть, торф, калийные и каменная соли, доломиты, цементное сырье, сапропели, цеолит-содержащие силициты, формовочные и стекольные пески); не подготовленные пока к промышленному освоению, степень изученности которых еще не позволяет проектировать их освоение и требует проведения дополнительных геологоразведочных работ и разработки новых технологических способов добычи и комплексной переработки сырья (бурые угли, горючие сланцы, железные руды, каолины, гипс, фосфориты, редкие металлы и высокоминерализованные рассолы); перспективные площади, по которым существуют научно обоснованные предпосылки возможности выявления среди них промышленных типов минерального сырья после проведения дополнительных геологоразведочных работ (глауконит, пирофиллит, янтарь, алмазы, сырье для изготовления минеральных волокон, давсонит, редкие, цветные и благородные металлы).

Нефть. По состоянию на 01.01.2008 в Беларуси открыто 71 месторождение нефти (в т. ч. 2 нефтегазоконденсатных), 68 из которых находится в Гомельской области и 3 в Могилевской. В 2007г. в стране добыто 1,76 тыс. т нефти.

Глубина залегания нефти в основном колеблется от 2000 – 2900 м в пределах приподнятых участков до 3500-4500 м и погруженных зонах прогиба. Белорусская нефть, как правило, высокого качества – легкая, с низким удельным весом, с малым содержанием серы и парафина. Это повышает ее значение.

Открыты два новых месторождения нефти – Котельниковское и Западно-давыдовское.

Газ. В настоящее время Беларусь не располагает промышленными месторождениями природного газа. При разработке месторождений нефти добывается попутный газ в количестве около 250 млн. м³. Залежи попутного газа выявлены на территории Припятского прогиба, где ведутся поисковые работы на нефть (Борщевское, Красносельское и Западно – Александровское месторождения). Запасы его составляют около 1 млрд. м³.

Торф. Геологические запасы торфа (9192 месторождения) на 1.01.2008 составляют около 4 млрд. т и расположены во всех областях страны.

Наиболее обширные торфяные массивы сосредоточены в крупных понижениях рельефа. Общая площадь торфяных болот в Беларуси – 2,9 млн. га. Самые значительные из них сосредоточены в Полесье.

Согласно Схеме рационального использования и охраны торфяных ресурсов Республики Беларусь на период до 2010г., значительную часть торфяного фонда составляют природоохранный и запасной фонды. В 2007г добыто 2,9 млн. т торфа на топливо и сельскохозяйственные нужды. Ожидаемое существенное увеличение объемов добычи торфа к 2015 году (табл.1) потребует выделения под торфоразработки дополнительных площадей во всех регионах страны.

Http://4itaem. com/referat_read/120749

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические Процессы технологии пер Еработки нефти

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

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

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

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

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

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

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

Продукцией ГФУ Предельных газов являются узкие углеводородные фракции:

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

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

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

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

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

· Пентановая – является сырьем для процессов изомеризации и пиролиза.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

4. Ахметов С. А. и др. 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.

5. Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М. Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

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

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

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

Http://mirznanii. com/a/192540-3/sovremennye-tekhnologii-pererabotki-nefti-i-gaza-3

2. Теоретическиеосновы управления процессами замедленного коксования и коксования в слоетеплоносителя

III. Термокаталитические и термогидрокаталитические процессытехнологии

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

Нефтяная промышленностьсегодня — это крупный народнохозяйственный комплекс, который живет иразвивается по своим закономерностям. Что значит нефть сегодня для народногохозяйства страны? Это: сырье для нефтехимии в производстве синтетическогокаучука, спиртов, полиэтилена, полипропилена, широкой гаммы различных пластмасси готовых изделий из них, искусственных тканей; источник для выработки моторныхтоплив (бензина, керосина, дизельного и реактивных топлив), масел и смазок, атакже котельно-печного топлива (мазут), строительных материалов (битумы, гудрон, асфальт); сырье для получения ряда белковых препаратов, используемых вкачестве добавок в корм скоту для стимуляции его роста.

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

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

Промышленнаяорганическая химии прошла длинный и сложный путь развития, в ходе которого еесырьевая база изменилась кардинальным образом. Начав с переработкирастительного и животного сырья, она затем трансформировалась в угле – иликоксохимию (утилизирующую отходы коксования угля), чтобы в конечном итогепревратиться в современную нефтехимию, которая уже давно не довольствуетсятолько отходами нефтепереработки. Для успешного и независимого функционированияее основной отрасли — тяжелого, то есть крупномасштабного, органическогосинтеза был разработан процесс пиролиза, вокруг которого и базируютсясовременные олефиновые нефтехимические комплексы. В основном они получают, азатем и перерабатывают низшие олефины и диолефины. Сырьевая база пиролиза можетменяться от попутных газов до нафты, газойля и даже сырой нефти. Предназначавшийся вначале лишь для производства этилена, этот процесс теперьявляется также крупнотоннажным поставщиком пропилена, бутадиена, бензола идругих продуктов.

Нефть — нашенациональное богатство, источник могущества страны, фундамент ее экономики.

На НПЗ вторичнойперегонке подвергаются широкая бензиновая фракция, дизельная фракция (приполучении сырья установки адсорбционного извлечения парафинов), масляныефракции и т. п. Процесс проводится на отдельных установках или блоках, входящихв состав установок АТ и АВТ.

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

1. Бензиноваяфракция – нефтяной погон с температурой кипения от н. к. (начала кипения, индивидуальногодля каждой нефти) до 150-205 0С (в зависимости от технологическойцели получения авто-, авиа-, или другого специального бензина).

Эта фракция представляетсобой смесь алканов, нафтенов и ароматических углеводородов. Во всех этихуглеводородах содержится от 5 до 10 атомов С.

2. Керосиноваяфракция – нефтяной погон с температурой кипения от 150-180 0С до270-280 0С. В этой фракции содержатся углеводороды С10-С15.

Используется в качествемоторного топлива (тракторный керосин, компонент дизельного топлива), длябытовых нужд (осветительный керосин) и др.

3. Газойлеваяфракция – температура кипения от 270-280 0С до 320-3500С. В этой фракции содержатся углеводороды С14-С20. Используется в качестведизельного топлива.

4. Мазут –остаток после отгона выше перечисленных фракций с температурой кипения выше320-350 0С.

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

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

Вторичная перегонкабензинового дистиллята представляет собой либо самостоятельный процесс, либоявляется частью комбинированной установки входящей в составнефтеперерабатывающего завода. На современных заводах установки вторичнойперегонки бензинового дистиллята предназначены для получения из него узкихфракций. Эти фракции используют в дальнейшем как сырье каталитическогориформинга — процесса, в результате которого получают индивидуальныеароматические углеводороды — бензол, толуол, ксилолы, либо бензин с болеевысоким октановым числом. При производстве ароматических углеводородов исходныйбензиновый дистиллят разделяют на фракции с температурами выкипания: 62—85°С(бензольную), 85—115 (120) °С (толуольную) и 115 (120)—140 °С (ксилольную).

Бензиновая фракцияиспользуетсядля получения различных сортов моторного топлива. Она представляет собой смесьразличных углеводородов, в том числе неразветвленных и разветвленных алканов. Особенности горения неразветвленных алканов не идеально соответствуютдвигателям внутреннего сгорания. Поэтому бензиновую фракцию нередко подвергаюттермическому риформингу, чтобы превратить неразветвленные молекулы вразветвленные. Перед употреблением эту фракцию обычно смешивают с разветвленнымиалканами, циклоалканами и ароматическими соединениями, получаемыми из другихфракций, путем каталитического крекинга либо риформинга.

Качество бензина как моторноготоплива определяется его октановым числом. Оно указывает процентное объемноесодержание 2,2,4-триметилпентана (изооктана) в смеси 2,2,4-триметилпентана игептана (алкан с неразветвленной цепью), которая обладает такими жедетонационными характеристиками горения, как и испытуемый бензин.

Плохое моторное топливо имеетнулевое октановое число, а хорошее топливо-октановое число 100. Октановое числобензиновой фракции, получаемой из сырой нефти, обычно не превышает 60.Характеристики горения бензина улучшаются при добавлении в негоантидетонаторной присадки, в качестве которой используется тетраэтилсвинец(IV), Рb(С2Н5)4. Тетраэтилсвинец представляетсобой бесцветную жидкость, которую получают при нагревании хлорэтана со сплавомнатрия и свинца:

При горении бензина, содержащегоэту присадку, образуются частицы свинца и оксида свинца (II). Они замедляютопределенные стадии горения бензинового топлива и тем самым препятствуют егодетонации. Вместе с тетраэтилсвинцом в бензин добавляют еще 1,2-дибромоэтан. Онреагирует со свинцом и свинцом (II), образуя бромид свинца (II). Посколькубромид свинца (II) представляет собой летучее соединение, он удаляется изавтомобильного двигателя с выхлопными газами. Бензиновыйдистиллят широкого фракционного состава, например от температуры начала кипенияи до 180 °С, насосом прокачивается через теплообменники и подается в первыйзмеевик печи, а затем в ректификационную колонну. Головной продукт этой колонны— фракция н. к. — 85 °С, пройдя аппарат воздушного охлаждения и холодильник, поступает в приемник. Часть конденсата насосом подается как орошение на верх колонны, а остальное количество — в другую колонну. Снабжение теплом нижней частиколонны осуществляется циркулирующей флегмой (фракция 85— 180 °С),прокачиваемой насосом через второй змеевик печи и подается в низ колонны, Остаток с низа колонны направляется насосом в другую колонну.

Уходящие с верхаколонны, пары головной фракции (н. к. — 62 °С) конденсируются в аппаратевоздушного охлаждения; конденсат, охлажденный в водяном холодильнике, собирается в приемнике. Отсюда конденсат насосом направляется в резервуар, ачасть фракции служит орошением для колонны. Остаточный продукт — фракция 62— 85°С — по выходе из колонны снизу направляется насосом через теплообменник ихолодильники в резервуар. В качестве верхнего продукта колонны получают фракцию85—120 °С, которая, пройдя аппараты, поступает в приемник. Часть конденсатавозвращается на вверх колонны в качестве орошения, а балансовое его количествоотводится с установки насосом в резервуар.

Фракция 120—140°Сотбирается из внешней отпарной колонны, снизу насосом. Эта фракция послеохлаждения в теплообменнике и аппаратах поступает в резервуар.

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

Тепло, необходимое дляработы отгонных секций ректификационных колонн, сообщается соответственнокипятильниками. Внешняя отпарная секция обслуживается кипятильником. Вкипятильники соответствующие рециркуляты подаются насосами. Теплоносителем длякипятильников является водяной пар.

Материальный балансустановки зависит от потенциального содержания узких фракций в бензиновомдистилляте, а также от четкости ректификации.

Газойлевые фракции — используются в производстве технического углерода (сажи), как компоненткотельного топлива, а после гидроочнстки — для приготовления дизельных игазотурбинных топлив. Крекинг-остаток — направляется на установки замедленногококсования для производства кокса, применяется как компонент котельноготоплива.

Фракции, полученные измалосернистого сырья, могут быть использованы как тяжелое котельное топливо(мазут Ml00 малосернистый), другие фракции — как компоненты котельных топлив. Газойлеваяфракция с глухой тарелки колонны откачивается горячим насосом (производительностью до 50 м3 / ч) в печь легкого сырья для глубокого крекинга, где нагревается до более высоких температур, чем тяжелое сырье в печи. Далеепродукты крекинга из обеих печей входят в верхнюю часть выносной реакционнойкамеры, где поддерживается давление 2 — 2 5 МПа. Продукты реакции снизу камерынаправляются в испаритель высокого давления, работающий при давлении 0 8 — 1 0МПа, где производится разделение продуктов крекинга на паровую и жидкую фазы. Регулировка давления и его снижение производится с помощью редукционногоклапана, установленного на линии перетока продуктов крекинга из выноснойреакционной камеры в испаритель высокого давления. Жидкая фаза в виде тяжелогокрекинг-остатка самотеком поступает в испаритель низкого давления, где за счетуменьшения давления из него происходит выделение паров газойлевых фракций, которые через проход в глухой тарелке попадают в верхнюю часть колонны ивступают в контакт с исходным сырьем, подаваемым в верхнюю часть. Некотороеколичество несконденсировавшихся в колонне паров и газов конденсируется иохлаждается в холодильнике, затем собираются в сборнике-газосепараторе, откуданасосом возвращается в верхнюю часть колонны в виде орошения.

Газойлевая фракция 195- 270 С может быть использована (с учетом ее химического состава) как компонентнизкозастывающего дизельного топлива. Фракция 270 — 420 С используется каксырье для технического углерода, а остаточная фракция, выкипающая выше 420 С — в качестве компонента сырья коксования или котельного топлива.

Коксование — квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так ивторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производстваэлектродов, используемых в металлургической промышленности, а такжедополнительного количества светлых нефтепродуктов. В отличие от ранее описанныхпроцессов, коксование является термическим процессом, не использующимкатализатор.

Коксование – эторазложение при высокой температуре без доступа воздухатвердых и жидких горючих ископаемых с образованием летучих веществ и твердогоостатка — кокса. Последний находит широкое применение в различных отрасляхнародного хозяйства. Сырьем для коксования — в основном, является каменный уголь, в значительно меньших масштабах перерабатывают другие горючие ископаемые, а такжевысококипящие остаточные продукты дистилляции нефти, каменноугольный пек и т. д.

Среди термическихпроцессов наиболее широкое распространение в нашей стране и за рубежом получилпроцесс замедленного коксования, который позволяет перерабатывать самыеразличные виды тяжелых нефтяных остатков (ТНО) с выработкой продуктов, находящихдостаточно квалифицированное применение в различных отраслях народногохозяйства.

Замедленноекоксование – это непрерывный процесс, осуществляемый при температуре около500°С и давлении, близком к атмосферному. Сырьё поступает в змеевики технологическихпечей, в которых идёт процесс термического разложения, после чего поступает вкамеры, в которых происходит образование кокса. На установках сооружается 4коксовые камеры, работающие попеременно. Камера в течении суток работает врежиме реакции, заполняясь коксом, после чего в течение суток осуществляютсятехнологические операции по выгрузке кокса и подготовке к следующему циклу.

Кокс из камерыудаляется при помощи гидрорезака, представляющего собой бур с расположенными наконце соплами, через которые под давлением 150 атм. подаётся вода, котораяраздробляет кокс.

Раздробленный кокс сортируется на фракции, в зависимости от размера частиц.

Сверху коксовых камеруходят пары продуктов и поступают на ректификацию. Светлые фракции, полученныепри коксовании, характеризуются низким качеством из-за большого содержанияолефинов и поэтому желательно их дальнейшее облагораживание.

Выход кокса составляет порядка 25% при коксовании гудрона, выход светлыхфракций — около 35%.

Достоинствазамедленного коксования — высокий выход малозольного кокса. Из одного и того жеколичества сырья, этим методом можно получить в 1,5-1,6 раза больше кокса, чемпри непрерывном коксовании. Поэтому замедленное коксование применяют, какправило, для производства нефтяного кокса.

Установка замедленногококсования предназначена для получениякрупнокускового нефтяного кокса, который используется в производствах цветныхметаллов, кремния, абразивных материалов, в электротехнической промышленности.

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

В качестве побочныхпродуктов на установке замедленного коксования получают углеводородный газ, бензиновую фракцию и газойлевые дистилляты. Полученные газойлевые фракции ибензин коксования перед дальнейшим использованием необходимо подвергнуть гидрооблагораживаниюиз-за повышенного (по сравнению с прямогонными дистиллятами) содержаниянепредельных и гетероорганических соединений.

Процесс основан натермолизе тяжелых нефтяных остатков в течение достаточно длительного временипри повышенных температурах (до 500° С), в результате которого образуютсялегкие фракции крекинга и продукт уплотнения – кокс.

Режим работы коксовойкамеры составляет 48 часов: 24 часа коксовая камера заполняется коксом, и втечение 20-22 часов осуществляется выгрузка кокса из коксовых камер при помощиструи воды под высоким давлением (до 14 МПа).

Технологические схемыустановок замедленного коксования включают в себя следующие основные блоки:

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

· Реакционный (представляет собойдве/четыре полые камеры, работающие попеременно, где непосредственно происходитпроцесс замедленного коксования тяжёлых нефтяных остатков);

· Фракционирующий (разделениеполученных лёгких фракций коксования: газ, бензин, газойль);

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

Процессы коксования вслое теплоносителя имеют существенное преимущество перед процессом замедленногококсования: Сырье, предварительно нагретое в теплообменнике, контактирует вреакторе с нагретым и находящимся во взвешенном состоянии инертнымтеплоносителем (обычно порошкообразный кокс с размером частиц до 0,3 мм, режеболее крупные гранулы) и коксуется на его поверхности в течение 6-12 мин.

Образовавшийся кокс итеплоноситель выводят из зоны реакции и подают в регенератор(коксонагреватель). В последнем слой теплоносителя поддерживается во взвешенномсостоянии с помощью воздуха, в токе которого выжигается до 40% кокса, а большаяего часть направляется потребителю. Благодаря теплоте, выделившейся при выжиганиичасти кокса, теплоноситель нагревается и возвращается в реактор. Дляперемещения теплоносителя используется пневмотранспорт частиц кокса, захватываемых потоком пара или газа. Дистиллятныефракции и газы выводят из реактора и разделяют так же, как при замедленномкоксовании. Типичные параметры процесса: температура в теплообменнике, реактореи регенераторе 300-320, 510-540 и 600-620 °С соответственно, давление вреакторе и регенераторе 0,14-0,16 и 0,12-0,16 МПа соответственно, соотношениепо массе сырье теплоноситель = (6,5-8,0).

Коксование в кипящем слоеиспользуют для увеличения производства светлых нефтепродуктов. Кроме того, сочетание непрерывного коксования с газификацией образующегося кокса, можетбыть применено для получения дизельных и котельных топлив.

Гидроочистка —процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении итемпературе. Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержаниясернистых соединений в товарных нефтепродуктах. Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащихсоединений, а также гидрокрекингмолекул углеводородов. Гидроочистки подвергаются следующие фракции нефти:

2. Керосиновые фракции; 3. Дизельноетопливо; 4. Вакуумный газойль; 5. Моторные масла. Гидроочистка керосиновыхфракций направлена наснижение содержания серы и смол в реактивном топливе. Сернистые соединения исмолы вызывают коррозию топливной аппаратуры летательных аппаратов и закокcовываютфорсунки двигателей. Одновременно снижается коррозионная агрессивность топлив иуменьшается образование осадка при их хранении. Типичным сырьем пригидроочистке керосиновых дистиллятов являются фракции 130—240 и 140— 230°С прямойперегонки нефти. Однако при получении некоторых видов топлив, верхний пределвыкипания может достигать 315°С. Целевым продуктом процесса являетсягидроочищенная керосиновая фракция, выход которой может достигать 96—97%(масс.).

Керосиновая фракция120—230 (240) °С используется как топливо для реактивных двигателей, принеобходимости подвергается демеркаптанизации, гидроочистке; фракцию 150—280 или150—315 °С из малосернистых нефтей используют как осветительные керосины, фракцию 140—200 °С — как растворитель (уайт-спирит) для лакокрасочнойпромышленности.

На НПЗ для разделениянефтезаводских газов применяются преимущественно 2 типа газофракционирующихустановок, в каждый из которых входят блоки компрессии и конденсации:ректификационный — сокращенно ГФУ, и абсорбционно-ректификационный АГФУ.

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

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

Продукцией ГФУпредельных газов являются узкие углеводородные фракции:

· Этановая – применяется каксырье пиролиза, в качестве хладагента, на установках депарафинизации масел, выделения параксилола и др.;

· Пропановая – используется каксырье пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

· Изобутановая – служит сырьемустановок алкилирования и производства синтетического каучука;

· Бутановая – применяется какбытовой сжиженный газ, сырье производства синтетического каучука; в зимнеевремя добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемогодавления паров;

· Изопентановая – служит сырьем дляпроизводства изопренового каучука, компонентом высокооктановых бензинов;

· Пентановая – является сырьем дляпроцессов изомеризации и пиролиза.

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

· Бутан-бутиленовая – используетсяв качестве сырья установок полимеризации, алкилирования и различныхнефтехимических производств.

В блоке ректификацииГФУ из углеводородного газового сырья сначала в деэтанизаторе извлекают сухойгаз, состоящий из метана и этана.

На верху колонны поддерживаютнизкую температуру подачей орошения, охлаждаемого в аммиачномконденсаторе-холодильнике.

Кубовый остатокдеэтанизатора поступает в пропановую колонну, где разделяется на пропановуюфракцию, выводимую с верха этой колонны, и смесь углеводородов С4 и выше, направляемую в бутановую колонну. Ректификатом этой колонны является смесьбутанов, которая в изобутановой колонне разделяется на изобутановую и бутановуюфракции.

Кубовый продукт колонныподается далее в пентановую колонну, где в виде верхнего ректификата выводитсясмесь пентанов, которая в изопентановой колонне разделяется на н-пентан иизопентан.

Нижний продукт колонны — фракция С6 и выше — выводится с установки. На АГФУ сочетается предварительноеразделение газов на легкую и тяжелую части абсорбционным методом с последующейих ректификацией.

Конденсационно-ректификационныйметод заключается в частичной или полной конденсациигазовых смесей с последующей ректификацией конденсатов. При необходимостипродукты подвергаются дополнительной очистке от меркаптанов раствором щелочи.

Для деэтанизации газовкаталитического крекинга на установках АГФУ используется фракционирующийабсорбер. Он представляет собой комбинированную колонну абсорбер-десорбер. Вверхней части фракционирующего абсорбера происходит абсорбция, то естьпоглощение из газов целевых компонентов (С3 и выше), а в нижней — частичнаярегенерация абсорбента за счет подводимого тепла. В качестве основногоабсорбента на АГФУ используется нестабильный бензин каталитического крекинга. Для доабсорбции унесенных сухим газом бензиновых фракций в верхнюю частьфракционирующего абсорбера подается стабилизированный бензин. Абсорбероборудован системой циркуляционных орошений для съема тепла абсорбции. Тепло вниз абсорбера подается с помощью «горячей струи». С верха фракционирующегоабсорбера выводится сухой газ (С1-С2), а с низа вместе с тощим абсорбентомвыводятся углеводороды С3 и выше.

Деэтанизированныйбензин, насыщенный углеводородами С3 и выше, после подогрева в теплообменникеподается в стабилизационную колонну, нижним продуктом которого являетсястабильный бензин, а верхним — головка стабилизации. Из нее (иногда послесероочистки) в пропановой колонне выделяют пропан-пропиленовую фракцию. Кубовыйпродукт пропановой колонны разделяется в бутановой колонне на бутан-бутиленовуюфракцию и остаток (С5 и выше), который объединяется со стабильным бензином.

Технологическиеустановки перегонки нефти предназначены для разделения нефти на фракции ипоследующей переработки или использования их как компоненты товарныхнефтепродуктов. Они составляют основу всех НПЗ. На них вырабатываютсяпрактически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье длявторичных процессов и для нефтехимических производств. От их работы зависятассортимент и качество получаемых компонентов и технико-экономическиепоказатели последующих процессов переработки нефтяного сырья.

Компоненты, полученныепосле первичной переработки обычно не используются как готовый продукт. Легкиефракции проходят дополнительно крекинг, реформинг, гидрогенизационноеоблагораживание, целью которых является получение невысокой ценой наибольшегообъема конечных продуктов с наиболее точными удовлетворительными качественнымипоказателями. Тяжелые фракции после перегонки перерабатывают дополнительно набитумных, коксующих и других установках.

В результате первичнойперегонки нефти при атмосферном давлении получаются следующие продукты:

·Сжиженныйуглеводородный газ, состоящий в основном из пропана и бутана.

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

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

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

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

5.Капустин В. М. Основные каталитические процессы переработки нефти /В. М.Капустин, Е. А. Чернышева. – М.: Калвис, 2006. – 116 с.

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

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

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

Http://2dip. su/%D1%80%D0%B5%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B0%D1%82%D1%8B/746311/

Конструкционные материалы, применяемые для изготовления оборудования нефтегазопереработки

Теоретические основы и технология процессов первичной переработки нефти и газов

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

Технология процессов селективной очистки масляных фракций и деасфальтизаторов

Краткие сведения о прочих физико-химических процессах очистки масел

Теоретические основы, технология и оборудование термических процессов переработки нефтяного сырья

Теоретические основы термических процессов переработки нефтяного сырья

Технология современных термических процессов переработки нефтяного сырья

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

Синтез высокооктановых компонентов бензинов из газов каталитического крекинга

Оборудование каталитических процессов переработки нефтяного сырья

Теоретические основы и технология каталитических гомолитических процессов нефтепереработки

Теоретические основы и технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов

Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов и бензиново-керосиновых фракций

Теоретические основы и технология гидрокаталитических процессов переработки нефтяного сырья

Классификация, назначение и значение гидрокаталитических процессов

Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга

Теоретические основы и технология каталитических гидрогенизационных процессов облагораживания нефтяного сырья

Особенности конструкций технологического оборудования гидрокаталитических процессов

Современные проблемы технологии переработки нефтяных остатков в моторные топлива

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

Основные тенденции и современные проблемы производства высококачественных моторных топлив

Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Http://archive. is/wCeiI

«Общие подходы к разработке технологии переработки углеводородного сырья»

1. Создание новых технологий на основе новейших достижений науки и техники

3. Проведение экспериментов на пилотных, укрупненных и полупромышленных установках

4. Технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности РФ для анализа к разработке новых технологий

5. Критические факторы, определяющие кризисное состояние нефтепереработки и мотивирующие к созданию новых технологий переработки углеводородного сырья

7. Роль и место отечественной науки в модернизации технологий переработки углеводородного сырья

В настоящее время основные источники и составляющие мировой энергетики – углеводородное сырье (нефть, газ, уголь, продукты растительного происхождения), атомная, термоядерная, водородная, природная энергетика.

Природная, например, ветровая, солнечная энергетика, в промышленных мировых масштабах может привести к необратимому изменению карты распределения температур на поверхности земли, направлений и интенсивности ветров, течений и климата в целом с непредсказуемыми последствиями. Переработка углеводородов растительного происхождения в топливо может привести к серьезным социальным и экологическим последствиям в масштабах всей планеты, т. к. в промышленных масштабах не является возобновляемым источником энергии. Водородная и термоядерная энергетика далеки от завершения фазы экспериментальных работ и серьезного промышленного применения. Атомная энергетика вносит и еще долгое время будет вносить большой вклад в мировую энергетику, однако область ее применения ограничена – в основном, это выработка электроэнергии.

Наиболее применима и широко используется в настоящее время энергетика, основанная на переработке нефти и использовании газа, угля. Переработка нефти дает моторные топлива, сжиженный газ, продукты нефтехимии. Природные газ и уголь используются в основном для выработки тепла и электроэнергии. В плане производства продуктов нефтехимии и моторного топлива у углеводородной энергетики нет и в ближайшем обозримом будущем не предвидится серьезных конкурентов.

Общей тенденцией нефтяной отрасли является уменьшение запасов лёгкой нефти, практически весь прирост запасов происходит за счет тяжелой вязкой сернистой нефти. Потенциал качественного сырья реализован почти на 80%, сохраняя лишь перспективы небольших открытий. Преобладают запасы тяжелой нефти в России, Казахстане, Китае, Венесуэле, Мексике, Канаде, США и во многих других странах различных континентов.

В настоящее время наиболее широко распространены каталитические процессы углубленной переработки углеводородного сырья, однако даже они не могут предложить достаточно привлекательный технико-экономический баланс для многих нефтепереработчиков при переработке самых тяжелых видов сырья (из программы 19 Мирового нефтяного конгресса, Мадрид, 29.06 – 03.07.2008 г.).

Более того, с помощью известных и широко применяемых каталитических технологий невозможно в принципе решить задачу 100 % глубины переработки (считается по выходу легких целевых продуктов с температурой конца кипения 350-360 °С), т. к. тяжелые нефтяные остатки будут очень быстро приводить к отравлению и коксованию активной поверхности любого катализатора. Из-за высокого содержания в сырье металлов, асфальтенов наряду с сернистыми, азотистыми соединениями и другими вредными примесями и компонентами, происходит быстрая дезактивация катализаторов, закрываются поры, поверхность катализатора покрывается смолистыми и коксовыми отложениями. Все это существенно снижает селективность и эффективность классического каталитического процесса. Необходимость постоянного изготовления и обновления катализаторов, оперативная их смена и утилизация требует дополнительных капитальных и эксплуатационных затрат и повышает себестоимость процесса переработки и получаемой продукции.

Поэтому глубокая переработка нефти и нефтяных остатков, вовлечение в традиционную переработку газообразных и особенно твердых углеводородов является основной задачей ближайшего времени. Для решения вопроса глубокой переработки, рационального и экономного использования любого углеводородного сырья необходимо не просто улучшать известные углубляющие процессы (термический и каталитический крекинг), а изменить отношение к существующим технологиям нефтепереработки. Необходимо разрабатывать новые подходы или новые направления глубокой переработки углеводородного сырья, которые позволят осуществить безостаточную, практически 100 % конверсию любого углеводородного сырья (жидкого, твердого, газообразного) в целевые легкие углеводороды.

1. Создание новых технологий на основе новейших достижений науки и техники

Каждая технология имеет свой жизненный цикл от рождения до замены новой, более эффективной технологией. Поэтому исследования и разработки новой технологии непрерывно развиваются. Они не принадлежат к такому роду деятельности, которые начинаются и приостанавливаются в соответствии с кратковременными колебаниями конъюнктуры.

Совершенствование выпускаемой продукции. Чтобы сохранить рентабельность производства необходимо постоянно совершенствовать технологию с целью повышения качества продукции и удешевления производства;

Определение перспектив на будущее, т. к. вложенные на исследования и разработку средства не дают быстрого эффекта, поэтому необходимо знать на что идут вложенные средства, какая перспектива;

Совершенствование метода производства. Методы производства часто изменяют для того, чтобы можно было производить новые продукты и улучшать ранее выпускаемую продукцию.

2. отбор идей. Специалисты из множества идей отбирают только один процент перспективных;

3. техническая оценка (осуществляемость) – идея технически осуществима; Идея на данном этапе развития технически не реализуемая. Однако она перспективна и ей следует заниматься, чтобы не потерять приоритет будущего изобретения;

5. принятие предварительного решения; После принятия положительного предварительного решения исследовательская работа вступает в этап осуществления.

1. разработку (составление) предварительной спецификации на новую технологию, метод или изделие (оценка качества продукции). Спецификация на новое составляется с учетом свойств аналогичных разработок и основывается на результатах предыдущих изысканий;

2. разработку лабораторной модели исследований (процесса, установки и т. д.) – это упрощенная экспериментальная модель, где закладываются только основные принципы новой идеи;

3. испытание в лаборатории экспериментальной модели (установки для получения продукции). Если результаты работы лабораторной установки удовлетворяют, то экспериментальная модель оправдывает расчетные характеристики и отвечает предъявляемым требованиям и ее разработка продолжается;

4. разработку конструкторских спецификаций осуществляет конструкторский отдел, который разрабатывает спецификации удовлетворяющие техническим требованиям в экспериментальной стадии;

5. разработка производственной модели и испытание. Производственная модель должна отвечать спецификациям, разработанным на предыдущем этапе конструкторами;

6. разработку технологического процесса, технологический регламент и технических условий на продукцию;

7. выпуск опытно – промышленной партии; внедрение. На этапе внедрения отдел исследователей устанавливает причины имеющихся недостатков процесса и получения продукции.

При подготовке к исследованиям важно организовать отбор проб нефти. Качество может колебаться изо дня в день, в течении месяца, в течении года. Желательно установить контроль за этими изменениями, хотя бы по простейшим показателям. Другим важным моментом является отбор и хранение проб. Растворенные газы и легкие углеводороды могут потеряться при отборе и хранении. В результате данные для расчета AT будут искажены настолько, что установка не будет работать или не сможет выйти на проектные показатели. При подготовке к исследованиям важно оценить объем и направление исследований исходя из предполагаемого ассортимента получаемой продукции и набора процессов. Что нужно получить при проведении исследований:

Достаточное количество узких фракций для детального анализа качества получаемых продуктов или полупродуктов (бензин, дизтопливо и т. д.);

Полученные на пилотных установках продукты должны быть проанализированы на соответствие действующим стандартам на товарные нефтепродукты по маркам;

Необходимо ограничить исследования определением главных показателей нефтепродукта, которые дадут ограничения при составлении материального баланса и фракционного состава (содержание серы, вязкость, температура помутнения).

При проектировании мини-НПЗ качество нефти может колебаться очень резко. Колебания качества нефтей необходимо систематизировать на начальном этапе исследований и принять решения как по программе исследований, так и по предполагаемой схеме завода.

Планирование эксперимента должно отвечать следующим требованиям:

Эксперимент необходимо ставить так, чтобы полученные данные можно было обобщить, т. е. выводы из опыта распространить на условия, в которых будет проводиться промышленный процесс;

Следует изучить влияние тех параметров, которые существенным образом воздействуют на ход процесса, но уменьшить при этом число исследуемых параметров до возможного минимума;

При проведении эксперимента должны быть минимальными стоимость и затраты труда;

Результаты опытов следует подвергнуть критической оценке и представить в виде, удобном для их использования при проектировании.

Ввиду сложности изучаемых технологических процессов при проведении эксперимента исследователь чаще всего использует математическую теорию планирования, что дает возможность избежать излишне длительных и дорогостоящих систематических исследований и одновременно очень точно составить план решения задачи при минимально необходимом числе опытов.

Эксперимент проводится обычно в лабораторном масштабе и должен включать изучение статики, кинетики и механизма процесса.

Однако полное исследование невозможно, особенно сложного процесса. Поэтому чаще всего используют зависимость критерия эффективности (например производительность, выход целевой продукции, средняя прибыль, приведенный доход и т. д.) от отдельных факторов процесса. Затем находится система уравнений, описывающих зависимости интересующих зависимых переменных от изменений независимых параметров.

3. Проведение экспериментов на пилотных, укрупненных и полупромышленных установках

После проведения исследовательских работ, позволяющих разработать технологическую концепцию, возникает проблема практической реализации процесса в промышленном масштабе. Однако собранная к этому времени информация о процессе недостаточна для составления проекта промышленной установки, так как большинство единичных элементов процесса реализуется различными способами в лабораторном и промышленном масштабе. Кроме того, промышленная установка должна включать в себя разнообразное оборудование, не применяемое в лабораторном масштабе, что связано с необходимостью накопления и перемещения больших масс и переноса больших количеств энергии в производственных условиях. Поэтому для правильного проектирования промышленной установки необходимо провести исследования в масштабе, среднем между лабораторным и промышленным. Данный этап работ называется развитием процесса. Он охватывает не только экспериментальные исследования, но и проектные расчеты, и предварительные пробы экономической оценки процесса.

После разработки технологической концепции метода и предварительного определения числа и вида единичных элементов процесса приступают к проектированию установки промежуточного масштаба.

Цель исследований на такой установке пополнение сведений о процессе, необходимых для правильного проектирования промышленной установки, определение оптимальных параметров и экономической оценки метода производства.

Проектируются и сооружаются опытные и опытно – промышленные установки, предназначенные для неоднократного их использования при отработке новых технологических процессов, определении параметров при использовании других исходных веществ, или испытании новых катализаторов и т. п. Проектирование и изготовление стендов и опытных установок разового использования предназначаются для проверки и отработки только данного изделия или процесса.

Полученные результаты лабораторных исследований, испытаний на опытно – промышленной и промышленной установках используются для составления технологического регламента, который является исходным материалом для проектирования вновь разрабатываемой или модифицируемой технологической установки.

4. Технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности РФ для анализа к разработке новых технологий

Важнейшими характеристиками качества технологической структуры нефтеперерабатывающей промышленности являются долевые показатели процессов, направленных на углубление переработки нефти (так называемых углубляющих процессов) и процессов, направленных на повышение качества нефтепродуктов (облагораживающих процессов) по отношению к объему первичной переработки нефти и удельный вес всех вторичных процессов.

Использование только 70% мощностей в настоящее время по первичной переработке неизбежно ведет к недогрузке по всем вторичным процессам.

Технологическая структура российской нефтепереработки формировалась на основании требований топливно-энергетического баланса страны. Поскольку последний ориентировал производство нефтепродуктов на мазутный вариант, а постоянно растущий объем добычи нефти позволял удовлетворить потребности в моторных тооливах при низкой глубине переработки нефти, постольку развитию вторичных процессов, которые определяют глубину переработки нефтяного сырья и качество получаемых товарных продуктов, в прошлом уделялось недостаточное внимание.

В последнее десятилетие в состав российских нефтеперерабатывающих заводов был введен рад современных и эффективных технологий по элсктрообессоливанию н атмосферно-вакуумной дистилляции нефти (установки мощностью от 3 до 6 млн. т в год), по каталитическому крекингу в псёвдоожиженном слое катализатора (установки мощностью 2 млн. т в год), по каталитическому риформингу бензинов (установки мощностью 1 млн. т в год), новые установки селективной очистки масел, каталитической депарафинизации, производства нефтяного битума, кокса и другие.

Технико-экономические показатели этих и целого ряда других технологических установок по основным процессам нефтепереработки соответствуют мировым стандартам по технологии и конструкции аппаратуры. Однако практически на всех заводах в эксплуатации находится значительное количество устаревших технологий и оборудования, что существенно снижает общий технологический уровень производства относительно уровня западных стран. Главным же недостатком остается низкий удельный вес вторичных процессов в структуре нефтепереработки России в сравнении с уровнем западных стран. В условиях падающей добычи нефти в России такая структура нефтеперерабатывающей промышленности не будет в состоянии обеспечить страну собственным моторным топливом и другими нефтепродуктами в достаточном количестве, ассортименте и требуемого качества.

5. Критические факторы, определяющие кризисное состояние нефтепереработки и мотивирующие к созданию новых технологий переработки углеводородного сырья

Прежде всего необходимо отметить, что нефтеперерабатывающая промышленность страны в целом представляет собой мощный комплекс непрерывных поточных производств, реализующих многовариантную технологию переработки нефти с выпуском нефтепродуктов широкого ассортимента и в значительных объемах.

Однако ряд важнейших факторов, сформировавшихся к началу 90-х годов, привел к ситуации, когда приходится констатировать, что структура и состояние отечественной нефтеперерабатывающей промышленности не соответствует мировым технологическим стандартам по ряду важнейших процессов, а качество нефтепродуктов не отвечает формирующимся западным требованиям. Это ставит под сомнение перспективы успешного развития отрасли. Такими факторами являются:

Первое. Резкое падение добычи и, следовательно, переработки нефти в России, которое при неблагоприятных условиях может продолжаться. Это обстоятельство исключает “мазутный” вариант развития из возможных, т. к. не обеспечивает страну моторным топливом.

Второе. Доля вторичных процессов, обеспечивающих глубину переработки нефти (и, следовательно, выход светлых дистиллятов) и высокое качество нефтепродуктов, недопустимо низка. Таким образом, структурное несовершенство российской нефтепереработки, заключается в низкой доле углубляющих и, прежде всего, деструктивных процессов, что в условиях низких объемов перерабатываемого сырья ставит под угрозу достаточное производство необходимых нефтепродуктов.

Третье. С начала 90-х годов прошлого века формирование технологической структуры мировой нефтепереработки совершалось под постоянным давлением новых экологических требований и возрастающих требований техники к качеству моторных топлив, смазочных масел и других нефтепродуктов. США, Канада, Япония — несколько ранее, а страны Западной Европы — начиная с 1996 года, вводят новые требования к качеству нефтепродуктов, используемых на их территории. Эти требования приведены в виде нормируемых показателей и значений самих нормативов для основного ассортимента нефтепродуктов, составляющих примерно 80% всего объема нефтепродуктов: автомобильных бензинов, авиакеросинов, дизельного топлива и топочного мазута.

Выпуск нефтепродуктов, удовлетворяющих нормативам, для отечественной нефтепереработки означает значительные структурные подвижки в направлении увеличения доли процессов риформинга, гид-рочистки, алкилирования, изомеризации, производства МТБЭ, каталитической депарафинизации, гидрообессеривания и других новых или малоосвоенных процессов.

Четвертое. На заводах нефтеперерабатывающей отрасли России эксплуатируется большое количество технологических установок со сроком службы более 20-ти и даже 30-ти лет. Значительная часть из них морально устарела, а другая — физически изношена. Большинство этих установок строились в годы стабильного прироста добычи нефти, были рассчитаны на растущие объемы переработки нефти и имеют большую единичную мощность. Прежде всего это относится к атмосферным установкам первичной перегонки нефти и вакуумной перегонки мазута (АТ, АВТ-6, ЛК-6У). В годы падения добычи нефти эти установки оказались загруженными на 50-60%, что существенно снижает эффективность происходящих на них процессов. Таким образом, технико-экономические показатели морально устаревших и физически изношенных установок отечественной нефтепереработки значительно уступают современным зарубежным аналогам. Это обстоятельство самым плачевным образом сказалось на издержках производства российских НПЗ в 90-е гг. прошлого века.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности России, выраженное в объемных характеристиках, целиком зависит от того, какой именно из сценариев нефтедобычи реализуется в рассматриваемый период. Максимальный и минимальный (пессимистический) варианты добычи нефти образуют конус, весьма значительно (примерно на 100 млн. т) расходящийся к 2020 году. Перед нефтедобывающей отраслью России стоят две задачи: обеспечение страны в достаточном объеме необходимым набором нефтепродуктов (прежде всего, моторными топливами, маслами и сырьем для нефтехимии) и поддержание некоторого уровня экспорта нефти для сохранения сложившихся рынков сбыта российской нефти и валютных поступлений. Очевидно, что сценарий добычи нефти, соответствующий нижней образующей конуса, исключает экспорт сырой нефти и, стало быть, способен решить только одну задачу — первую — и то только в том случае, если за рассматриваемый период производственная база нефтеперерабатывающей промышленности подвергнется необходимой структурной перестройке и реконструкции. Объем переработки нефти на отечественных НПЗ должен поддерживаться в предстоящие 15 лет на уровне 190–195 млн. т в год. При этом, если реконструкция и структурная модернизация российской нефтепереработки будут достаточно глубокими, могут открыться возможности для экспорта высококачественных товарных нефтепродуктов. Это улучшит структуру российского экспорта энергетических ресурсов, увеличив в нем долю товаров высокой степени обработки.

7. Роль и место отечественной науки в модернизации технологий переработки углеводородного сырья

В настоящее время западный мир охвачен научно-техническими разработками по созданию новых и реконструкции действующих нефтепе-рерабатывающих предприятий. На нефтепереработку приходится около трети всех заказов проектно-конструкторским компаниям во всех регионах мира. Общая стоимость проектов в области нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности мира (по данным фирмы “Кеllog Со”) превышает 150 млрд. долл. Значительная часть этих проектов инициируется под давлением положений нового экологического законодательства западных стран.

Большая часть мировых научно-технических разработок и проектов находится в русле проблем, стоящих перед российской нефтепереработкой. Понятно, что недостатка в предложениях от иностранных фирм, готовых поставить любое оборудование для любых технологических процессов предприятиям, производящим экспортные товарные нефтепродукты, нет, и. по-видимому, на первых порах чаще всего будет работать схема поставки оборудования по импорту с лицензией или без нее на основе компенсации валютных расходов за счет экспортных поставок продукции.

Однако есть несколько обстоятельств, которые делают неприемлемой такую схему модернизации в качестве постоянной.

Первое. Россия была, есть и будет в обозримое время одной из первых нефтедобывающих стран мира. Как бы ни складывались далее обстоятельства, производство нефти в России будет находиться в диапазоне 350–200 млн. т в год на протяжении ближайших десятилетий. Большая часть добываемой нефти будет перерабатываться на отечественных НПЗ. Россия — индустриальная держава, располагающая всеми необходимыми техническими средствами не только для освоения, но и для создания новых технологий. Уровень отечественных научных кадров всегда был высок, остается таковым и сейчас. Коллективами сотрудников специализированных институтов нефте-перерабатывающей и нефтехимической промышленности выполнено немало оригинальных новых разработок.

Второе. Реконструкцию отечественной нефтеперерабатывающей промышленности необходимо осуществить преимущественно силами российских институтов и заводов не только потому, что это означает поддержку отечественной науки и промышленности, но и потому, что этот путь означает переход к более эффективному и прибыльному экспорту. Исследования показывают, что чем меньше будет добыча нефти в стране, тем глубже должна быть переработка нефти с тем, чтобы обеспечить Россию необходимыми нефтепродуктами и поставлять на экспорт товары высокой степени обработки. В настоящее время все отечественные НПЗ входят в нефтяные компании России. Замещение экспорта сырой нефти экспортом высококачественных дорогих нефтепродуктов при умеренной налоговой политике оставить прибыль в российских нефтяных компаниях, т. к. именно в период перехода к глубокой переработке нефти рентабельность нефтепереработки бывает довольно высокой. Пли внедрении углубляющих процессов НПЗ получают в виде мазута дополнительное, практически бесплатное сырье для производства дорогих нефтепродуктов, в то время как цена тонны мазута, идущего на экспорт, в настоящее время на 30–40 долл. США меньше, чем цена тонны сырой нефти.

Напомним два существенных обстоятельства. Рентабельность производства на западных НПЗ, где глубина переработки нефти достигла 80%, составляет 2–3%. Когда отечественные НПЗ выйдут на этот уровень глубины переработки, они достигнут того же уровня рентабельности при равных налоговых условиях. Вторым обстоятельством является следующий факт: как и во второй половине 80-х годов прошлого века, в рассматриваемый прогнозный период капитальные вложения в развитие добычи нефти будут на порядок выше, чем в нефтепереработку, с целью получения того же количества нефтепродуктов.

2.1. Разработка технологического процесса, разделение технологической схемы на отдельные технологические блоки, ее аппаратурное оформление, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной защиты при обоснованной технологической целесообразности должны обеспечивать минимальный уровень взрывоопасности технологических блоков, входящих в технологическую систему.

2.2. Проектной организацией производится оценка энергетического уровня каждого технологического блока и определяется расчетом категория его взрывоопасности (приложение 1), дается обоснование эффективности и надежности мер и технических средств защиты, их способности обеспечивать взрывобезопасность данного блока и в целом всей технологической системы.

2.3. Категорию взрывоопасности блоков, определяемую расчетом, следует принимать на одну выше, если обращающиеся в технологическом блоке вещества (сырье, полупродукт, готовый продукт) относятся к I или II классу опасности или обладают механизмом остронаправленного действия.

2.4. При наличии в технологической аппаратуре вредных веществ или возможности их образования организацией разрабатываются необходимые меры защиты персонала от воздействия этих веществ при взрывах, пожарах и других авариях.

2.5. Ведение взрывопожароопасных технологических процессов осуществляется в соответствии с технологическими регламентами на производство продукции. Порядок разработки, утверждения и согласования технологических регламентов, а также внесения в них изменений и дополнений определяется в установленном порядке.

Внесение изменений в технологическую схему, аппаратурное оформление, в системы контроля, связи, оповещения и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) может осуществляться после внесения изменений в проектную и техническую документацию, согласованных с разработчиком проекта или с организацией, специализирующейся на проектировании аналогичных объектов, при наличии положительного заключения экспертизы промышленной безопасности по проектной документации, утвержденного в установленном порядке. Внесенные изменения не должны отрицательно влиять на работоспособность и безопасность всей технологической системы в целом.

2.6. Для производств и отдельных технологических процессов, связанных с получением, переработкой и применением конденсированных взрывчатых веществ (ВВ) в жидкой или твердой фазе, меры взрывозащиты и взрывопредупреждения разрабатываются по соответствующим нормативным документам.

2.1. Технологические процессы следует разрабатывать на основании исходных данных на технологическое проектирование в соответствии с требованиями обеспечения промышленной безопасности.

2.2. Для всех действующих и вновь вводимых в эксплуатацию производств, опытно-промышленных, опытных установок и мини-НПЗ разрабатываются и утверждаются в установленном порядке технологические регламенты. Состав и содержание разделов технологических регламентов должны соответствовать установленным требованиям на технологический регламент на производство продукции нефтеперерабатывающих производств.

2.3. В технологических регламентах должны быть разработаны условия безопасного пуска нефтеперерабатывающих производств при отрицательных температурах наружного воздуха.

2.4. Технологическое оборудование, средства контроля, управления, сигнализации, связи и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) должны подвергаться внешнему осмотру со следующей периодичностью:

Технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы – перед началом каждой смены и в течение смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;

Средства контроля, управления, исполнительные механизмы, средства противоаварийной защиты, сигнализации и связи – не реже одного раза в сутки работниками метрологической службы;

Вентиляционные системы – перед началом каждой смены старшим по смене;

Средства пожаротушения, включая автоматические системы, – не реже одного раза в месяц специально назначенными лицами совместно с работниками пожарной охраны.

Результаты осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

2.5. Для каждого взрывопожароопасного объекта должен быть разработан план локализации аварийных ситуаций (ПЛАС), в котором, с учетом специфических условий подразделения, предусматриваются необходимые меры и действия персонала по предупреждению аварийных ситуаций и аварий, а в случае их возникновения – по их локализации, исключению отравлений, воспламенения или взрывов, максимальному снижению тяжести их последствий.

Порядок разработки и содержание планов локализации аварийных ситуаций следующий:

2.5.1. ПЛАС предусматриваются средства оповещения об аварии всех находящихся на территории организации лиц и меры, исключающие образование источников зажигания в обозначенных соответствующими табличками зонах.

2.5.2. Перечень производств и отдельных объектов, для которых разрабатываются планы локализации аварийных ситуаций, определяется и утверждается руководителем организации в установленном порядке.

2.5.3. Знание ПЛАС проверяется при аттестации, а практические навыки – во время учебно-тренировочных занятий с персоналом, проводимых по графику, утвержденному главным инженером (техническим директором).

2.5.4. На производственных участках, для которых не требуется разработка ПЛАС, персонал обязан руководствоваться в случае аварии инструкциями по соответствующим рабочим местам в части обеспечения промышленной безопасности, утвержденными главным инженером (техническим директором) организации.

2.6. На взрывопожароопасных производствах или установках не допускается проведение опытных работ по отработке новых технологических процессов или их отдельных стадий, испытанию головных образцов вновь разрабатываемого оборудования, опробованию опытных средств и систем автоматизации без разработанных дополнительных мер, обеспечивающих безопасность работы установки и проведения опытных работ.

В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых её запасов в мире (140 млрд т) при сохранении нынешнего уровня добычи (3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи – 300 млн т/год – хватит лишь на 22 года. Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись новыми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 2009 год темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия мы обречены работать с трудно извлекаемыми низко рентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность извлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время составляет 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регионах (Татнефть, Башнефть. Пермьнефтъ) их уровень составляет около 5 т/сутки.

Таким образом, проблема дефицита дешевой нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как и в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефти в больших объемах (около половины добычи). Не исключено, что, если своевременно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякаемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через несколько десятилетий придется внести её в «Красную книгу» природных ресурсов, и последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых. А чтобы этого не произошло, перед государством стоит актуальнейшая задача разрабатывать новые подходы или новые направления глубокой переработки углеводородного сырья, которые позволят осуществить безостаточную, практически 100 % конверсию любого углеводородного сырья (жидкого, твердого, газообразного) в целевые легкие углеводороды.

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

2. Шафраник Ю. К. Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития. М:, 1996. 240 с.

4. Общие правила взрывобезопасности для взрывопожаробезопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-540-03.

5. Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-563-03.

Http://www.6yket. ru/proizvodstvo_i_texnologii/obshhie_podxody_k_razrabotke_texnologii. html

Добавить комментарий