Рубрика: НПЗ

Основной функцией нефтеперерабатывающего завода является переработка нефти в бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырье для нефтехимии.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на отдельные компоненты или фракции компонентов. Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами.

В связи с этим нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, целью которых является улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

Кроме того, нефтяные фракции, получаемые в ходе первичной и вторичной переработки нефти, содержат в своем составе различные примеси, которые необходимо удалить, что достигается более глубокой переработкой.

Адсорберы – аппараты для разделения газовых и жидких смесей путем избирательного поглощения их компонентов твердыми поглотителями – адсорбентами. Вещество, которое поглощается и находится вне пор адсорбента, называется адсорбтивом, а после его перехода в адсорбированное состояние – адсорбатом.

При вторичной переработке нефти адсорберы нашли применение для выделения низкомолекулярных ароматических углеводородов из бензиновых фракций, селективной очистки масел.

Устройство и принцип действия адсорберов для разделения жидкостей и газов не имеют существенных различий.

Для проведения процессов адсорбции применяются адсорберы следующих типов:

Адсорберы с неподвижным слоем адсорбента представляют собой вертикальные или горизонтальные полые аппараты, заполненные слоем зернистого адсорбента с внутренними устройствами для поддержания адсорбента, распределения, сбора и выравнивания потока среды, разделяется. Адсорберы с неподвижным слоем – аппараты периодического действия, работающие в циклическом режиме. Рабочий цикл таких адсорберов включает следующие стадии: адсорбцию, десорбцию, удаление агента, десорбцию (сушку) и охлаждение.

В адсорберах с неподвижным слоем адсорбента все стадии процесса протекают в определенной последовательности в одном аппарате и для непрерывной работы установки необходима установка нескольких аппаратов, работающих по определенному циклу. Непрерывность работы такой установки обеспечивается тем, что производительность стадии адсорбции точно соответствует суммарной продолжительности стадий десорбции, сушки и охлаждения. Если продолжительность стадий десорбции, сушки и охлаждения превышает продолжительность стадии адсорбции, то непрерывность работы установки достигается применением двух и большего числа адсорберов. При наличии минимум двух аппаратов и соответствующем соотношении продолжительности вышеуказанных стадий возможна непрерывная работа всей адсорбционной установки.

Переключение адсорберов осуществляется автоматически с помощью регулятора, работает по заданному графику.

Рисунок 268 – Адсорбер периодического действия с неподвижным слоем адсорбента: а – вертикальный; б – горизонтальный; 1 – корпус; 2 – штуцер для подачи парогазовой смеси (при адсорбции) и воздуха (при сушке и охлаждении); 3 – штуцер для отвода отработанного газа (при адсорбции) и воздуха (при сушке и охлаждении ); 4 – барботер для подачи острого пара при десорбции; 5 – штуцер для отвода паров десорбции; 6 – штуцер для отвода конденсата; 7 – люки для загрузки поглотителя; 8 – люки для выгрузки поглотителя

Рисунок 269 – Адсорбер периодического действия колонного типа с неподвижным слоем адсорбента:1 – корпус; 2 – опорная решетка; 3 – перфорированный лист и два слоя сетки; 4 – фарфоровые шары; 5 – переточные трубы для загрузки (выгрузки) адсорбента; 6,7 – слой поглотителя; 8 – решетки; 9 – кран-укосина; 10 – штуцер для загрузки адсорбента; 11 – люк – лаз; 12 – трубопровод для выгрузки адсорбента; I – исходная смесь; II – очищенный поток

Рисунок 270 – Адсорбер радиального типа с неподвижным слоем адсорбента: а – несекционированный; б – секционированный; 1 – сборочный коллектор; 2 – корпус; 3 – кольцевая решетка; 4 – слой адсорбента; 5 – штуцер для загрузки адсорбента; 6 – центральный раздаточный канал; 7 – кольцевой сборный канал; 8 – разгрузочное устройство; 9 – раздаточный коллектор; 10 – штуцер для выгрузки адсорбента; 11 – штуцер для слива конденсата; 12 – предохранительная разрывная мембрана; I – исходная смесь; II – очищенный поток; III – водяной пар на десорбцию; IV – смесь паров воды и адсорбата

Адсорберы с подвижным зернистым адсорбентом представляют собой колонны, в которых зернистый адсорбент движется самотеком сверху вниз, или перемещается с помощью специальных транспортных устройств.

В этом случае процесс ведется непрерывно, и каждая его стадия осуществляется в определенном аппарате или части аппарата, причем адсорбент последовательно перемещается между отдельными аппаратами по системе пневмотранспорта.

Аппарат является комбинированным, состоит из отдельных зон, в которых последовательно осуществляются адсорбция, десорбция, нагрева и охлаждения адсорбента (рисунок 271).

Рисунок 271 – Адсорбер с движущимся слоем адсорбента:1 – питатель; 2 – нагреватель; 3 – зона ректификации; 4 – распределительная тарелка; 5 – зона адсорбции; 6 – холодильник; 7 – бункер; 8 – подъемник пневматического типа; 9 – реактиватор; 10 – сборник; 11 – регулирующая задвижка; 12 – газодувка; I – водяной пар; II – греющий агент; III – тяжелая фракция; IV – промежуточная фракция; V – исходный разделяемый поток; VI – легкая фракция; VII – охлаждающая вода; VIII – продукты реактивации и водяной пар

Адсорберы с псевдоожиженным слоем адсорбента позволяют также осуществлять непрерывный процесс адсорбции. В этом случае в качестве адсорбента используются мелкие гранулы и порошок.

В таких аппаратах стадии процесса адсорбционного разделения сырья протекают одновременно, но смещены по месту. Адсорберы такого типа выполняются с общим псевдоожиженным слоем (одноступенчатые или однокамерные) или ступенчато-противоточные (многокамерные).

Рисунок 272 – Одноступенчатый адсорбер с псевдоожиженным слоем адсорбента: 1 – тарелка; 2 – вводный штуцер; 3, 5 – напорные стояки; 4 – выводной штуцер; I – вход разделяемого потока; II – вход адсорбента; III – выход разделенного потока; IV – выход адсорбента

Рисунок 273 – Многокамерный адсорбер с псевдоожиженным слоем адсорбента: 1 – тарелка; 2 – вводный штуцер; 3, 5 – напорные стояки; 4 – выводной штуцер; 6 – переточная труба; I – вход разделяемого потока; II – вход адсорбента; III – выход разделенного потока; IV – выход адсорбента

Адсорберы также нашли применение в газовой промышленности для осушки и очистки газов, отбензинивания попутных и природных углеводородных газов, низкотемпературных установках разделения газов и т. д. Для разделения углеводородных газов конструкция адсорберов аналогичная приведенным выше.

Кристаллизаторы – аппараты для проведения процесса кристаллизации с целью разделения веществ и получение их в кристаллическом виде.

В кристаллизаторах осуществляется процесс выделения твердого вещества из его раствора (кристаллизация из раствора) или процесс выделения твердой фазы при затвердевании вещества (кристаллизация из расплава).

В нефтегазопереработке кристаллизаторы используют в процессах производства масел, парафина, церезина, серы.

Применяются кристаллизаторы как с поверхностными устройствами для передачи тепла, так и с непосредственным смешиванием сред, обмениваются теплом.

Кристаллизаторы с поверхностным теплообменом получили более широкое применение. Они делятся на два основных типа: «труба в трубе» и кожухотрубные.

Для получения и роста кристаллов в таких аппаратах необходимо обеспечить перемешивание раствора и оптимальный тепловой и гидродинамический режим. Перемешивание и охлаждение раствора улучшает диффузию вещества, кристаллизуется, к поверхности кристалла и ускоряет его рост. Одновременно с этим происходит выравнивание температуры раствора в объеме и на поверхностях охлаждения. Учитывая более низкую температуру поверхностей охлаждения, на них усиленно идет образование зародышей и рост кристаллов, снижающие эффективность теплообмена. Образующиеся отложения кристаллов на внутренних поверхностях трубчатых теплопередающих устройств снимают скребковым устройствами, вращающихся внутри труб с небольшой частотой. Они обеспечивают очистку поверхности теплопередачи и снижают сопротивление теплопередаче за счет уменьшения ламинарного слоя.

В аппаратах смешения кристаллизация парафина происходит при прямом соединении холодного растворителя с нагретым сырьем. При этом создаются условия для образования развитой поверхности теплопередачи при незначительном термическом сопротивлении на границе раздела фаз.

Рисунок 274 – Кристаллизатор регенеративный с вращающимися скребковым устройствами: 1 – трубная горизонтальная секция; 2 – скребковое устройство; 3 – волнистый компенсатор; 4 – переходник задний; 5 – переходник передний; 6 – уплотнение вала; 7 – промежуточный валик с шарнирными устройствами; 8 – ведущая звездочка; 9-роликовая цепь; 10 – герметизированный корпус привода; 11 – мотор-редуктор; 12 – вертикальная передняя стойка для крепления секций; 13 – задняя стойка; I – введение рафината с растворителем; II – вывод суспензии твердых углеводородов; III – введение фильтрата (депарафинованного масла с растворителем); IV – выход депарафинованного масла растворителем

Рисунок 275 – Кожухотрубный кристаллизатор со скребковым устройствами: 1,2 – кожухотрубные нижние и верхние секции; 3 – аккумулятор жидкого хладагента; 4 – привод скребковых устройств с планетарным мотор-редуктором; 5 – закрытый герметичный корпус привода; 6, 7 – передние и задние трубные решетки; 8 – скребковое устройство; 9, 10 – задние и передние переходники; 11 – перетекание обрабатываемого сырья; 12 – штуцер ввода хладагентов в аккумулятор; 13, 14 – перетоки; 15 – штуцера вывода паровой фазы; 16 – сборный коллектор; 17 – штуцер отбора паров; 18 – промежуточный вал с шарнирами; 19 – штуцер ввода жидкого хладагента; 20 – линзовый 4-волновой компенсатор; 21 – дренаж хладагента из аккумулятора и секций; I – введение продукта; II – вывод продукта; III – переток продукта из секции в секцию.

Рисунок 276 – Секция кристаллизатора с скребковым устройством: 1 – вал скребкового устройства; 2 – пальцы; 3 – прямые пластинчатые скребки; 4 – пружины; 5 – шплинт; 6 – внешняя грубая; 7 – двойник; 8 – болт; 9 – подшипник скольжения; 10 – крестовина; 11 – компенсатор волнистый; 12 – крышка; 13 – муфта

Рисунок 277 – Испарительный аппарат-кристаллизатор с псевдоожиженным слоем и выносной греющей камерой: 1 – греющая камера; 2 – корпус аппарата; 3 – сепаратор; 4 – насос; 5-7 – циркуляционные трубы; 8 – труба вскипания; 9 – сборник мелких кристаллов; 10 – фонарь (устройство для вывода маточного раствора); I – раствор; II – маточный раствор; III – суспензия; IV-пар; V – конденсат; VI – вторичный пар

Рисунок 278 – Схема кристаллизатора смешения: 1 – корпус; 2 – отражатель; 3-перемешивающее устройство; 4 – перегородка; I – сырье, II – холодный растворитель; III – суспензия

Рисунок 279 – Загрузочные устройства ленточных кристаллизаторов: а – двойной отжимной вал; б – переливное устройство; в – полосоразливное устройство; г – ротационный гранулятор; 1 – приводной барабан; 2 – стальная лента; 3 – загрузочное устройство

Рисунок 280 – Барабанный кристаллизатор с воздушным охлаждением: 1 – труба аппарата; 2 – термоизоляционный кожух; 3 – вентилятор; 4-труба для обогрева; I – раствор; II – суспензия; III – пар; IV – конденсат

Экстракторы – аппараты для разделения жидких или твердых веществ с помощью избирательных растворителей.

Экстракторы применяются в нефтепереработке при производстве масел (селективное очистки деасфальтизации), очистке нефтепродуктов, извлечении ароматических углеводородов из легких нефтяных фракций.

Экстракторы различаются по периодичности процесса разделения, методу смешения и разделения фаз, по характеру энергии, интенсифицирует контакт фаз.

По принципу организации процесса все экстракторы могут быть разделены на периодически действующие и непрерывно действующие.

В настоящее время аппараты периодического действия нашли применение только в промышленных установках малой производительности.

По способу смешивания фаз выделяют следующие подгруппы экстракторов:

– Аппараты ступенчатого типа, имеющие определенное число ступеней (типа смеситель-отстойник), в каждой из которых происходит контактирование и последующее разделение фаз.

В целом в аппарате за счет соединения ступеней по потокам рафинатних и экстрактивных растворов реализуется противоточное движение фаз, изменение состава фаз происходит скачкообразно, от ступени к ступени;

– Аппараты колонного типа (дифференциально-контактные) с непрерывно изменяющимся составом фаз. Противоточное движение фаз в аппаратах колонного типа осуществляется главным образом за счет разницы плотности сырья и растворителя или в соответствии рафинатных и экстрактивных растворов.

В экстракторах после каждого процесса перемешивания следует провести разделение (сепарацию) фаз.

По способу разделения фаз выделяют следующие подгруппы экстракторов:

По типу растворителя (его плотности по отношению к плотности сырья) экстракторы делятся на следующие два типа: с верхней и нижней подачей растворителя.

В зависимости от источника энергии, которое используется для диспергирования одной фазы в другой и перемешивание фаз, экстракторы каждой из указанных выше групп могут быть разделены на аппараты, в которых диспергирование осуществляется за счет собственной энергии потоков (без введения дополнительной энергии извне), и аппараты с введением внешней энергии во взаимодействующие жидкости. Эта энергия подводится с помощью механических мешалок, статических смесителей, насосов, инжекторов, сообщение колебаний определенной амплитуды и частоты (пульсаций или вибраций), путем проведения экстракции в поле центробежных сил и другими способами.

Рисунок 281 – Схема ступени (секции) экстрактора типа смеситель-отстойник:1 – трубопровод введение легкой фазы; 2 – смесительная труба; 3 – кольцевой канал для рециркуляции эмульсии; 4 – трубопровод введения тяжелой фазы; 5 – пропеллерный насос; 6 – коллектор для вывода легкой фазы; 7 – камера смешивания; 8 – привод; 9 – кольцевая камера; 10 – трубопровод рециркуляции эмульсии; 11 – отстойный пространство; 12 – трубопровод вывода тяжелой фазы; I – легкая фаза, II – тяжелая фаза

Рисунок 282 – Схема ящичного смесительно-отстойного экстрактора: 1 – смеситель; 2 – отстойник; I – легкая фаза; II – тяжелая фаза

Рисунок 283 – Схема центробежного экстрактора: а – общий вид; б – насадка с струйным истечением фаз; 1 – станина; 2 – вал ротора; 3 – кожух; 4 – ротор; 5 – перфорированные концентрические цилиндры; I – легкая фаза; II – тяжелая фаза

Рисунок 288 – Схема экстракционной колонны с жалюзийной тарелками: а – нижняя часть колонны; б – жалюзийная тарелка; 1 – корпус колонны; 2 – коллектор; 3 – жалюзийные тарелки; 4 – пластины (жалюзи); 5 – дистанционные ребра; 6 – профиль в виде угла; 7 – направляющая стойка; 8 – балка опорного каркаса; I – легкая фаза; II – тяжелая фаза

Рисунок 289 – Пульсационный экстрактор: 1 – контактные устройства; 2 – распределитель; 3 – система контроля за поверхностью раздела фаз; 4 – пульсационная труба; 5 – пульсатор; 6 – буферная емкость; 7 – предохранительный клапан; 8 – воздушник; I – легкая фаза; II – тяжелая фаза; III – воздух или азот

Рисунок 292 – Ротационный дисковый экстрактор: а – схема ротационного дискового экстрактора; б – контактная зона ротационного дискового экстрактора; 1, 5 – распределительные решетки; 2 – кольцо статора; 3 – диск ротора; 4 – вал ротора; 6 – лопатки; 7 – горизонтальные кольцевые отбойники, 8 – сетка; I – легкая фаза, II – тяжелая фаза

Температура влияет на процесс экстракции: при ее повышении увеличивается растворительная способность и уменьшаются избирательность и вязкость среды. Для обеспечения необходимого температурного режима в колонных экстракторах применяются промежуточные кожухотрубные холодильники и встроенные в виде трубных пучков подогреватели.

Реакторами называют аппараты, в которых происходят химические процессы (реакции).

В нефтехимической промышленности применяют реакторы термических процессов – крекинга, коксования, пиролиза, а также реакторы каталитических процессов – крекинга, риформинга, гидрогенизации (гидроочистки, гидрокрекинга, гидродеалкилування), переработки легких углеводородов (алкилирования, полимеризации) и т. д.

В нефтехимических производствах преимущественно используются реакторы проточного типа (непрерывного действия). Реакторы непроточного типа (периодического действия) находят применение главным образом во вспомогательных производствах небольшой мощности (например, приготовление катализаторов) или в сложных по технологии малотоннажных процессах.

В большинстве случаев в установках нефтехимических процессов применяются нестандартные реакторы (которые чаще всего изготавливаются в единственном экземпляре). Исключение составляют реакторы каталитического риформинга и смесительные реакторы с герметичным электромагнитным приводом.

Выбор типа реактора для осуществления конкретного процесса зависит от многих факторов, из которых наиболее важными являются: необходимость использования катализатора, его свойства и расход; термодинамические, кинетические и физические особенности процесса (условия проведения химической реакции), методы теплообмена, используемых для обеспечения заданного температурного режима в зоне реакции, свойства теплоносителей, используемых в процессе; периодическое или непрерывное осуществление процесса. При этом учитываются его технологические и экономические особенности.

– Фазовый состав смеси веществ, находящихся в реакторе, включая активные реагенты, катализаторы и растворители (твердые теплоносители и инертные насадки не учитываются) – газовая фаза; жидкая фаза; газ-твердый катализатор; жидкость – твердый катализатор; газ – жидкость жидкость – жидкость; газ-жидкость-твердый катализатор;

– Преимущественный характер течения потока реакционной смеси через свободное пространство реактора (близость течения потока в режим идеального перемешивания или идеального вытеснения).

Установки вторичной переработки углеводородного сырья могут включать не только одиночные, самостоятельно работающие реакторы, но и их комбинации. Реакторы могут соединяться параллельно или последовательно. В первом случае можно достичь только количественного эффекта увеличения производительности за счет роста суммарного реакционного объема. Во втором случае достигается и качественный положительный эффект как в результате особых технологических свойств цепочки реакторов (по сравнению с одиночным реактором), так и за счет применения специальной технологической обвязки (например, промежуточный подогрев или охлаждение смеси, распределение сырья или других компонентов смеси между реакторами и т. п.).

Рисунок 293 – Схема реактора установки замедленного коксования:1 – корпус; 2 – верхняя горловина; 3 – полушаровое днище; 3 – коническое днище; 5 – нижняя горловина; 6 – фундаментное кольцо; 7 – опорное кольцо, 8 – опора; I – ввод сырья; II – пар; III – антипенные присадки

Рисунок 294 – Схема горизонтального каскадного реактора установки сернокислотного алкилирования:1-5 – секции реактора; 6, 7 – отстойные зоны; 8 – мешалки; 9 – сепаратор; I – изобутан, II – кислота; III – олефиносодержащее сырье; IV – углеводород; V – пары изобутана

Рисунок 295 – Схема горизонтального кожухотрубного реактора установки сернокислотного алкилирования:1 – корпус; 2 – циркуляционная труба; 3 – отражательные перегородки; 4 – трубный пучок; 5 – пропеллерные мешалки; 6 – привод; I – хладагент; II – продукты реакции; III – кислота; IV – сырье

Рисунок 296 – Схема змеевикового реактора для полимеризации этилена под высоким давлением

Рисунок 297 – Схема кожухотрубного реактора для селективной полимеризации олефинов:1 – корпус; 2 – трубный пучок; 3,4 – крышки; I – вход паров; II – выход паров реакции; III – вход охлаждающей воды; IV – выход паров воды

На глубину переработки сырья в значительной степени влияет газодинамический режим контактирования сырья с катализатором, который осуществляется в реакторах различных типов.

Рисунок 298 – Схемы реакторов контактного типа: а – с неподвижным слоем катализатора (теплоносителя); б – с подвижным слоем катализатора (теплоносителя); в – с псевдоожиженным слоем катализатора (теплоносителя); г – лифтного типа; 1 – реактор; 2 – регенератор; 3 – сепаратор; I – сырье; II – воздух; III – продукты сгорания; IV – продукты реакции; V – водяной пар

В реакторах с неподвижным слоем катализатора распространены следующие способы ввода сырья:

– Радиальный – ось патрубка перпендикулярна оси аппарата и находится в одной плоскости с ним;

– Радиальный под углом – в отличие от предыдущего поток направлен под углом к ​​нижней крышке;

– Аксиальный (осевой) – введение потока осуществляется вдоль оси реактора;

– Тангенциальный – ось патрубка перпендикулярна и смещена по отношению к оси реактора.

Рисунок 299 – Схема реактора каталитического риформинга с радиальным движением сырья:1 – штуцер для ввода сырья; 2 – распределитель сырья; 3 – корпус; 4 – короб; 5 – сборник продуктов реакции; 6 – штуцер выгрузки катализатора; 7 – штуцер вывода продукта реакции; 8 – опора; 9 – муфта для термопары; 10 – цилиндрический стакан; 11 – многозонная термопара; I – сырье; II – продукты реакции

Рисунок 300 – Схема реактора гидроочистки дизельного топлива с аксиальным движением сырья: 1 – распределительная тарелка; 2 – фильтрующее устройство; 3 – корпус; 4 – колосниковые решетки; 5 – коллектор ввода пара; 6 – фарфоровые шары; 7 – опорное кольцо; 8 – опора; 9, 11 – штуцер для выгрузки катализатора; 10, 12 – термопара; I – сырье; II – продукты реакции

Рисунок 301 – Схема реактора установки каталитического крекинга с подвижным шариковым катализатором: 1 – распределительное устройство; 2 – реакционная зона; 3 – сепарационное устройство; 4 – зона отпарки; 5 – сборное компенсационное устройство; I – ввод сырья; II – ввод катализатора; III – выход продуктов реакции; IV – выход катализатора; V – ввод пара

Рисунок 302 – Узел ввода тяжелого сырья и катализатора:1 – трубы распределительного устройства; I – ввод сырья; II – ввод катализатора

Рисунок 303 – Сепарационное устройство реактора:1 – тарелка; 2 – ребро жесткости; 3 – труба для катализатора; 4 – труба для вывода паров; 5 – отбойник; 6 – «колокольчик»

Реакторные блоки каталитических процессов с подвижным катализатором, включают реактор, регенератор и систему транспорта катализатора, по взаимному расположению аппаратов и схемами циркуляции катализатора подразделяются на установки с одно – (рис. 304, а) и двукратным (рисунок 304, б) подъемом катализатора.

Рисунок 304 – Схемы реакторных блоков: а – с однократным подъемом катализатора; б – с двукратным подъемом катализатора; 1 – реактор; 2 – регенератор; 3 – подъемник пневматического типа; I – сырье; II – продукты реакции; III – закоксований катализатор; IV – регенерированный катализатор V – воздух; VI – газы регенерации

Рисунок 305 – Варианты реакторного блока установок с псевдоожиженным слоем катализатора: а – реактор и регенератор размещены на разных уровнях; б – реактор и регенератор размещены на одном уровне; в – пневмотранспорт катализатора потоком высокой концентрации; г – реактор и регенератор размещены вертикально, с выносной отпарной секцией; д – соосное расположение реактора и регенератора; 1 – циклоны; 2 – регенератор; 3 – реактор, 4 – отпарная секция; 5 – топка под давлением; 6 – воздуходувки; 7 – котел-утилизатор; I – сырье; II – водяной пар; III – воздух; IV – продукты реакции; V – дымовые газы; VI – рециркулят

– Распределительное устройство для ввода в слой смеси катализатора и паров сырья для реактора или воздуха для регенератора;

– Реакционная или рабочая зона – псевдоожиженный слой катализатора, в котором осуществляется крекинг сырья (в реакторе) или обжиг кокса (в регенераторе);

– Отстойная или сепарационная зона, расположенная над слоем катализатора;

Рисунок 306 – Схемы отпарных секций реакторов и регенераторов псевдоожиженного слоя: а – кольцевая; б – цилиндрическая с перегородками «диск-кольцо»; в – сегментная; г – цилиндрическая выносная; 1 – стойка отработанного катализатора; 2 – ствол подъемника пневматического типа; 3 – распределительная решетка; 4 – отпарная секция; 5 – маточник для водяного пара; I – отработанный катализатор, II-регенерированный катализатор

Рисунок 307 – Схема реактора псевдоожиженного слоя установки каталитического крекинга: 1 – корпус; 2 – перегородка; 3 – распределительная решетка; 4 – опорный столик; 5 – опора;, 6 – стойки; 7 – конус; 8 – циклоны; I – ввод сырья и катализатора; II – вывод продуктов реакции; III – вывод катализатора; IV – ввод водяного пара; V – ввод остатка ректификационной колонны

Рисунок 308 – Схема лифт-реактора установки каталитического крекинга:1 – корпус; 2 – двухступенчатые циклоны; 3 – баллистический сепаратор; 4 – стойки циклонов; 5 – подвижная опора; 6 – форсунка для шлама; 7 – десорбер; 8 – лифт-реактор; 9 – сопло с форсунками; 10 – штуцер предохранительного клапана; I – сырье; II – регенерированный катализатор; III – закоксованный катализатор; IV – продукты крекинга; V – водяной пар

Рисунок 309 – Конструкции концевых устройств для лифт-реактора: а – инерционный сепаратор; б – циклоны с восходящим потоком; в – циклоны с замкнутым потоком; I – смесь катализатора и паров нефтепродуктов с лифт-реактора; II – парогазовый поток с десорбера; III – продукты крекинга

Рисунок 310 – Конструкция распылительных сопел: а – сопло с круглым отверстием; б – сопло с щелевым отверстием фирмы «Келлог»; в – сопло с форсунками; г – сопло «Атомах» фирм «Келлог» и «Мобил»; 1 – корпус; 2 – спираль; 3 – диафрагма с круглым отверстием; 4 – наконечник со щелевым отверстием; 5 – статический смеситель; 6 – форсунки; I – сырье; II – водяной пар; III – паросырьевая смесь

Типовые конструкции регенераторов мало отличаются от исполнения реакторов и классифицируются на те же типы в зависимости от контакта газообразной и твердой фаз.

В регенераторе различают следующие основные зоны: регенерации; отстойной зоне и топку для разогрева (при необходимости).

Рисунок 311 – Схема регенератора установки каталитического крекинга с подвижным шариковым катализатором:1 – коллектор ввода воздуха; 2 – коллектор вывода дымовых газов; 3 – охлаждающие змеевики; 4 – распределительное устройство; 5 – сборное компенсационное устройство; 6 – колосниковые решетки; 7 – воздухораспределительный короб; 8 – газосборный короб

Рисунок 312 – Схема регенератора установки каталитического крекинга с псевдоожиженным катализатором: 1 – корпус; 2 – коллектор для ввода воздуха; 3 – топливная форсунка; 4 – форсунки конденсата; 5 – двухступенчатые циклоны; 6 – сборная камера; I – закоксованный катализатор из реактора; II – регенерированный катализатор; III – воздух; IV – водяной пар; V – дымовые газы

Http://helpiks. org/3-67412.html

Нефтяные скважины производят смесь нескольких газов, конденсатов или нефтей, воды и минералов, включая мехпримеси из пласта и отложения, шлам и коррозийные элементы с НКТ.

Для того, чтобы отделить, извлечь или вывести эти различные компоненты, компания ПСМ предлагает единую блок-систему для перекачки многофазной жидкости с уникальной технологией, способной поддерживать высокое давление в сочетании с низким NPSH, устраняющим необходимость в устройствах сепарации и экспортных насосах. Наши насосы могут быть расположены вертикально и установлены непосредственно в емкости, отстойники, колодцы и кессоны. Это уменьшает занимаемую оборудованием площадь и упрощает установку, сокращая необходимость в дополнительной трубной обвязке, запорной арматуре и КИП.

Наши транспортировочные насосы могут быть использованы для широкого диапазона приложений переработки нефти и газа, включая :

Перекачка в системе открытого и закрытого дренажа Опустошение факельного сепаратора Перекачка сырой нефти Перекачка углеводородного конденсата Насыщенный МЭГ / Гликоль Углеводородный шлам

Углеводородный конденсат, перекачиваемый из ВД/НД емкости факельного сепаратора или опасные стоки из системы закрытого дренажа содержат жидкости с высоким давлением паров. Это требует использования установки с низким NPSH, особенно в условиях, где пространство весьма ограничено. Сбор жидкостей из различных источников перекачивается назад на технологический процесс для восстановления и очистки перед утилизацией. Состав и характеристики этих жидкостей значительно различаются.

Http://www. pcm. eu/ru/neft-i-gaz/primenenie/nazemnaya-perekachka-primenenie/oborudovanie-dlya-pererabotki-nefti-i-gaza

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

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Гидродинамическое оборудование для интенсификации технологических процессов нефтепереработки»

1. Проблемы современной нефтепереработки в России и пути их решения

2. Применение гидродинамического оборудования для интенсификации технологических процессов нефтепереработки

2.2 Гидродинамическое оборудование для интенсификации технологических процессов

3. Технология обработки углеводородных топлив, приготовления водотопливных эмульсий в гидродинамических устройствах

Современная российская нефтеперерабатывающая промышленность развивается под воздействием комплекса факторов, обуславливающих основные проблемы отрасли. Россия, не имея четкой стратегии в области модернизации нефтепереработки, отстает по многим показателям развития отрасли в отличие от ведущих развитых стран.

Пока в России нет четкой стратегии перехода к глубокой переработки нефти, равно как и экспортозамещения нефти на качественные нефтепродукты.

Экономическая политика вертикально интегрированных нефтяных компаний по переработке сырья не способствует модернизации нефтеперерабатывающих заводов, а также заставляет их увеличивать себестоимость нефтепереработки взамен роста качества и количества готовой продукции и уменьшения энергопотребления.

1. Проблемы современной нефтепереработки в России и пути их решения

На сегодняшний день Россия занимает 3 место в мире по первичной переработки нефти, объем переработки в 2012 году составил 280 млн. тонн. Для нефтеперерабатывающей промышленности России характерны следующие такие проблемы, как низкая глубина переработки (около 70%) и изношенность основных фондов. В России функционируют 27 нефтеперерабатывающих заводов, а так же около 200 мини НПЗ, часть из которых не имеют лицензий и не подключены к нефтепроводам.(1)

Качество нефтепереработки существенно отстает от мирового уровня, поэтому часть продукции экспортируется за границу как полуфабрикат (например, мазут, около 30% на выходе в среднем по России, 80% произведенного мазута реализуется на экспорт). Низкое качество получаемых нефтепродуктов связано с низкой глубиной переработки (70% – Россия, 96% – США, 85% – Европа), минимальным количеством вторичных процессов, несовершенным оборудованием, а так же с недостатком процессов, улучшающих качество и глубину переработки, таких, как: каталический крекинг (из 27 НПЗ – только на 13-ти), гидрокрекинг (на 5 НПЗ из 27), замедленное коксование (на 5 НПЗ из 27) и висбрекинг (на 9 НПЗ из 27).(2)

Выходом из ситуации является модернизация нефтеперерабатывающей отрасли России, а именно реконструкция действующих и введение новых установок, углубляющих переработку.

В целом, за последние годы, состояние отрасли улучшилось, приняты такие решения, как новые методы расчета экспортных платежей (пошлины на светлые нефтепродукты ниже, чем на темные), изменение акцизов (дифференциация их в зависимости от качества). Акцизы с каждым годом растут, что делает нерентабельным производить бензин класса 3 и ниже (акциз на прямогонный бензин с 1 января 2013 года составляет 10 299 руб./т., к 2015 он увеличиться до 13 502 руб./тонну). Согласно стратегии развития отрасли до 2020 года, объем инвестиций в нефтепереработку составит около 1,5 трлн. рублей, планируется увеличение глубины переработки до 85%, автомобильный бензин и дизельное топливо должны быть не ниже класса ЕВРО 5, рост производства ДТ и снижение производства мазута.(3)

Ь алкилирование (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Башнефть, Сургутнефтегаз);

Ь гидроочистка (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Башнефть, Русснефть, Сургутнефтегаз, Салаватнефтеоргсинтез, Татнефть);

Ь изомеризация (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, ТНК-ВР, Салаватнефтеоргсинтез, Татнефть, Русснефть, Сургутнефтегаз);

Ь риформинг (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Татнефть);

Ь каталитический крекинг (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Русснефть);

Ь гидрокрекинг (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Салаватнефтеоргсинтез, ТНК-ВР, Башнефть);

Ь коксование (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Сургутнефтегаз, Салаватнефтеоргсинтез, Русснефть).

Не нужно забывать, что помимо крупных компаний на рынке функционируют около 200 миниНПЗ. Перечисленные выше установки не всегда под силу приобрести, поэтому качество и глубину переработки им повысить трудно. Примерный выход нефтепродуктов со среднестатистического миниНПЗ следующий: 50% – мазут, 30% – дизельное топливо низкого класса, 20% – прямогонный бензин, а с учетом акцизов на низкокачественное топливо, деятельность миниНПЗ становиться низкорентабельной, поэтому они делают все, чтобы уйти от больших налогов.(4)

Выделим две главные проблемы на сегодня в нефтепереработке в России:

2. Получаемые нефтепродукты низкокачественны, не соответствуют мировым стандартам.

Ь строительство новых установок, позволяющих получать высококачественные нефтепродукты (мНПЗ);

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

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

В документах по стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли отмечен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн т/год. Прогнозируется стабилизация производства топочного мазута на уровне 13 – 14 млн т/год и перераспределение его потребления в сторону бункеровочного топлива. (4)

В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации (табл. 1). Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. А углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.(5)

Табл. 1. Ввод установок, повышающих качество нефтепродуктов, до 2020 г.

Для увеличения глубины переработки нефтяного сырья запланировано построить около 30 установок и несколько реконструировать (табл. 2). Среди процессов, позволяющих, наряду с углублением нефтепереработки, получать качественные компоненты топлив, в основном два типа процессов – каталитический крекинг (высокооктановый компонент бензинов, сырье для нефтехимии) и гидрокрекинг (высокооктановые компоненты автобензинов с низким содержанием серы, низкозастывающие Д. Т. с ультранизким содержанием серы и авиакеросин). (6)

Для увеличения доли высококачественных нефтепродуктов в экспортируемой товарной продукции необходимо осуществить коренную модернизацию действующих НПЗ и построить новые, прежде всего экспортно-ориентированные нефтеперерабатывающие и нефтехимические комплексы на терминалах магистральных нефтепроводов в пограничных и приморских центрах. Такие комплексы запланированы. Часть из этих проектов находится на стадии реализации. Значительный объем работ по модернизации осуществляет ОАО «НК «Роснефть» на принадлежащих ей НПЗ. Ведется строительство Туапсинского НПЗ, планируется построить НПЗ в Приморске и Грозном.

2. Применение гидродинамического оборудования для интенсификации технологических процессов нефтепереработки

Интенсификация производственных процессов направлена на их экономической эффективности в результате их целенаправленного влияния на производительность оборудования, сокращение затрата материалов и энергии, улучшение качества продукции, снижение затрата труда и повышение эффективности управления.

q Сокращение продолжительности и увеличение производительности процессов и энергозатрат;

q Улучшение получения продуктов со свойствами, не достижимыми по традиционной технологии ;

q Уменьшение габаритов аппаратов и расходов материалов на их изготовление;

Преобразование качественных характеристик мазута в гидродинамических устройствах.

Улучшение энергетических и экологических показателей теплоэнергетических комплексов в основном достигается за счет улучшения качества топлива, усовершенствования процессов горения топлива. Основными факторами, определяющими ценность топлива, является его теплотворная способность, определяемая количеством тепла, выделяющегося при полном сгорании единицы массы топлива, физическими свойствами рабочего тела, содержанием вредных примесей в продуктах сгорания. Одним из наиболее радикальных средств повышения эффективности работы теплоэнергетических установок является улучшение качественных характеристик топлива, позволяющих интенсифицировать процесс горения, получить от единицы массы топлива большее количество энергии. Особые трудности по оптимизации процесса сгорания возникают при использовании в дизельных двигателях, котлоагрегатах высоковязких мазутов, получаемых из остаточных фракций нефтепереработки. В мазуте, как конечном продукте нефтепереработки, сосредотачиваются наиболее тяжелые компоненты углеводородов, продукты термического крекинга, окисления, полимеризации, коксования; балласт-негорючая часть, состоящая из минеральной массы, металлов, золы, механических примесей. В процессе крекинга остаточные продукты обедняются водородом, что приводит к снижению теплотворной способности, жаропроизводительности мазута. Качество мазута начинает ухудшаться сразу после завершения крекинга нефти, во время транспортировки, при длительном хранении в емкостях; мазут окисляется, полимеризуется, насыщается биологическими организмами, обводняется; вследствие химических реакций углеводороды мазута превращаются в твердые, выпадающие в осадок продукты. Опыт эксплуатации дизелей на тяжелых сортах топлива Соединения, входящие в состав остаточных нефтяных топлив, асфальтенов, смол, желеобразных сгущений, имеют длинные, развитые молекулярные цепи, с невысокой стабильностью связей С – С, которые могут быть разорваны под воздействием высокочастотных колебаний, термического подогрева, за счет массообменных процессов между слоями обрабатываемой среды.

Термодинамическая устойчивость углеводородов понижается с повышением температуры, с увеличением молекулярной массы, времени пребывания обрабатываемого потока в области высокочастотных колебаний, интенсивности кавитационных процессов, градиента изменения давления в зоне химических реакций, площади поверхности фазовых переходов.

В гомогенизаторах, изготавливаемой ЦЭТ «Гидротопливо» установки УКДГ-89М, с контролируемой интенсивностью кавитационных процессов, с обработкой высоковязкого топлива на энергетическом уровне фазовых превращений; углеводородные молекулы расщепляются на более легкие, активные радикалы, обуславливающие кардинальное улучшение основных, качественных характеристик, топлива. (1)

После разрушения высокочастотными акустическими колебаниями длинных углеводородных молекул, образовавшиеся легкие активные радикалы интенсивно перемешиваются вихревым потоком в объеме обрабатываемой среды, вступают в реакцию с молекулами водорода, остаточных углеводородных фракций.

После обработки мазута М-100 в гидродинамических устройствах установки УКДГ-89М, на энергетическом уровне фазовых превращений, вязкость уменьшалась в 4,5 раза, плотность на 3% /соответственно объем мазута увеличивался также на 3%, / температура вспышки снижалась в среднем на 30%, конгломераты остаточных фракций измельчались до размерного ряда частиц 1 -5 мкм. Происходящие изменения физико-химической структуры мазута М-100 можно было наблюдать визуально, сравнивая отобранные пробы.

Необработанный мазут М-100 в емкости с отобранной пробой застывал при температуре +35 єС, имел вязкую, консистентную структуру, модифицированный же мазут, при данной температуре, свободно плескался в емкости, легко стекал с пробной палочки. Смесь топлив приготовленная на базе 30% мазута Ф-5 и дизельного топлива после обработки в установке имела вязкость меньшую чем у необработанного дизельного топлива.(2)

Комплект гидродинамических устройств может размещаться в топливных системах энергетических установок фрагментарно, действует от энергии потока штатных насосов топливной системы. В этом случае применяется система управления подводом смешиваемых компонентов аналогичная используемой в установке УКДГ-89М. Управление потоком топлива поступающего к смесителям осуществляется посредством штатных элементов топливной системы энергетической установки.

Обработка дизельного топлива в гомогенизаторе-смесителе вихревом установки УКДГ-89М, при пониженной температуре окружающей среды.

Дизельное топливо содержит растворенные парафиновые соединения, которые при пониженной температуре кристаллизуются, с объединением кристаллов, в объеме топлива образуется кристаллическая решетка, препятствующая движению топлива в трубопроводах, прохождению топлива через фильтры двигателей. С понижением температуры, в летнем дизельном топливе начинается процесс помутнения уже при температуре 0 0С – + 3 0С, при температуре – 10 0С топливо теряет подвижность.

В процессе обработки дизельного топлива в ультразвуковом, интенсивном авиационном поле вихревого потока, парафиновые углеводородные соединения расщепляются на легкие, растворенные газовые фракции, активные радикалы. После модификации молекул углеводородов кристаллизация, повышение вязкости в обработанном дизельном топливе прекращается. Гомогенизатор-смеситель вихревой является эффективным теплогенератором, прокачивание топлива через его рабочие органы, позволяет повышать температуру в емкости для хранения дизтоплива, и соответственно, предотвращать кристаллизацию парафиновых соединений.

Рис 1. Комплект гидродинамических устройств для смешивания, гомогенизации топлив.

Применяется на нефтебазах, на судах бункеровщиках для приготовления гомогенизированных топливных смесей.

Заключительной стадией технологического процесса приготовления питательной воды для паровых котлов является удаление растворенных в ней агрессивных газов, в первую очередь кислорода, а также углекислоты, вызывающих коррозию металла теплосиловых установок. Кислородная коррозия является наиболее опасной, так как она проявляется на отдельных участках поверхности металла в виде небольших язвин и развивается в глубину металла вплоть до образования сквозных свищей. Для современных паровых котлов большой паропроизводительности даже самая незначительная концентрация растворенного в питательной воде кислорода может быть причиной нарушения нормальной работы и выхода из строя отдельных элементов их, из которых в первую очередь обычно подвергается коррозии экономайзер. Таким образом, для обеспечения надежной эксплуатации современных паровых котлов необходимо стремиться к практически полному отсутствию в питательной воде растворенного кислорода.

Гидродинамические интенсификаторы технологических процессов нефтепереработки (ГИТПН).

В рабочих органах интенсификаторов, вследствие, ультразвукового, кавитационного, термического воздействия, фазовых превращений вещества в вихревом несущем потоке, молекулярная структура нефтепродуктов, кардинально изменяет свои свойства. В результате фазовых превращений, деструктивного воздействия, длинные молекулы углеводородов расщепляются на более короткие газовые фракции С2 – С5, легкого дистиллятного топлива С8 – С10, дизельного топлива С15. Вновь образовавшиеся активные радикалы, свободные электроны вступают в химические реакции, взаимодействие с молекулами углеводородов, ускоренно расширяя область реакции в объеме потока. Радикалы, имеющие более сложное строение, распадаются на более простые, ускоряют реакционные процессы крекинга нефти.(3)

Анализами, проведенными после обработки мазута М-100 в интенсификаторе, при температуре подогрева 90°С, было установлено, что отобранные пробы топлива насыщены пузырьками газовых фракций, соединениями дизельного топлива, вязкость мазута, вследствие, осуществления фазовых превращений, уменьшилась со 120 сСт до 25 сСт т. е. в 4,5 раза, плотность на 3%, температура вспышки снизилась на 30%, дисперсность остаточных фракций топлива находится в пределах размерного ряда 1-5 мкм. Таким образом, следует констатировать, что в интенсификаторе технологических процессов нефтепереработки, крекинг сырья осуществляется ещё до его поступления в реакционные колонны, в которых затем остаётся произвести только окончательную корректировку свойств нефтепродуктов, распределить выделившиеся фракции по точкам отбора.(4)

Предварительная деструкция конгломератов тяжелых фракций позволяет резко замедлить в процессе крекинга коксообразование, снизить температуру застывания мазута, ускорить динамику расщепления тяжелых молекул углеводородов, увеличить до 90% содержание светлых газойлевых фракций, повысить качество нефтепродуктов, сократить время технологических процессов. Энергозатраты на реализацию технологических процессов нефтепереработки, с применением интенсификатора, значительно снижаются, в ректификационных колоннах уменьшается температура крекинга, одновременно резко улучшаются экологические характеристики окружающей среды. Оборудование устанавливается в технологическую схему процесса крекинга на участке подвода сырья в реакционную печь, а также на линии возврата мазута для его повторной обработки в вакуумной колонне. Геометрические размеры, производительность интенсификаторов – ГИТПН рассчитываются в зависимости от параметров состояния потока обрабатываемого сырья. На фото интенсификатор, производительность 250 м3/ч.

Применение разработанной технологии позволяет увеличить отбор светлых нефтепродуктов. Оборудование устанавливается в технологическую схему процесса крекинга на участках подвода сырья, на входе потока в вакуумную колонну, а также на линии возврата мазута для его повторной обработки в вакуумной колонне. Геометрические размеры, производительность интенсификаторов ГИТПН рассчитываются в зависимости, от объема, параметров состояния потока обрабатываемого сырья. Производительность одного комплекта интенсификатора, 250 м3/ч.

Принципиальная схема висбрекинга нефти с применением аппарата «ГИТПН»

Применение данной технологии позволит значительно сократить энергетические затраты на осуществление крекинга нефти, повысить качество нефтепродуктов, увеличить в готовой продукции содержание светлых фракций до 90%, сократить время технологических процессов переработки нефти, предотвратить интенсивное отложение кокса на поверхности змеевиков реакционных печей, катализаторов, в ёмкостях хранения нефтепродуктов.

Комплект универсального гидродинамического оборудования. После изготовления, оборудование используется для обработки различных жидких сред, может быть настроено, без изменения геометрических размеров, конструкционных решений, на работу в системах с производительностью в диапазоне от 50 до 250 м3/ч. Оборудование, обладает многофункциональными свойствами, применяется в производственных процессах в качестве:

Ь гомогенизаторов-смесителей, в процессах смешивания, компаундирования, модификации качественных характеристик топлива, в составе оборудования нефтебаз, на судах бункеровщиках;

Ь интенсификаторов, в технологических процессах нефтепереработки;

Ь гомогенизаторов – смесителей, в процессах приготовления водно-топливных эмульсий в составе топливных систем мощных дизельных двигателей, котельных агрегатов, газовых турбин;

Ь теплогенераторов в системах отопления, подогрева топлива в емкостях нефтебаз, в топливных системах энергетических установок;

Ь для обеззараживания питьевой воды, в системах водоснабжения, балластной воды в емкостях танкеров;

Применяется в системах топливоподготовки, в топливных системах судовых дизелей, газовых турбин. В многофункциональном топливном модуле реализуются процессы:

Ь модификации качественных характеристик углеводородных топлив, осуществляемой в режиме фазовых переходов;

В гидродинамических устройствах топливного модуля, снабженных средствами управления параметрами состояния взаимодействующих потоков, интенсивностью высокочастотных колебаний, процесс обработки топлива выводится на режим фазовых переходов, с преобразованием тяжелых углеводородов в газовые, легкие, средне – дистиллятные фракции. Условия для осуществления фазовых переходов создаются в ходе разрушения конгломератов асфальтенов, расщепления высокомолекулярных углеводородов, с образованием активных радикалов, развитием термохимических реакций, ускоряющихся по мере повышения температуры, интенсификации высокочастотных колебаний, в турбулентном вихревом потоке. Вследствие конверсии исходного топлива, в газойлевые фракции, вязкость исходного топлива снижается в 4,5 раза, температура вспышки уменьшается на 30%, плотность топлива на 3-4%. (5)

Использование топлива с улучшенными характеристиками качества, повышает степень дисперсности капель топлива в камере сгорания дизелей, сокращает время подготовки топлива к воспламенению, ускоряет процесс сгорания. С переводом работы судовых дизелей на ВТЭ, приготовленную в топливном модуле МФТМ-07, расход топлива также как и при использовании установок УКДГ – 89М, сокращается на 12-15%, в котлоагрегатах на 8-10%. Нагарообразование на деталях цилиндро-поршневой группы дизелей, газовыпускном тракте, газовых турбинах, поверхностях нагрева котлоагрегатов практически прекращается. Значительно уменьшаются затраты, на обслуживание, ремонт энергетических установок, сокращаются вредные выбросы с уходящими газами.

Многофункциональный модуль содержит: многофункциональное гидродинамическое устройство, кавитационный смеситель, гидроструйный смеситель, автоматический регулятор для управления подачей смешиваемых компонентов, редукционно-дозирующее устройство, счетчики-расходомеры подачи топлива, воды, электронасосный агрегат НМШ5-25-4.0/10Б, контрольно-измерительные приборы, запорно-клапанную арматуру.

Многофункциональное гидродинамическое устройство типа МГУ-07. Применяется в качестве: гомогенизатора-смесителя, самоочищающегося многоступенчатого сепаратора топлива, термохимического реактора, дегазатора топлива. Топливо поступает в сепаратор после завершения процесса гомогенизации, с измельченной структурой конгломератов асфальтенов, смол, сгустков полимеров, тяжелых фракций нефтеостатков. Такая последовательность процесса дает возможность сократить на 3% потери горючей части топлива, уменьшить количество шлама в емкостях для сбора нефтеостатков.

Гомогенизатор-смеситель вихревой каскадный ГСВК-4. Гомогенизатор предназначен для модификации качественных характеристик высоковязкого топлива, приготовления стабильных топливных смесей, может применяться для обработки других жидкостей, приготовления суспензий, растворов.

Гомогенизатор снабжен средствами для регулирования интенсивности массообменных процессов в обрабатываемых жидкостях, в пределах изменения объема их подачи в рабочие органы, от 2 до 10 м3/ч, что позволяет получать конечные продукты с заданными характеристиками качества. Средства регулирования создают возможность концентрации и рационального распределения энергии в объеме гидродинамического потока, что обуславливает стабильность технологических процессов и соответственно качественных характеристик изготавливаемой продукции.

Гомогенизатор может быть использован в качестве эффективного подогревателя топлива и соответственно теплогенератора в системах отопления жилых, производственных помещений.

3. Технология обработки углеводородных топлив, приготовления водотопливных эмульсий в гидродинамических устройствах

Известен способ приготовления водотопливной эмульсии, включающий подогрев обводненного топлива, его сепарацию и гомогенизацию под действием центробежных сил в вихревом аппарате и последующую фильтрацию и стабилизацию путем ввода в полученное топливо подогретых депрессионных присадок. Топливная эмульсия, полученная этим способом, имеет недостаточно высокое качество, т. к. проходит одностадийную обработку в вихревом аппарате, и присадки в нее вводятся после основной обработки.

Известна двухстадийная обработка водотопливной эмульсии при ее приготовлении, включающая подачу воды и топлива на смешение и начальную обработку в насосе низкого давления с получением грубодисперсной эмульсии на его выходе; последующую подачу эмульсии на стадию окончательной обработки путем диспергации и гомогенизации за счет создания высокоскоростных потоков распыливаемой эмульсии в многосекционном насосе высокого давления, связанном с аккумулятором давления – диспергатором. Однако такая двухстадийная обработка не позволяет получить эмульсию с высокой степенью гомогенизации компонентов.

Наиболее близким к предлагаемому является способ приготовления микроэмульсий, в частности жидких топлив, таких как углеводородные топлива с дополнительными жидкостями, например водой. Способ включает стадии предварительной механической обработки дополнительной жидкости (воды) пропусканием ее через коридор высокого давления; подачи обработанной дополнительной жидкости и топливной жидкости на смешение и обработку в устройстве механической кавитации (сжатием – расширением) с получением предварительно обработанной промежуточной эмульсии; последующей гомогенизации промежуточной эмульсии в устройстве объединенного действия механической кавитации и электромагнитного воздействия, и окончательной гомогенизации полученной жидкости в устройстве механической кавитации до получения топливной эмульсии высокой степени диспергации и гомогенизации.

Такой способ отличается повышенной сложностью, т. к. требует сначала предварительной обработки дополнительной жидкости (воды), затем по меньшей мере трехстадийной кавитационной обработки смеси, одна из которых выполняется с использованием дополнительного электромагнитного воздействия. Кроме того, способ требует подачи на обработку исходных компонентов смеси только высокой чистоты, обеспечивающей требуемое качество полученных эмульсий.

Ь уменьшение стадий кавитационной обработки водотопливной эмульсии без ухудшения степени ее гомогенизации;

Ь возможность подачи на обработку компонентов любой степени чистоты;

Ь расширение спектра применения получаемых эмульсий за счет введения в процесс обработки целевых добавок и присадок;

Ь утилизация тепла получаемой горячей эмульсии направлением его на подогрев исходного жидкого топлива.

Поставленные задачи решаются тем, что при получении водотопливной эмульсии, включающем подачу жидкого топлива и дополнительной жидкости или воды на смешение и начальную обработку путем эмульгирования в статическом кавитационном устройстве с получением промежуточной эмульсии и окончательную ее гомогенизацию в гидродинамическом кавитационном устройстве, предлагается в качестве жидкого топлива использовать углеводородное сырье любой степени чистоты, после получения промежуточной эмульсии выполнять ее очистку и для окончательной гомогенизации в качестве гидродинамического кавитационного использовать многосекционное устройство, каждая секция которого имеет ротор и статор. При этом очистку промежуточной эмульсии выполняют путем ее циркуляции, сепарации и отделения воды и загрязняющих примесей. Перед окончательной обработкой очищенной промежуточной эмульсии в нее вводят дополнительные добавки и присадки целевого назначения. А также выполняют подогрев исходного жидкого топлива, подаваемого на смешение, за счет тепла получаемой горячей эмульсии через посредство теплообменника, установленного на выходе получаемой эмульсии.

Таким образом, предлагаемый способ приготовления высококачественных ультрадисперсных микроэмульсий включает только две стадии кавитационной обработки при использовании высокоэффективных кавитационных устройств специальных конструкций. Смешение и первичная обработка любого жидкого углеводородного сырья с промывочной жидкостью или водой производится в статическом кавитационном устройстве, и тонкая гомогенизация эмульсии выполняется многократно при прохождении через множество секций, каждая из которых имеет ротор и статор, при этом ротор каждой секции выполняет роль засасывающего насоса. Обеспечиваемая устройствами кавитационная обработка производит не только тонкую диспергацию и гомогенизацию компонентов жидкой среды, но и создает условия для выделения большого количества тепла, улучшающего обработку, а также интенсифицирует химические процессы, приводящие к активации частиц топлива, влияющей на его более длительную стабилизацию. Этим процессам также способствует очистка компонентов топлива после первичной обработки смеси в статическом кавитаторе.(1)

В предлагаемой конструкции устройства, обрабатываемая жидкость, подаваемая во входные патрубки с двух сторон, засасывается роторами-насосами за счет действия системы диффузор-конфузор и после обработки в одной паре секций поступает в каждую последующую пару секций до выхода из центральной секции, т. е. устройство гомогенизации само служит центробежным насосом и не требует дополнительных нагнетающих устройств. При прохождении жидкости через секции создается кинетическая энергия, которая в результате периодического перекрывания диффузоров роторов и конфузоров статоров создает кавитацию, преобразующую механическую энергию в несколько видов энергии: в тепловую с нагреванием среды, в энергию гидродинамического удара, производящую диспергацию и гомогенизацию среды, в энергию химического взаимодействия компонентов жидкой среды, производящую активацию частиц. Наличие множества диффузоров ротора и конфузоров статора в каждой секции позволяет значительно увеличить интенсивность обработки, и условие равенства числа диффузоров и конфузоров дает возможность создать импульс гидродинамических ударов и движения среды с высоким и крутым фронтом.(2)

Встречно-направленное расположение пар секций, с одной стороны, позволяет увеличить интенсивность обработки за счет встречно-направленного движения жидкости в центральной секции, а с другой стороны, компенсировать действие осевых сил встречно-направленных потоков и исключить осевое смещение вала и, следовательно, повысить надежность конструкции.

Изобретения поясняются прилагаемыми чертежами, где2 на фиг.1 показана технологическая схема процесса приготовления водотопливной эмульсии; на фиг. 2 – осевой разрез статического кавитационного устройства; на фиг.3 – торцевой разрез по А-А статического устройства; на фиг.4 – торцевой разрез по Б-Б статического устройства; на фиг.5 – осевой разрез гидродинамического кавитационного устройства с фрагментом бокового вида центральной секции; на фиг. 6 – торцевой разрез по А-А гидродинамического устройства. (3)

Технологическая схема процесса приготовления водотопливной эмульсии

Способ получения водотопливных эмульсий осуществляется с помощью установки (фиг. 1), включающей емкость 1 для жидкого топлива (углеводородного сырья, такого как нефть, солярка, бензин, мазута, отходы нефтепереработки и т. п. ) и емкость 2 для дополнительной жидкости или воды. Из емкости 1 загрязненное топливо через насос-дозатор 3 и кран 4 поступает на вход в статическое кавитационное устройство 5, в которое на другой вход поступает дополнительная (промывочная) жидкость или вода из емкости 2. В устройстве 5 осуществляется смешение поданных компонентов и их начальная кавитационная обработка – эмульгирование. Полученная эмульсия через кран 6 поступает в циркуляционную емкость 7, в которой происходит отделение очищенной эмульсии в циркуляционном потоке, при этом осаждающаяся часть неочищенной эмульсии из средней части емкости 7 поступает на повторную обработку, возвращаясь в емкость 1 через кран 8, а очищенная эмульсия из верхней части емкости 7 через кран 9 поступает в центробежный сепаратор 10, окончательно отделяющий примесные компоненты. Очищенная эмульсия через кран 11 поступает в смеситель 12, в который из емкостей 13 и 14 через дозаторы 15 и 16 соответственно подаются такие необходимые добавки и присадки, как стабилизаторы, антифризы и др. Из смесителя 12 промежуточная эмульсия с необходимыми добавками и присадками через кран 17 поступает на окончательную обработку – гомогенизацию в гидродинамическое многосекционное кавитационное устройство 18, в котором осуществляется смешение эмульсии с добавками, активация, нагрев до 50-60oС, диспеграция и усреднение всех компонентов и окончательная гомогенизация эмульсии.(4)

Необходимая степень гомогенизации и требуемое качество эмульсии достигается рециркуляцией обрабатываемой эмульсии в смесителе 12 через линию с краном 19. Готовая водотопливная эмульсия через кран 20 и теплообменник 21 поступает на выход готового продукта либо непосредственно на потребление, либо в накопительную емкость. При этом исходное композиционное сырье может подаваться в емкость 1 через теплообменник 21 (для предварительного подогрева) по отводящей линии 22.

Статическое кавитационное устройство 5 (фиг.2) включает в себя: входной патрубок 23 для подачи жидкого топлива, цилиндрический корпус 24 вихревой камеры, помещенный в месте ввода входного патрубка 23, имеющий в одной торцевой стенке кольцевую прорезь 25, корпус 26 устройства в виде трубы, причем корпус 24 закреплен на торце корпуса 26; цилиндрическую перегородку 27, введенную в корпус 26 устройства соосно, внешний кавитатор 28, образованный пластинами, скрепленными звездообразно и вставленными в пространство между корпусом 26 устройства и цилиндрической перегородкой 27 с образованием каналов для прохода жидкой смеси в одном направлении; внутренний кавитатор 29, также образованный звездообразно скрепленными пластинами, вставленными внутрь и закрепленными на внутренней окружности (стенке) цилиндрической перегородки 27 с образованием каналов прохода жидкой смеси в обратном направлении; отражатель 30 потока с конусообразным выступом, установленный в торце корпуса 26 напротив кавитаторов. По оси отражателя 30 установлен вводной патрубок 31, служащий отдельным вводом для подачи дополнительной жидкости или воды на смешение с топливом и совместную кавитационную обработку. В части цилиндрической перегородки 27, выходящей в корпус вихревой камеры, выполнены по окружности циркуляционные отверстия 32, связывающие вихревую камеру с внутренним пространством цилиндрической перегородки 27. Выходной патрубок 33, являющийся частью цилиндрической перегородки 27, выступает наружу из корпуса 24 вихревой камеры. Направление потоков жидкой смеси в устройстве показано стрелками.(5)

Статическое кавитационное устройство работает следующим образом.

Жидкое топливо поступает под давлением Р00,5 МПа от действия насоса (не показан) во входной патрубок 23, где давление жидкости преобразуется в увеличение скорости ее течения и жидкость поступает в корпус 24 вихревой камеры, который имеет несколько больший диаметр, чем корпус 26 устройства, где она приобретает вращательное движение и через кольцевую прорезь 25 в торцовой стенке корпуса 24 поступает в пространство между корпусом 26 и цилиндрической перегородкой 27 в каналы внешнего кавитатора 28, на выходе из которого попадает на отражатель 30 с изогнутой поверхностью и конусообразным центральным выступом.

Под действием разрежения в центральной части отражателя, создаваемого вихревым потоком, через ввод – патрубок 31 вводится дополнительная жидкость или вода.

Отражатель 30 направляет поток всех компонентов во внутренний кавитатор 29, пройдя через каналы звездообразных пластин которого, смешанная, диспергированная и эмульгированная жидкость направляется в выходной патрубок 33, которым служит выступающая из корпуса 24 часть цилиндрической перегородки 27. При движении на выход часть жидкости перетекает через циркуляционные отверстия 32 в корпус 24 вихревой камеры, что дает возможность направлять ее на повторную обработку для более тщательной диспергации.(6)

Осевой разрез гидродинамического кавитационного устройства с фрагментом бокового вида центральной секции

Устройство 18 гомогенизации эмульсии (фиг.5) содержит корпус 34, включающий торцевые крышки 35 и наружные элементы 36 секций, соединенных друг с другом (стянутых) болтами 37. Корпус 34 имеет два входных патрубка 38, 39 с двух сторон, один из которых (патрубок 38) соединен со свободной полостью, служащей входной камерой 40, а другой – (патрубок 39) соединен с входной камерой 41. Многосекционный корпус помещен в кожух 42, в котором размещены пары секций встречно-направленно к одной центральной секции, при этом встречно-направленных секций может быть несколько пар. Секции включают в себя наружные элементы 36, на которых установлены статоры 43 секций одной стороны и статоры 44 секций другой стороны устройства, при этом статоры установлены с возможностью радиального смещения (для самоцентрирования роторов и статоров). Внутри статоров 43 секций одной стороны размещены вращающиеся на валу 45 роторы 46 и внутри статоров 44 секций другой стороны размещены роторы 47. Статоры 43 секций одной стороны и 44 – другой стороны имеют конфузоры 48, а роторы 46 – одной стороны и 44 – другой стороны имеют диффузоры 49, причем число диффузоров роторов равно числу конфузоров статоров. Центральная секция имеет статор 50 с конфузором 51 и с двухсторонним входом ротор 52 с диффузором 53. Сбоку центральной секции из нее через отверстие в корпусе 34 и кожух 42 выведен боковой выходной патрубок 54, служащий выходным патрубком устройства 18 гомогенизации. Входные патрубки 38 и 39 соединены трубопроводом 55, имеющим регулировочный кран 56.(7)

Гидродинамическое устройство гомогенизации эмульсии работает следующим образом.

Обрабатываемая эмульсия подается в один из входных патрубков и поступает через входные патрубки 38 и 39 в свободные полости – входные камеры 40 и 41 с двух сторон устройства, где приобретает вращательное движение и засасывается центробежными колесами – роторами 46 и 47, ускоряется и после кавитационной обработки в системах диффузоров 49 роторов и конфузоров 48 статоров встречно-направленных секций подается во входы с двух сторон центрального ротора 52, в котором эмульсия, в очередной раз ускоряясь, проходит через систему диффузор 53 – конфузор 51 центральной секции и поступает в боковой выходной патрубок 54 устройства. Кавитационная обработка в одной или нескольких (для усиления обработки) встречно-направленных парах секций и в центральной секции производит тонкую гомогенизацию топливной эмульсии, нагрев до 50-60oС и активацию, обеспечивающую длительное хранение эмульсии без расслоения.(8)

Например, предлагаемым способом с помощью описанных устройств была получена эмульсия летнего дизельного топлива с содержанием воды 24% и с эмульгатором ОП-7 (концентрация 0,2 вес.%), имеющая следующие свойства:

Ь устойчивость, ч (по ГОСТ 6243-64) – 240 (расслоения не обнаружено); – 420 (расслоение 5%);

Ь Полученная эмульсия позволяет сократить расход топлива до 15% при применении в качестве эмульгатора мазута М 100 (5-10%).

Для решения стратегических задач по развитию нефтепереработки России необходимо усиление роли государства, прежде всего в части жесткого контроля за реализацией основных положений техрегламента на нефтепродукты; совершенствование таможенного и налогового регулирования нефтепереработки с целью стимулирования производства нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами и углубления переработки нефти; а также обеспечение производства высокотехнологичной продукцией за счет внедрения новых инновационно-направленных российских разработок.

1.Пат. 2202406. Способ приготовления водотопливной эмульсии. Баев Владимир Сергеевич, Нецветаев Александр Глебович. — Опубл. 12.01.2001; Бюл. № 20.

4. Пат. 93047039 А МПК 6 F17D1/16 Способ уменьшения вязкости нефтей и нефтепродуктов // Петросян Ф. Н., Друян Ю. И., Потраков

Современный состав технологических процессов нефтепереработки в РФ. Характеристика исходного сырья и готовой продукции предприятия. Выбор и обоснование варианта переработки нефти. Материальные балансы технологических установок. Сводный товарный баланс.

Проблемы переработки нефти. Организационная структура нефтепереработки в России. Региональное распределение нефтеперерабатывающих предприятий. Задачи в области создания катализаторов (крекинга, риформинга, гидропереработки, изомеризации, алкилирования).

Характеристика технологических процессов пищевой промышленности: ферментации, тепловой обработки, обезвоживания и дистилляции. Исследование специфики подбора оборудования. Изучение структуры пищевого предприятия и задач управления данным предприятием.

Основные понятия о технологических процессах прокатного и кузнечнопрессового производства. Структура и элементы технологических процессов прокатного и кузнечнопрессового. Классификация технологических процессов. Оборудование. Оснастка. Изделия.

Изучение технологических параметров обрабатываемого сырья и характера воздействия технологических процессов и оборудования на продукт. Меню и технология приготовления блюд. Технико-технологические карты на блюда. Посуда, инвентарь, оборудование.

Основные виды тары-оборудования, их краткая характеристика. Сравнительные преимущества, недостатки и предпочтительные сферы применения различных видов тары-оборудования. Основные направления интенсификации и рационализации процессов транспортировки.

Направления рационального использования электроэнергии. Материальный и энергетический балансы технологических процессов. Процессы термической переработки топлив. Классификация химических волокон. Характеристика оборудования, станочного приспособления.

Технология переработки компонентов природного газа и отходящих газов С2-С5 нефтедобычи и нефтепереработки в жидкие углеводороды состава С6-С12. Особенности расчета технологических параметров ректификационной колонны, ее конденсатора и кипятильника.

Типы производства, формы организации и виды технологических процессов. Точность механической обработки. Основы базирования и базы заготовки. Качество поверхности деталей машин и заготовок. Этапы проектирования технологических процессов обработки.

Три вида исходной информации при разработке технологических процессов: базовая, руководящая и справочная. Выполнение рабочего чертежа детали. Тип производства и методы изготовления изделий при разработке технологических процессов с применением ЭВМ.

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/2c0a65635a3ac79b5c43b89521316c26_0.html

1 3 (03)/2010 тема номера: Оборудование для нефтепереработки В номере: Контрольная сборка корпуса новой реакторной установки ВВЭР-1200 для Нововоронежской АЭС-2 прошла успешно.5 Компания «РЭП Холдинг» создает уникальную российскую индустриальную турбину «Ладога-РП» класса 32 МВт Российская криоиндустрия обладает достаточным потенциалом, чтобы снова стать одним из мировых лидеров ERIELL Group: передовой международный опыт нефтесервисных услуг опирается на современное российское буровое оборудование

3 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Национальная основа модернизации Для российской нефтепереработки тема модернизации производства актуальна сегодня, как, наверное, еще никогда за всю ее историю. C совершенствованием технологий очистки и переработки нефти буквально на глазах растут объемы извлекаемых из «черного золота» ресурсных благ со все более высокими качественными характеристиками. При этом требования к оборудованию для переработки, в том числе исходящие из все более жестких экологических стандартов, также постоянно растут. Государство обозначило конкретные безоговорочные рамки поэтапного перехода отрасли на выпуск моторных топлив, соответствующих конкретным евростандартам. Изменение стратегии развития нефтепереработки влечет за собой неизбежное кардинальное переоборудование отечественных НПЗ. Оборудование требуется технологически новейшее и оборудования требуется много. И, безусловно, позитивно, что у российского тяжелого машиностроения по широкому спектру запросов отрасли есть свои убедительные ответы. Отечественные машиностроители готовы обеспечить создание практически всей линейки необходимого для модернизации НПЗ оборудования, за исключением тех составляющих, производство которых международные компании-лицензиары оставляют за собой. Однако сути это не меняет: модернизацию российской нефтепереработки мы реально можем провести, опираясь на национальное машиностроение. И что важно: размещение заказов на оборудование для отечественных НПЗ на отечественных же машиностроительных предприятиях даст экономике страны серьезный мультипликативный эффект. И это действительно хороший повод порадоваться за обе отрасли одновременно. Редакционная коллегия «Объединенное машиностроение» 3 (03) / 2010 год Профессиональный журнал о тяжелом машиностроении Журнал «Объединенное машиностроение» зарегистрирован Федеральной службой по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор) Свидетельство о регистрации: ПИ ФС от 17 марта 2010 года Учредитель ЗАО «Управляющая компания Стратегические активы» Редакционный совет: Ф. М. Канцеров В. И. Фейгин И. П. Сорочан В. С. Шевченко Е. И. Борисов Р. А. Урусов А. И. Ильиных С. В. Грищенко Руководитель проекта О. А. Хроленко Издатель ООО «Редакция газеты «Промышленный еженедельник» Главный редактор В. В. Стольников Заместители главного редактора Е. В. Парамонова Д. А. Кожевников Ответственный секретарь А. А. Терехова Помощник главного редактора Ю. В. Гужонкова Руководитель дизайн-группы А. Н. Зиновьев В номере использованы фотоматериалы ИТАР-ТАСС, Фотохроники ТАСС, пресс-служб предприятий Группы ОМЗ, редакции «Промышленного еженедельника», а также информационные материалы предприятий Группы ОМЗ и информагентств Адрес редакции: , Москва, ул. Правды, дом 21 Тел.: (495) , Факс: (499) Е-mail: Адрес для корреспонденции: , Москва, а/я 29 Журнал отпечатан в типографии ООО «ОИД «Медиа-Пресса» , Москва, ул. Правды, дом 24 Номер заказа: Тираж: 5000 экз. Полное или частичное воспроизведение или тиражирование каким бы то ни было способом материалов, опубликованных в журнале «Объединенное машиностроение», допускается только с письменного согласия учредителя. За содержание рекламных объявлений редакция ответственности не несет. 1

4 в номере: Буровые подняты «Уралмашзавод» представил продукцию заказчику 3 Перспективная турбина «Невский завод» применил технологии GE Oil & Gaz 4 Контрольная сборка Корпус реактора для Нововоронежской АЭС-2 5 Ижорская победа Тендер на поставку уникального оборудования 6 Контракт выполнен «Нафтан» получил шесть реакторов 7 Экологическая газоочистка Внедрение природоохранных технологий 7 Обзор предпочтений Отрасли требуется все больше оборудования 8 Модернизация НПЗ до Евро-5 Интервью с Валерием Викторовичем Ежовым 18 Начиная с керосина Российская история технологий 24 Готовы соответствовать Интервью с Игорем Павловичем Сорочаном 26 Недаром «Ладога» родная Интервью с Геннадием Ивановичем Локотковым 32 Индустрия глубокого холода Будущее важнейшей отрасли решается сегодня 38 С позиции международного опыта Интервью с Бахтиёром Шухратовичем Фазыловым 44 Адмиралтейские типажи Где и как ковали якоря для российского флота 50 2

5 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Буровые для ERIELL Group Правильная линия «Уралмашзавод» завершает изготовление двух комплектных буровых установок 5000/320 ЭК-БМЧ для нефтесервисной компании ERIELL Group. Буровые установки были представлены заказчику на площадке контрольной сборки и испытания. 5000/320 ЭК-БМЧ это новое поколение буровых установок, предназначенных для кустового бурения на нефть и газ в районах Крайнего Севера. Их конструкция и комплектность обеспечивают высокую монтажеспособность, а также выполнение всех требований современных технологий бурения нефтяных и газовых скважин. В новой модели применены блочномодульная компоновка, возможность выбора оптимального режима бурения, частотно регули руемый привод переменного тока всех основных механизмов, новейшие системы контроля и управления бурением, экологически чистая циркуляционная система. Установка грузоподъемностью 320 т способна бурить скважины глубиной до 5 тыс. м. Сборка первого станка на контрольной площадке предприятия была произведена всего за три недели. Как отметил руководитель проекта контрольной сборки буровых установок Рамиль Романов, «никаких сбоев при подъеме не было, все прошло хорошо, на всю операцию ушло всего лишь 11 минут 40 секунд». Контракт с ERIELL Group предусматривает изготовление на «Уралмашзаводе» двух буровых установок «Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ», обе они были запущены в производство в середине января этого года («Объединенное машиностроение» писало об этом). Самая ответственная часть работ по буровым установкам для ERIELL Group уже выполнена. Важно отметить, что сотрудничество между «Уралмашзаводом» и компанией ERIELL Group расщиряется. Так, 15 июля состоялась торжественная церемония подписания соглашения о поставках в годах десяти буровых установок «Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ». Транснациональная компания ERIELL Group является одним из активно развивающихся участников мирового рынка нефтесервисных услуг. За последние годы ERIELL в несколько раз увеличила объемы работ и значительно расширила географию своей деятельности. Среди клиентов компании «Газпром», «Лукойл», «Роснефть», «ТНГ-Групп», «Сургутнефтегаз», «Газпром нефть», WAHA Oil Company (Ливия), National Oil Corporation (Ливия), «КазМунай – Газ» (Казахстан) и другие. На «Уралмашзаводе» введена в эксплуатацию новая линия для резки металлопроката на базе ленточнопильного станка «МЕВА 410А-3330». В проведенном тендере на поставку оборудования линии принимали участие пять компаний. В итоге предпочтение было отдано проекту фирмы «МЕВА» (Германия). Выбор был основан на выгодных условиях поставки и успешном уже шестилетнем опыте эксплуатации аналогичного станка. При этом часть оборудования новой линии была изготовлена на «Уралмашзаводе» по чертежам немецкой фирмы. Линия для резки металлопроката это комплекс оборудования, обеспечивающий резку профиля сечением от 410 до 700 мм, и длиной нарезаемых заготовок от 10 мм до 11,5 м. Ввод в эксплуатацию новой линии позволит обеспечить увеличение объемов производства завода. Корпуса статоров сибирским ГЭС Для Богучанской ГЭС и Саяно – Шушенской ГЭС «Ижорские заводы» изготовили 2 корпуса статоров гидрогенераторов. Вес каждого около 100 тонн, диаметр около 15 и высота около 4 метров. Контракт заключен с ОАО «Силовые машины» в декабре 2009 года. Всего «Ижорские заводы» должны изготовить для гидроэлектростанций 6 корпусов статоров: три для Саяно-Шушенской ГЭС и три для Богучанской ГЭС. Это первый корпус статора для Богучанской ГЭС и второй корпус статора для Саяно-Шушенской ГЭС (первый был отгружен в апреле текущего года). Также в рамках контракта «Ижорские заводы» изготовят для гидроэлектростанций остовы для роторов, верхние крестовины и другое оборудование. Срок выполнения контракта январь 2011 года. 3

6 К О Р О Т К О Металлоконструкции для автодорог Запуск индустриальной турбины 32 МВт Крупнейшее на Северо-Западе России предприятие, специализирующееся на дорожно-транспортном строительстве, ЗАО «ПО Возрождение» подписало контракт с «Ижорскими заводами» на поставку мостовых металлоконструкций для строительства автодорог. Ижорские металлоконструкции будут использованы в строительстве третьей очереди Западного скоростного диаметра: от транспортной развязки на пересечении с Богатырским проспектом до транспортной развязки на пересечении с автодорогой Е-18 «Скандинавия». Мостовые металлоконструкции представляют собой тяжелые балки длинной от 9 до 12 метров и весом от 32 до 45 тонн каждая. Общий вес изготовленных металлоконструкций составит 1480 тонн. Срок выполнения контракта ноябрь 2010 года. Это не первый контракт Ижорских заводов с ЗАО «ПО Возрождение»: предприятие уже изготовило и отгрузило в текущем году металлоконструкции для дорожного строительства на объекте «Реконструкция дороги М-20 Санкт-Петербург Киев» в створе Волхонского шоссе. Меморандум В Киеве генеральный директор ОАО ОМЗ И. П.Сорочан и президент ГП НАЭК «Энергоатом» Ю. А.Недашковский подписали меморандум о сотрудничестве в производстве высокотехнологического оборудования энергетического машиностроения. Стороны договорились о сотрудничестве по основным направлениям развития атомной энергетики. В частности, по сервисному обслуживанию действующего оборудования АЭС, организации и сопровождению производства отдельных видов продукции в машиностроительных подразделениях ГП НАЭК «Энергоатом». 4 В Санкт-Петербурге на «Невском заводе» прошел торжественный запуск газовой турбины, изготовленной ЗАО «РЭП Холдинг» по технологии GE Oil & Gas. В мероприятии приняли участие представители крупнейших нефтегазовых и машиностроительных предприятий России. Участники имели возможность в режиме реального времени наблюдать за всеми этапами запуска турбины на специально построенной площадке «Полигон». В рамках программы была проведена также презентация ГПА-32 «Ладога». На церемонии торжественного запуска было, в частности, отмечено, что до сегодняшнего дня индустриальных турбин подобного класса такой мощности в России еще не выпускалось. Новая турбина предоставляет новые возможности для нефтегазовых и добывающих предприятий, обеспечивая снижение издержек и решение задач переоснащения газотранспортной системы. В том числе для ОАО «Газпром», являющегося одним из ключевых потребителей ЗАО «РЭП Холдинг». На сегодняшний день между предприятиями действует контракт на поставку 19 таких агрегатов. Два агрегата уже установлены на компрессорных станциях «Грязовецкая» и «Вавожская». Комментируя запуск турбины, президент ЗАО «РЭП Холдинг» Геннадий Локотков заявил: «Мы сделали работу, о которой давно мечтали. Мы шли к этому результату четыре года, два с половиной из которых осваивали всю проектную документацию, переводили и русифицировали материалы, осваивали технологию, готовили и обучали людей. И вот сегодня мы начали серийный выпуск первой российской индустриальной турбины мощностью 32 МВт. Этот этап открывает нам длинную дорогу для совершенствования и развития, насыщения продуктовой линейки». Газоперекачивающий агрегат ГПА-32 «Ладога», созданный на основе лицензионной турбины MS5002E, отличает высокий для российских агрегатов промышленного типа КПД (36%), низкий уровень выбросов и значительный ресурс работы. Для реализации данного проекта была проведена полная реконструкция производственных мощностей «Невского завода», входящего в состав «РЭП Холдинга», осуществлено переоснащение всех технологических процессов новейшим современным оборудованием, подготовлены и обучены специалисты, построен уникальный испытательный стенд.

7 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Контрольная сборка первого корпуса Нововоронежской АЭС-2 раторов, внутрикорпусного оборудования. Реакторная установка для НВАЭС-2 является головной установкой проекта АЭС-2006 и первым из 26 энергоблоков, строительство которых предусмотрено Федеральной целевой программой развития атомной энергетики. Проект АЭС-2006 разработан ОКБ «Гидропресс» в 2006 году. Создаваемый по нему реактор первый после почти двадцатилетнего перерыва в атомном машиностроении. Общий вес реактора составляет более 3500 тонн, диаметр корпуса 4,5 метра, длина 11,2 метра. Еще до контрольной сборки по завершении сварки корпуса реактора и компенсатора давления проведенный контроль качества сварных соединений показал, что все сварочные работы выполнены в полном соответствии с требованиями правил и норм изготовления оборудования для АЭС. Также еще летом этого года на «Ижорских заводах» были проведены гидроиспытания корпуса реактора, в ходе которых в корпусе реактора, в соответствии с «Программой и методикой гидравлических испытаний», было создано максимальное давление 24,5 МПа. Гидроиспытания показали прочность основного металла и сварных соединений. Резервуары в Сербию «Уралхиммаш» единственное российское предприятие, участвующее в проекте масштабной реконструкции нефтеперерабатывающего завода в сербском городе Панчево. «Уралхиммаш» подписал контракт с компанией Nafta Industrija Srbije (NIS, Сербия) на изготовление и поставку четырех шаровых резервуаров для этого НПЗ, каждый объемом 1000 кубометров с толщиной стенки 32 мм. Заказчик предъявляет очень жесткие требования к изготовлению оборудования: все аппараты должны соответствовать техническим требованиям Кода ASME и директиве по оборудованию под давлением PED 97/23/EC. Объем поставок оборудования для компании NIS по новому контракту составит более 1100 тонн. По условиям договора, завод поставляет заказчику элементы шаровых резервуаров в этом году, а сами резервуары в первом квартале будущего года. «Уралхиммаш» также проведет монтаж двух шаровых резервуаров, изготовленных другим поставщиком. «Ижорские заводы» на собственном стенде, имитирующем штатное место реактора на АЭС, успешно завершили контрольную сборку первого из двух корпусов реакторов для Нововоронежской АЭС-2. Контрольная сборка проводилась при участии приемочной комиссии, куда вошли представители ОКБ «Гидропресс», Нововоронежской АЭС-2, ФГУП ВО «Безопасность», ОАО «Атомэнергопроект», специалисты ОМЗ. Контракт на производство и поставку энергетического оборудования для Нововоронежской АЭС-2 был подписан в 2007 году. Данный контракт предполагает производство двух комплектов основного оборудования реакторной установки ВВЭР В частности, корпусов реакторов, корпусов парогене – В проект АЭС-2006 внесен ряд конструктивных усовершенствований, которые обеспечивают повышение безопасности, улучшение технико-экономических показателей и увеличивают срок службы энергоблока до 60 лет. Увеличение срока службы реактора диктует повышенные требования к материалам, в том числе к химическому составу стали. Контрольная сборка ключевой этап проверки качества изготовления реактора. ВРУ для НПЗ ОАО «Криогенмаш» изготавливает воздухоразделительную установку (ВРУ) для Хабаровского НПЗ, на котором в настоящее время реализуется комплексная программа модернизации. Немаловажно, что на площадку заказчика ВРУ поступает в максимальной заводской готовности: блочно-модульное исполнение оборудования позволяет значительно сократить сроки монтажа и ввода в эксплуатацию. Также для Хабаровского НПЗ на «Криогенмаше» создают две системы хранения жидких криопродуктов емкостью по 63 кубометра каждая. «Криогенмаш» выполнит изготовление оборудования и пусконаладочные работы. Завершение исполнения работ по контракту намечено на март 2011 года. 5

8 К О Р О Т К О Первый слиток «Ижорские заводы» запустили в производство длинноцикловое оборудование для энергетических установок 3-го и 4-го блоков второй очереди Тяньваньской АЭС: на предприятии произведена отливка первого слитка. Запуск в производство реакторного оборудования стал возможен после проведенного специалистами Цзянсуской ядерной энергетической корпорации (JNPC) аудита производственных мощностей и системы менеджмента качества «Ижорских заводов». Рамочный контракт между ЗАО «Атомстройэкспорт» и JNPC на сооружение второй очереди Тяньваньской АЭС был подписан 23 марта 2010 года. «Ижорские заводы» изготовят для китайской станции два корпуса реактора ВВЭР-1000 с внутрикорпусными устройствами и верхними блоками. Поставка оборудования должна быть завершена в 2014 году. «Ижорские заводы» участвовали в изготовлении основного оборудования первого контура для 1-го и 2-го блоков Тяньваньской АЭС, в том числе корпусов атомных реакторов. Построенная по усовершенствованному российскому проекту, Тяньваньская АЭС является самой современной среди действующих в КНР атомных станций. Емкости для Туапсинского НПЗ «Ижорские заводы» одержали победу в международном тендере на поставку крупнотоннажного нефтехимического оборудования для ООО «РН-Туапсинский НПЗ». В рамках контракта будет изготовлено шесть тяжеловесных емкостных аппаратов, предназначенных для глубокой переработки нефти и получения высококачественного топлива стандарта Евро-5. Общая масса поставляемого оборудования более 5 тыс. тонн. Туапсинский НПЗ в Краснодарском крае введен в эксплуатацию в 1929 году и является частью вертикально интегрированной структуры НК «Роснефть» с момента ее основания. Это наиболее выгодно расположенный НПЗ компании и единственный российский НПЗ на побережье Черного моря. Туапсинский НПЗ находится в непосредственной близости от принадлежащего «Роснефти» Туапсинского нефтеналивного терминала, что способствует поставке на экспорт около 90% продукции завода. В 2009 году объем переработки нефти на НПЗ составил 5,21 млн тонн (38,1 млн барр.). В настоящее время осуществляется проект реконструкции Туапсинского НПЗ, направленный на увеличение мощности до 12 млн тонн (88 млн барр.) нефти в год и увеличение глубины переработки нефти до 95%. Крупнотоннажное нефтехимическое оборудование, закупаемое по тендеру, необходимо для проведения этой модернизации. Проектирование и изготовление емкостных аппаратов будет осуществляться в соответствии с требованиями Кода ASME и российских нормативных документов для оборудования нефтехимического производства. Лицензиаром проекта является компания Chevron Lummus Global (США) одна из крупнейших мировых энергетических компаний. Разработка рабочей конструкторской и технологической документации будет выполнена специалистами «Ижорских заводов». Срок выполнения контракта второй квартал 2012 года. 6

9 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / «Нафтан» получил все реакторы «Ижорские заводы» завершили выполнение контракта на поставку нефтехимического реакторного оборудования для ОАО «Нафтан» (г. Новополоцк, Республика Беларусь). Всего предприятие изготовило и отгрузило шесть нефтехимических реакторов. Контракт на поставку оборудования был заключен в 2008 году по итогам победы в международном тендере. Все реакторы поставлены заказчику в срок, шестой из них отправлен в сентябре этого года. Технический проект реакторного оборудования разработан ОАО «ВНИИнефтемаш», лицензиарами выступили фирма Haldor Topsoe A/S (Дания) и международная корпорация Albemarle. Все реакторы изготовлены в соответствии с требованиями Кода ASME. Новополоцкий нефтеперерабатывающий завод ОАО «Нафтан» (входит в состав концерна «Белнефтехим») производит более 70 наименований топливно-масляной продукции, в том числе бензины и дизельное топливо стандарта «Евро-4» и «Евро-5». Поставленное Оборудование для Калининской АЭС «Ижорскими заводами» оборудование будет использоваться для модернизации и реконструкции ОАО «Нафтан» в рамках программы «Нафтан ». В соответствии с контрактом, «Ижорские заводы» изготовили и отгрузили для «Нафтана»: в 2009 году реактор гидроочистки R-1001 диаметром 1,7 метра, высотой 16,5 метра и весом 33 тонны; в 2010 году реактор гидроочистки бензина R-1002 диаметром 1,85 метра, высотой 30,5 метра и весом 70 тонн, 3 реактора гидроочистки дизельного топлива Р-201 диаметром 1,85 метра, высотой 38,7 метра и весом 270 тонн каждый и один реактор R-101-N диаметром 3,2 метра, высотой 39 метров и весом 230 тонн. «Ижорские заводы» отгрузили внутрикорпусные устройства (шахту, выгородку, блок защитных труб) и крышку верхнего блока реактора для строящегося 4-го энергоблока Калининской АЭС. Оборудование поставлено по заказу ОАО Нижегородская инжиниринговая компания «АТОМЭНЕРГОПРОЕКТ» (ОАО НИАЭП), являющегося держателем государственного контракта на строительство четвертого энергоблока Калининской атомной станции. После завершения процедуры входного контроля, «Ижорские заводы» выполнят контрольную сборку корпуса реактора с крышкой верхнего блока и внутрикорпусными устройствами. Контрольная сборка это сложная технологическая операция, длящаяся до 60 суток. Контрольная сборка является одним из заключительных этапов процесса изготовления оборудования реакторной установки энергоблока АЭС, который позволит проконтролировать качество выполненных работ, окончательно подогнать все элементы конструкции. По договоренности с за каз чиком, контрольная сборка будет произведена непосредственно на строящемся энергоблоке, что обеспечит дополнительный контроль качества уникальной операции. В настоящее время корпус установлен на штатное место. Четвертый энергоблок Калининской АЭС планируется ввести в промышленную эксплуатацию в 2011 году. Экологический проект в Колпино Для того, чтобы значительно улучшить экологические показатели производства, предприятие «ОМЗ Литейное производство» завершило техническое перевооружение газоочистных установок. Сооружение самих установок осуществляла фирма DANTHERM (Германия), которая выиграла тендер, предложив не только использование передовых технологий и современные фильтрующие материалы, но и лучшие по сравнению с другими участниками тендера конструктивные решения, повышающие надежность оборудования и простоту его обслуживания. Проект был выполнен с максимальным использованием существующих строительных конструкций и сооружений. Газоочистная установка (ГОУ) сухого типа предназначена для полного улавливания дымовых газов от трех электропечей (ДСП-12НЗ, ДСП-12 и ДСП-25) и очистки их от промышленной пыли. Загрязненный воздух от электросталеплавильных печей поступает в камеру неочищенного воздуха, откуда дымососами просасывается сквозь фильтры, при этом промышленная пыль оседает на фильтрах, а чистый воздух уходит в атмосферу. Фильтры периодически подвергаются чистке, в результате которой пыль стряхивается и оседает в пылесборнике, откуда вывозится автомобильным транспортом. Управление установкой осуществляется как с самой ГОУ, так и с ДСП-25. Проект также предполагает осуществление прямого контроля фирмой-разработчиком параметров работы ГОУ посредством соответствующего программного обеспечения. Это дает реальную возможность наиболее эффективного и корректного сервисного сопровождения работы новой газоочистной установки непосредственно на предприятии. 7

10 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Текст: Юрий Рыков, Юрий Черный, Владимир Фейгин Материал подготовлен в рамках совместного проекта по переработке нефти и газа и газо – и нефтехимии, осуществляемого Институтом современного развития и Институтом энергетики и финансов Отрасли требуется все больше оборудования Основные направления и тенденции развития технологий и оборудования нефтепереработки в России и мире В гг. произошли заметные технологические сдвиги в структуре мировой нефтеперерабатывающей промышленности. В этот период заметно ускорились темпы роста как процессов углубления переработки нефти, процессов гидрооблагораживания, так и процессов повышения качества автомобильных бензинов. Их темпы роста существенно превышают темпы роста объема переработки нефти. В настоящий момент на российском рынке оборудования для нефтепереработки наблюдается активное повышение спроса. Планируются варианты увеличения мощностей по углублению нефтепереработки и коренной модернизации большинства российских НПЗ. 8

11 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Основные факторы влияния Анализ показывает, что на изменение ситуации в нефтепереработке оказывают влияние прежде всего следующие основные факторы: сокращение разведанных запасов нефти и рост стоимости их извлечения, а также возможное ухудшение качества перерабатываемых нефтей; снижение темпов роста потребления нефти; рост глубины переработки нефти; усиление влияния экологических факторов на качество производимых нефтепродуктов; снижение содержания серы в вырабатываемых нефтепродуктах и в первую очередь в дизельном топливе и автомобильном бензине; увеличение доли высокооктановых бензинов в общем объеме производства бензинов; изменением степени использования существующих производственных мощностей по НПЗ: 1995 год 82,9%; 2000 год 83,4%; 2005 год 86,6%; 2009 год 84,8%. Источник: журнал «Oil&Gas». В период гг. суммарный объем вторичных процессов (каталитический крекинг, каталитический гидрокрекинг, термический крекинг или висбрекинг, ко ксование, гидрообессеривание, каталитический риформинг, алкилирование, изомеризация) возросл в целом по нефтеперерабатывающей промышленности мира с 91,3% в 1995 году до 97,0% в 2000 году, до 101,3% в 2005 году и 102,9% в 2009 году. Заметим, что получение высококачественных товарных нефтепродуктов требует наличия нескольких последовательных ступеней переработки. В связи с этим суммарный объем переработанного вторичными процессами сырья будет превышать объем первичной переработки нефти. Мощности процессов каталитического крекинга в период гг. имели среднегодовой темп роста 1,8%, каталитического риформинга 1,5%, каталитического гидрокрекинга 2,9%, гидроочистки 1,9%, изомеризации 2,2%. Необходимо также отметить, что наряду со строительством новых технологических процессов будет осуществляться модернизация действующих технологий. Это касается, в первую очередь, таких традиционных процессов, как каталитический крекинг в кипящем слое катализатора и каталитический риформинг. Возрастут также мощности процессов гидроочистки, осуществляемых по-разному в зависимости от поставленных задач; особенно активно будет осуществляться строительство установок гидрокрекинга наиболее эффективного процесса гидрооблагораживания, дающего наибольший выход дизельного и реактивного топлива с улучшенными экологическими характеристиками. В связи с возможным ухудшением качества исходной нефти возрастут также мощности процессов деасфальтизации и замедленного коксования. Наименование технологий 1995 г г г г. млн тонн % млн тонн % млн тонн % млн тонн % Процессы прямой перегонки нефти Темп роста, % 100,0 110,0 110,7 117,1 Атмосферная перегонка 3708,3 100,0 4078,0 100,0 4104,7 100,0 4343,6 100,0 Вакуумная перегонка 1234,5 33,3 1335,0 32, ,1 1445,2 33,3 Процессы углубления 1156,5 31,2 1300,5 34,7 1335,0 32, ,4 32,2 переработки нефти Темп роста, % 100,0 112,4 115,3 121,1 Каталитический крекинг 640,9 17,3 715,5 17,5 722,6 17,6 725,6 16,7 Гидрокрекинг 168,5 4,5 209,0 5,3 234,6 5,7 267,9 6,2 Термический крекинг и коксование 347,1 9,4 376,0 9,2 378,4 9,3 406,9 9,6 Процессы 1603,3 43,2 1834,6 45,0 2054,3 50,1 2241,0 51,6 гидрооблагораживания Темп роста, % 100,0 114,4 128,1 139,8 Каталитическая гидроочистка 1603,3 33,1 1836,4 34,5 2054,3 50,1 2241,0 51,6 Процессы повышения качества 627,0 16,9 668,6 17,3 764,0 18,6 831,2 19,1 автобензинов Темп роста, % 100,0 106,6 121,8 132,5 Каталитический риформинг 453,5 12,2 474,2 11,6 565,2 13,8 573,7 13,2 Алкилирование и полимеризация 80,3 2,2 87,6 2,1 90,4 2,2 104,6 2,5 Изомеризация и производство ароматики 93,2 2,5 107,1 2,6 108,4 2,7 152,9 3,6 Таблица 1. Динамика используемых мощностей технологических процессов Источник: журнал «Oil&Gas» 9

12 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Регионы 1995 г г г г. кол-во НПЗ % кол-во НПЗ % кол-во НПЗ % кол-во НПЗ АТР, , ,4 Западная Европа, , ,4 Восточная Европа и бывш. СССР 95 13, , , ,5 Ближний и Средний Восток 42 6,0 45 6,1 45 6,7 44 6,7 Африка 45 6,4 46 6,2 46 6,8 45 6,8 Северная Америка, , ,3 Юж. и Центр. Америка 74 10,5 70 9,3 67 9, ,0 Итого Источник: журнал «Oil&Gas» Таблица 2. Динамика региональной структуры численности нефтеперерабатывающих заводов мира на гг. % Рациональное количество НПЗ в современной мировой нефтепереработке Одним из факторов, характеризующих особенности функционирования мировой нефтепереработки в период гг. является рациональное количество используемых НПЗ (без мини-нпз). В таблице 2 приводится динамика изменения структуры количества НПЗ по регионам на гг гг. являются переломными в развитии нефтеперерабатывающего комплекса. За эти годы мощности нефтеперерабатывающих заводов мира выросли на 11,3% (прирост составил 430,5 млн тонн/год). Основная часть прироста мощностей пришлась на Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР). Число нефтеперерабатывающих заводов с 1995 г. по 2000 г. выросло с 705 до 743, в основном за счет новых НПЗ в регионе АТР. Но затем в регионе интенсификация в строительстве НПЗ сменилась экстенсификацией, наблюдаемой в течение всего периода гг. При этом начиная с 2000 г. число НПЗ в мировой нефтеперерабатывающей промышленности постоянно сокращалась. Одной из основных причин изменения тенденций в количестве используемых НПЗ после 2000 г. является проблема обеспеченности необходимыми объемами запасов нефти растущих потребностей в нефтепродуктах. В этой ситуации стабилизация и даже сокращение количества НПЗ, является экономически рациональной реакцией нефтеперерабатывающего комплекса. Учитывая, что до 2000 г. количество НПЗ возрастало, за период гг. эта тенденция изменилась резко, что выразилось в том, что количество действующих нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) в мире снизилось с 743 до 661. Однако мощности по переработке выросли за тот же период с 4090 до 4265 млн тонн, или на 175 млн Основные процессы нефтепереработки Прежде всего, поступающую на НПЗ нефть на электрообессоливающих установках (ЭЛОУ) очищают от механических примесей, подвергают удалению растворённых лёгких углеводородов (С1 С4) и обезвоживанию. Далее различают первичные и вторичные процессы переработки нефти. ПЕРВИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ переработки представляют собой ее физическое разделение на ряд фракций и не предполагают деструктивных изменений отдельных фракций нефти. Различают атмосферную перегонку (процесс перегонки нефти при атмосферном давлении с получением бензиновых, дизельных и керосиновых фракций, сырья для последующего получения ароматических углеводородов бензола, толуола и др., а также мазута) и вакуумную перегонку (процесс перегонки мазута под вакуумом с получением вакуумного газойля и гудрона). ВТОРИЧНАЯ ПЕРЕРАБОТКА нефти представлена тремя группами процессов: направленных на получение высокооктановых компонент бензина применяются каталитические процессы: риформинг, изомеризация и алкилирование; направленных на снижение содержания серы в светлых продуктах прямогонного и вторичного происхождения бензинов, дизельного топлива, авиакеросинов, а также для подготовки сырья каталитического крекинга (применяется гидроочистка в среде водорода под давлением до 50 атм.); направленных на углубление переработки нефти (для получения большего количества бензиновых и дизельных фракций путем термо-каталитической переработки мазута, вакуумного газойля и гудрона). Наиболее освоенным в нефтеперерабатывающей промышленности России процессом глубокой переработки нефти является каталитический крекинг. Используют также гидрокрекинг, а также термические процессы переработки гудрона коксование и висбрекинг (мягкая форма термического крекинга). 1 0

13 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / тонн. При этом ни по одному из регионов не произошло роста количества НПЗ. Вместе с тем в период гг. выросла средняя мощность одного НПЗ: теперь она составляет почти 6,6 млн тонн/год. Итак, в настоящий момент в мировой нефтепереработке наблюдаются следующие тенденции: умеренный рост объемов переработки нефти; стабилизация (и даже уменьшение) количества НПЗ; опережающий рост мощностей по вторичной переработке нефти; ускоренное развитие (рост объемов переработки нефти и глубины переработки) в странах АТР; умеренное развитие в странах Европы и Северной Америки; усиление фактора модернизации действующих процессов переработки нефти. Нефтепереработка в РФ, ее особенности и задачи Основные показатели функционирования нефтеперерабатывающей отрасли России за период гг. представлены в таблице 3. По информации ЦДУ ТЭК, основу нефтеперерабатывающей промышленности России составляют 27 крупнейших нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) разного профиля суммарной мощностью 252 млн тонн в год (по состоянию на ), в том числе 15 НПЗ топливного профиля, 5 топливно-масляного профиля. К основным предприятиям относятся шесть нефтехимических компаний (НХК) и 11 предприятий по производству синтетического каучука. Общая мощность по переработке нефти, включая дополнительно газоперерабатывающие заводы (ГПЗ) и мини НПЗ, составила в 2008 году 268 млн тонн в год. Среди крупнейших НПЗ средняя мощность одного завода составляет около 9,3 млн тонн/год, средний объем переработанной в 2008 году нефти 8,4 млн тонн. Средняя мощность одного Российского НПЗ при учете мини НПЗ составляет 3,3 млн тонн/год, средний объем переработки на одном НПЗ в 2008 году составил 2,9 млн тонн, максимальный 20,5 млн тонн. На российских заводах существующие схемы переработки позволяют получать автомобильные бензины с невысоким октановым числом, соответствующим ЕВРО – 1,2, что связано с текущей структурой потребления моторных топлив. Производство автомобильных бензинов марок ЕВРО-3,4, потребность в которых может существенно возрасти уже в ближайшие пять лет, для обеспечения необходимого качества требует дополнительного ввода установок каталитического крекинга, каталитического Наибольшее количество единиц оборудования сосредоточено сегодня в области гидроочистки и каталитического риформинга, прежде всего в диапазоне мощности до 2 млн тонн в год риформинга, гидроочистки, алкилирования и изомеризации. В целом по нефтеперерабатывающей промышленности глубина переработки нефти низкая, значительная доля производимого мазута экспортируется. Хотя схемы и источники инвестиций не определены, несомненно, что для повышения конкурентоспособности отечественной нефтепереработки необходимо поэтапное увеличение глубины переработки, по крайней мере, до 85%. Динамика показателей технологической структуры нефтеперера – Наименование показателей ед. изм г г г г г г. Добыча нефтяного сырья млн тонн Мощность по первичной млн тонн/год 345,1 311,3 273,8 266,0 271,9 268 переработке нефти Переработка нефтяного сырья млн тонн 297,7 182,3 173,3 188,5 218,8 236,9 Загрузка по первичной % 86,3 58,6 63,3 70,9 80,5 88,4 переработке нефтяного сырья Глубина переработки нефти % 65,3 63,1 70,0 69,3 71,2 71,4 Выход светлых нефтепродуктов % к переработке 48,3 50,0 52,0 53,5 55,2 55,4 Производство автомобильных млн тонн 40,9 28,1 27,1 29,3 34,3 35,7 бензинов % к переработке 13,7 15,4 15,6 15,5 15,7 15,1 Производство дизельного млн тонн 76,1 47,3 49,1 53,6 64,2 68,8 топлива % к переработке 25,6 26,0 28,3 28,4 29,3 29,0 Производство топочного мазута млн тонн 100,2 64,4 48,3 54,4 59,3 63,9 % к переработке 33,7 35,4 27,9 28,8 27,1 27,0 Таблица 3. Основные показатели нефтепереработки России, гг. Источники: ЦДУ ТЭК, ИнфоТЭК-КОНСАЛТ, ОАО ВНИПИНЕФТЬ 1 1

14 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Показатели 2000 г г. Первичная переработка нефти 100,00 100,00 Деструктивные углубляющие процессы всего: 8,2 11,4 каталитический крекинг 5,9 6,9 гидрокрекинг 0,4 2,6 замедленное коксование 1,9 1,9 Облагораживающие процессы всего: 38,1 47,2 каталитический риформинг 8,8 10,2 на производство бензина гидроочистка топлив 23,2 25,9 гидроочистка вакуумного газойля 2,4 3,5 алкилирование 0,1 0,2 изомеризация 0,5 1,5 висбрекинг гудрона 3,1 5,9 Прочие процессы всего: 10,6 11,2 каталитический риформинг 2,3 2,3 на производство ароматики производство смазочных масел 1,5 1,4 производство нефтебитума 3,7 3,8 производство серы 0,1 0,1 производство серной кислоты 0,2 0,2 ГФУ 2,8 3,4 Вторичные процессы всего: 59,0 70,0 Таблица 4. Динамика показателей технологической структуры нефтеперерабатывающей промышленности России, (%) батывающей промышленности России в целом по РФ за годы без мини-нпз приведены в таблице 4. По оценке Минэнерго, средний уровень износа оборудования на российских НПЗ сегодня достигает 80%, срок службы отдельных технологических установок в разы превысил допустимые пределы. Из 27 НПЗ, расположенных на территории России, шесть были пущены в эксплуатацию еще до войны, столько же построено до 1950 года и восемь введены в строй до 1960 года. Доля углубляющих процессов, увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего лишь 11,4% (по бензину и дизельному топливу) или 18,7% по сумме всех продуктов. Кроме того, на современных НПЗ суммарные мощности вторичных процессов значительно превышает мощность процесса прямой перегонки нефти. Такие НПЗ 1 2 Источник: ЦДУ ТЭК расположены преимущественно в США, где максимальный объем вторичных процессов по отношению к объему перерабатываемой нефти достигает 217%, а объем деструктивных процессов 113%. Как показано в таблице 4, доля вторичных процессов от объема перерабатываемой нефти в России достигала в 2000 г. 59%, а в 2008 г. 70%. Таким образом, технологическая структура нефтеперерабатывающей промышленности России не отвечает современным мировым требованиям глубокой переработки сырья. Так, по мощностям первичной переработки нефти Россия занимает третье место в мире после США и Китая, однако по доле вторичных и деструктивных процессов значительно отстает от ведущих стран мира. Рынок технологий, конкурентная среда, векторы развития На графике 1 представлены данные по количеству установок вторичной переработки в мире в зависимости от их мощности и используемой технологии переработки. Как видно из графика 1, наибольшее количество единиц оборудования сосредоточено в области гидроочистки и каталитического риформинга. При этом наибольшее количество комплексов лежит в диапазоне мощности до 2 млн тонн/год. Заметим, что количество установок гидроочистки значительно больше по сравнению с остальными видами вторичных процессов. Это связано с тем, что существующие стандарты качества наиболее жесткие по содержанию серы, как для бензиновых, так и для дизельных топлив. Как приведено в таблице 1, по состоянию на 2010 г. более 50% от объема переработки нефти составляют процессы гидроочистки (2241 млн тонн). Кроме того, гидроочистка широко используется Источник: журнал «Oil&Gas», 2010 График 1. Распределение количества нефтеперерабатывающих установок в мире по состоянию на начало 2010 г.

15 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Процесс Первичная и вакуумная перегонка нефти Технологии, определяющие современный уровень наименование фирма наименование технологии, фирма отсутствует Shell Global (г. Москва) Foster Wheeler Отечественные технологии ОАО «НИПИ-нефть» высокий ОАО «Ленгипронефтехим» уровень конкурентоспособности высокий Вторичные процессы облагораживания легких и среднедистиллятных фракций: Глубокая гидроочистка прямогонного сырья в смеси с вторичным отсутствует Axens UOP ОАО «ВНИИНП» (г. Москва) средний Каталитический риформинг: с непрерывной регенерацией Platforming CCR UOP отсутствует катализатора Octanising Axens со стационарным катализатором отсутствует UOP ОАО «НПП «Нефте – высокий Axens хим» (г. Краснодар) Каталитическая изомеризация легких фракций Сз, С6 (низкотемпературная) Глубокая гидроочистка смеси прямогонной дизельной фракции и легких газойлей термокаталитических процессов Алкилирование бутиленов изобутаном на твердых катализаторах Удаление ароматических углеводородов (бензола) из фракций бензиновых компонентов Селективная гидроочистка бензинов КК Hexorb Jsom Axens отсутствует Penex-Dig UOP Par-Jsom UOP Изомалк-2 ОАО «НПП «Нефтехимия» (г. Краснодар) высокий Unionfming MQD UOP ОАО «ВНИИНП» низкий (г. Москва) ULSD Haldor Topsoe отсутствует Alkylene UOP отсутствует Alky-Clean ABB Lummus Global Benfree Axens ОАО «ВНИИНП» (г. Москва) JSAL Primme-G+ UOP Axens ОАО «ВНИИНП» (г. Москва) Переработка тяжелого сырья: Каталитический крекинг Orthoflow Kellog Brown ОАО «ВНИИНП» вакуумного газойля Flexi-cracking Exxon Mobil Kellog (г. Москва) Brown Гидрокрекинг вакуумного газойля (в смеси с газойлями термокаталитических процессов) Каталитический крекинг остаточного сырья Гидрокрекинг остаточного сырья Коксование остаточного сырья высокий средний средний HyCycle Unicracking UOP отсутствует Axens R2R Stoun Webster отсутствует Flexi-cracking JJJR Exxon Mobil Kellog Brown отсутствует Chevron Research отсутствует ABB Lummus Global H-Oil Axens T-Star Axens SYDEC Foster Wheeler UOP ГУП «ИП НХП РБ» высокий ABB Lummus Global (г. Уфа) Таблица 5. Конкурентоспособность отечественных технологий переработки нефти Источник: ОАО ВНИПИНЕФТЬ 1 3

16 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и в качестве подготовительной ступени к процессу каталитического крекинга. Современный технологический уровень реализации процессов переработки определяется крупными компаниями, в первую очередь американскими и западноевропейскими. Зарубежные инжиниринговые компании вышли на российский рынок технологий с готовыми технологическими решениями (по степени разработанности технологий и наличием оборудования для конкретной технологии), что обеспечило им конкурентные преимущества перед российскими разработчиками технологий, предложения которых не носили комплексного характера и достаточно часто не соответствовали современным требованиям качества. В таблице 5 представлен материал по оценке конкурентоспособности используемых в настоящее время российских технологий переработки нефти в сравнении с закупаемыми за рубежом по различным направлениям применения. В соответствии с данными таблицы 5, наиболее перспективными представляются возможности экспорта оборудования для каталитического риформинга и процесса прямой перегонки, для которых имеются достаточно широкий рынок сбыта, конкурентоспособные отечественные технологии и возможности российского машиностроения. Высока вероятность появления после 2010 года на внутреннем рынке дефицита нефтепродуктов, в частности высококачественных автомобильных бензинов Российский рынок оборудования для нефтепереработки В настоящий момент на рынке оборудования для нефтепереработки в РФ возникает множество незаполненных ниш. Планируются варианты увеличения мощностей по углублению нефтепереработки, однако из-за недостатка средств их выполнение существенно тормозится. Прогнозы последних лет (Департамента стратегического развития нефтяной компании ЛУ – КОЙЛ, МАДИ и др.) показывают, что высока вероятность появления на внутреннем рынкестраны в период после 2010 года дефицита нефтепродуктов, в частно-сти, высококачественных автомобильных бензинов. По предварительной оценке экспертов, из общего количества ранее введенных технологических установок в российской нефтепереработке не более 27% обеспечивается российскими технологиями и комплектацией российским оборудованием. Эта ниша технологий практически заполнена зарубежными компаниями. На российский рынок активно продвинулись ведущие мировые лицензиары и инжиниринговые компании, обладающие значительным финансовым потенциалом, см. таблицу 6. С другой стороны, в «Энергетической стратегии РФ на период до 2030 г.» запланирован рост объемов переработки нефти. К 2015 г. он может достичь млн тонн/год, к 2020 г млн тонн/год и к 2030 г. до 311 млн тонн/год с одновременным увеличением глубины переработки до 79% в 2015 г., 82 83% к 2020 г. и до 89 90% в 2030 г. Объем произ – Завод, компания Состав вводимого КГПН Мощность, млн тонн/год Лицензиар Рязанский НПЗ, ТНК-ВР Легкий гидрокрекинг 2,95 ABB Lummus Global вакуумного газойля Каталитический крекинг 2,5 ABB Lummus Global Комбинированная установка сернокислотного алкилирования с блоком изомеризации n-бутана 0,36 алкилата 0,092 изобутана ExxonMobil ABB Lummus Global Ярославский НПЗ, ОАО «Славнефть» Пермский НПЗ, ОАО ЛУКОЙЛ Нижнекамский НПЗ, ОАО ТАИФ-НК Киришинефтеоргсинтез, ОАО «Сургутнефтегаз» Гидрокрекинг 2,14 UOP Services Limited Каталитический крекинг 1,3 Stone & Webster Гидрокрекинг «Т-СТАР» 3,5 ChevronTexaco Corp. Каталитический крекинг 0,88 ОАО «ВНИИНП» ОАО «ВНИПИнефть» Гидроочистка бензина 0,5 ОАО «ВНИИНП» ОАО «ВНИПИнефть» Вакуумная дистилляция 4,86 ABB Lummus Global Гидрокрекинг 2,93 Chevron Висбрекинг 1,92 Shell ABB Lummus Global Таблица 6. Состав новых комплексов глубокой переработки нефти (КГПН) на российских НПЗ Источник: журнал «Технологии ТЭК», август

17 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / водства моторных топлив (автомобильного бензина, дизельного топлива, авиакеросина) может увеличиться до млн тонн в 2015 г., до млн тонн к 2020 г. и до 188 млн тонн к 2030 г. Однако реальные источники ин вестиций не обозначены. Здесь интересно взглянуть на графическое изображение процента глубины переработки нефти, по данным таблицы 3 и данным на перспективу, представленным в предыдущем абзаце. Из графика 2 следует, что на ближайшую перспективу планировалось резкое увеличение глубины нефтепереработки, если бы владельцы нефтяных активов выделили соответствующие объемы инвестиций. График 2. Эволюция показателя глубины переработки нефти По данным Минэнерго РФ (материалы к выступлению министра Шматко С. И. на Правительственном часе Государственной Думы Российской Федерации г.), в перспективе до 2015 г. предполагается строительство новых мощностей по глубокой переработке нефти в таких масштабах: гидроочистка тыс. тонн, гидрокрекинг тыс. тонн, коксование тыс. тонн, каталитический риформинг тыс. тонн, висбрекинг тыс. тонн, изоме – Завод, компания ОАО «Татнефть» совместно с ОАО «ТАНЕКО» (прежнее ЗАО «Нижнекамский НПЗ») ООО «РН-Туапсинский НПЗ» ООО «РН-Комсомольский НПЗ» ОАО «Новокуйбышевский НПЗ» ОАО «Сызранский НПЗ» ОАО «Ачинский нефтеперерабатывающий завод Восточной нефтяной компании» (ОАО «АНПЗ ВНК») ОАО «Ангарская нефтехимическая компания» Строительство нового НПЗ в районе бухты Козьмино Приморского края Планируемый ввод базовых установок (стадия проектных работ или начального этапа строительства) Создание комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в г. Нижнекамск мощностью 7 млн тонн/год. Стоимость проекта 280 млрд руб. Планируется ввод установок: I очередь стабилизации нафты, гидроочистки нафты (а также керосина и дизельного топлива), висбрекинг гудрона, газофракционирование, производство ароматических углеводородов, гидрокрекинг тяжелых дистиллятов; II очередь замедленное коксование, газификация кокса с очисткой синтезгаза, гидроочистка тяжелого газойля коксования, каталитический крекинг, сернокислотное алкилирование; III очередь для производства продуктов нефтехимии. ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» Увеличение мощности с 5 до 12 млн тонн/год, ввод установок гидрокрекинга вакуумного газойля в смеси с тяжелым газойлем коксования, гидроочистки дизельного топлива, изомеризации и гидроочистки нафты, каталитического риформинга, выход светлых нефтепродуктов не менее 75% к 2015 г. Увеличение мощности с 7 до 8 млн тонн/год, проектирование комплекса гидрокрекинга, реконструкция установки каталитического риформинга, вторая очередь установки изомеризации. Проект комплекса каталитического риформинга и второй очереди комплекса изомеризации; комплекс гидрокрекинга и реконструкция установки замедленного коксования. Комплекс каталитического крекинга (FCC) и новая установка гидроочистки дизельного топлива. Установки замедленного коксования и гидрокрекинга, вторая очередь установки изомеризации, а также установки риформинга. Установки алкилирования и гидроочистки дизельного топлива. Предполагаются также установки гидроочистки бензина и каталитического крекинга. Мощность 20 млн тонн/год, глубина переработки 95%, предполагаемые к выпуску моторные топлива должны соответствовать нормам Евро-5, ориентировочная стоимость $7 млрд. Источник: годовые отчеты компаний, 2009 Таблица 7 (начало). Планы компаний ввода новых нефтеперерабатывающих комплексов 1 5

18 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Завод, компания ООО «ЛУКОЙЛ Волгограднефтепереработка» ООО «ЛУКОЙЛ Пермнефтеоргсинтез» ОАО «ЛУКОЙЛ Нижегороднефтеоргсинтез» Планируемый ввод базовых установок (стадия проектных работ или начального этапа строительства) ОАО «ЛУКОЙЛ» Установки замедленного коксования 1 млн тонн/год к 2011 г., гидроочистки дизельного топлива к 2012 г., каталитического крекинга к 2013 г. Комплекс каталитического крекинга к 2016 г. Комплекс глубокой переработки нефти, включающий установки каталитического крекинга, алкилирования и гидроочистки вакуумного газойля к 2011 г. ТНК-ВР Рязанская НПК ОАО «НГК «Славнефть» Ярославнефтеоргсинтез ризация тыс. тонн, каталитический крекинг тыс. тонн. Большой объем мощностей гидроочистки связан с необходимостью использования этой технологии для производства моторных топлив, по качеству соответствующих современным стандартам. В технологических схемах переработки нефти для обеспечения качества высокооктановых бензинов обязательно также должны присутствовать процессы изомеризации и алкилирования. Все это требует наличия производства оборудования в России, по экспертной оценке, в объемах не менее 75% от предполагаемой потребности. С другой стороны, многие нефтеперерабатывающие компании проводят мероприятия по модернизации и реконструкции своих предприятий, как в настоящий момент, так и на ближайшую перспективу. Это создает ярко выраженную потребность в оборудовании для нефтепереработки и характеризует рынок оборудования, см. таблицу 7. Три проекта из приведенных выше можно назвать стратегическими, это: строительство комплекса в г. Нижнекамск, расширение мощностей Туапсинского НПЗ и строительство нового НПЗ в районе бухты Козьмино. В какой степени эти проекты будут реализованы 1 6 Комплекс гидроочистки вакуумного газойля, 3 млн тонн/год; установка сернокислотного алкилирования, 0,36 млн тонн/год. Установки гидроочистки фракций бензина каталитического крекинга и дизельного топлива, установка изомеризации. ЗАО «Антипинский НПЗ» Увеличение мощности с 4,1 до 7 млн тонн/год, в г.: установки гидроочистки дизельного топлива, вакуумной перегонки мазута, замедленного коксования гудрона, риформинга, изомеризации, ГФУ. Источник: годовые отчеты компаний, 2009 Таблица 7 (продолжение). Планы компаний ввода новых нефтеперерабатывающих комплексов с использованием российского оборудования, во многом определит направления дальнейшего развития как нефтеперерабатывающих производств, так и нефтяного комплекса России в целом. Как видно из таблицы 7, перспективными рынками оборудования в РФ могут являться рынки крупного реакторного оборудования. Но также в РФ имеется значительное количество относительно небольших перерабатывающих предприятий. Поэтому перспективным рынком может быть и рынок оборудования средних масштабов. Эту ситуацию иллюстрирует следующий график 3. По мнению экспертов, РФ на сегодняшний день располагает эффективными аналогами по конкретным видам оборудования. Нефтеперерабатывающая промышленность в настоящее время на 90% может обходиться отечественным оборудованием («Нефть России», 2010, 9). В частности, российские реакторы (для всех основных процессов нефтепереработки от гидроочистки дизтоплива и керосина до гидрокрекинга и каталитического крекинга, включая коксование и ЭЛОУ АВТ) могут полностью вытеснить с нашего рынка зарубежные аналоги. В соответствии с экспертными оценками, около 40% рынка тяжелого оборудования по нефтегазопереработке уже занимают «Ижорские заводы» и «Уралхиммаш», График 3. Распределение НПЗ в РФ по объему переработки и суммарные объемы переработки в каждой категории

19 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Монтаж реактора «Ижорских заводов» на площадке заказчика Волгограднефтемаш занимает 34%, ЭМК Атоммаш 17%. На рынке среднего оборудования лидирует Группа ОМЗ 33%, Также можно упомянуть Пензхиммаш 15%, Салаватнефтемаш 14%, Петрозаводскмаш 11%. Стоит отметить, что машиностроительные предприятия, выпускающие оборудование для нефтепереработки, за последние несколько лет совершили значительный рывок вперед. На этом поле особенно выделяется Группа ОМЗ. Все активы группы, связанные с производством оборудования, прошли сертификацию в соответствии с кодами США («Уралхиммаш», «Криогенмаш», Глазовский завод, «Ижорские заводы» ранее). На «Ижорских заводах» реализованы три больших проекта: для компаний ЛУКОЙЛ, ТАНЕКО и Нафтан (республика Беларусь) по производству реакторов для технологий глубокой переработки нефти. Выигран тендер на поставку реакторов гидрокрекинга для Туапсинского НПЗ, модернизация которого, как уже отмечалось выше, является одним из ключевых проектов в РФ в области нефтепереработки. Впервые в России началось изготовление реакторов для гидрокрекинга весом более 1200 т. Заводы Группы ОМЗ способны производить широкую линейку продукции, так как обладают большими техническими возможностями. Это, в частности, обусловлено наличием в составе Группы ОМЗ собственной металлургии (возможность вертикальной производственной интеграции). Сложившийся комплекс машиностроения для нефтепереработки необходимо развивать, расширять рынок оборудования РФ и выходить на мировые рынки. Хотя на настоящий момент РФ проигрывает в технологиях и инжиниринге, но производственные мощности вполне конкурентоспособны, таким образом, для дальнейшего движения вперед необходимы совместные усилия нефтепереработчиков и машиностроителей. Следует обеспечить согласованность курсов развития нефтепереработки и машиностроения и создать более стабильные условия для производства оборудования, чтобы успешно проводить модернизацию и обновление оборудования, а также обеспечить подготовку квалифицированных кадров. Следует обеспечить согласованность курсов развития нефтепереработки и машиностроения и создать более стабильные условия для производства оборудования, чтобы успешно проводить модернизацию и обновление оборудования Этого можно достигнуть с помощью комплексного планирования производства и выхода на фактически серийный выпуск машиностроительной продукции. Такая задача вполне разрешима, необходимо лишь концентрированное желание руководителей компаний и перерабатывающих производств, а также поддержка государственных органов. 1 7

20 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Современный этап развития отечественной нефтепереработки проходит под знаком необходимости радикальных технологических перемен. Острая потребность в глубоком техперевооружении ведет к поиску наиболее подходящих производителей оборудования. Важно, что у российских машиностроителей есть адекватные по ценам, срокам и качеству предложения. О том, какими критериями руководствуются нефтепереработчики в этом поиске и насколько успешно складывается сотрудничество с российскими машиностроителями, «Объединенному машиностроению» рассказывает Валерий Ежов директор Туапсинского НПЗ, осуществляющего один из самых амбициозных в отрасли проектов реконструкции. Модернизация НПЗ до Евро-5 Валерий Ежов: «Укрепиться на рынке нефтехимического оборудования нашим машиностроителям помогут только три фактора: повышение качества продукции, повышение ее надежности и снижение цены» Валерий Викторович, какие, на ваш взгляд, главные задачи стоят сегодня перед российскими нефтепереработчиками? По большому счету, сегодня перед российской нефтеперерабатывающей промышленностью стоят две ключевые задачи. Первая переход на производство экологически более чистых топлив, а точнее последовательно на стандарты Евро-3. Евро-4, Евро-5. Вторая задача повышение глубины переработки нефти. Для решения этих задач практически на всех российских нефтеперерабатывающих заводах осуществляются проекты реконструкции где-то в большей, где-то в меньшей степени. Не исключение и Туапсинский нефтеперерабатывающий завод, который реализует сегодня достаточно уникальный проект: строительство нового Туапсинского НПЗ мощностью 12 млн тонн в год на площадке действующего Туапсинского НПЗ. Насколько велика российская доля в оборудовании, устанавливаемом (или намеченном к установке) в ходе реконструкции Туапсинского НПЗ? Поскольку Туапсинский НПЗ входит в государственную компанию «Роснефть», мы, помимо решения собственных задач, одновременно решаем и задачи государственные. А политика государства в максимальной степени использовать отечественное оборудование. Соответственно, и мы стараемся по большей части заказывать оборудование, выпущенное российскими 1 8

21 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / производителями. Я скажу так: мы в любом случае отдавали бы предпочтение российскому оборудованию, если бы оно было выше качеством. В реализуемом нами масштабном проекте строительства нового НПЗ примерно 60% закупаемого оборудования российского производства. Я не могу сказать, как обстоят дела на других НПЗ, но думаю, что там доля закупок российского оборудования близка к нашей, либо она чуть меньше, либо чуть больше. Бывает, что и больше? Бывает. Например, раньше я работал на Комсомольском нефтеперерабатывающем заводе, где доля российского оборудования доходила до 70%. Какие требования к новому оборудованию определяются уникальным положением Туапсинского НПЗ? Насколько отечественные машиностроители способны учитывать такую специфику? Специфическая особенность проекта реконструкции Туапсинского НПЗ состоит, прежде всего, в том, что строится завод с технологиями переработки такого уровня, какого в России не было и нет. В частности, новый завод должен работать 40 тыс. часов без остановки на ремонт. При этом в обычной практике российских НПЗ каждый год или раз в два года останавливать производство для проведения ремонта. Разумеется, это приводит к достаточно большим производственным потерям: фактически НПЗ работает одиннадцать месяцев в году. А Туапсинский НПЗ должен работать без остановки в течение четырех с половиной лет. Вторая особенность проекта: Туапсинский нефтеперерабатывающий завод расположен в прибрежной зоне Черного моря, поэтому важность надежности используемого оборудования чрезвычайно возрастает, в том числе по соображениям экологическим. Завод расположен практически в городской черте, вокруг курортная зона в сто километров, море, отдыхающие. К проведению Олимпийских игр готовятся. Готовы ли российские машиностроители учитывать такие особенности? Если отвечать коротко, то да, готовы. Я считаю, что в принципе российские машиностроители могут удовлетворять требования, которые предъявляют к оборудованию наши нефтепереработчики. Ведь вся та нефтепереработка, которая существует в России и странах СНГ, была построена на советском оборудовании. Мы стараемся покупать за рубежом только такое оборудование, которое не выпускается в России. В частности, это крупные компрессорные машины, контактные устройства ректификационных колонн, насосы. К сожалению, вынужден констатировать, что в России на сегодняшний день качественных насосов не делают. Понимаете, есть оборудование, в производстве которого российские предприятия существенно отстали. Так, например, часть трубы мы вынуждены покупать только за рубежом, потому что, допустим, толстостенная труба, которую выпускают в России, она, вопервых, низкого качества, а во-вторых, значительно дороже западных аналогов. Сегодня перед российской нефтеперерабатывающей промышленностью стоят две ключевые задачи. Первая переход на производство экологически более чистых топлив а точнее последовательно на стандарты Евро-3, Евро-4, Евро-5. Вторая задача повышение глубины переработки нефти. Для решения этих задач практически на всех российских НПЗ осуществляются проекты реконструкции. Туапсинский нефтеперерабатывающий завод Туапсинский НПЗ в Краснодарском крае является частью вертикально интегрированной структуры НК «Роснефть». Это единственный российский НПЗ на побережье Черного моря, а также наиболее выгодно расположенный и наиболее старый (в эксплуатации с 1929 года) НПЗ «Роснефти». Мощность завода составляет 5 млн т (36,6 млн барр.) нефти в год. Завод специализируется на выпуске моторного топлива, перерабатывая западносибирскую и южнороссийскую нефть. Туапсинский НПЗ находится в непосредственной близости от Туапсинского нефтеналивного терминала, что позволяет поставлять на экспорт около 90% продукции завода. В 2009 году объем переработки нефти на НПЗ составил 5,21 млн т (38,1 млн барр.), что соответствует уровню 2008 года. Производственные мощности предприятия были полностью загружены, а выпуск нефтепродуктов составил 5,09 млн т. Глубина переработки нефти в 2009 году составила 55,3%. Осуществляемый в настоящее время проект реконструкции Туапсинского НПЗ направлен на: увеличение мощности НПЗ до 12 млн т (88 млн барр.) нефти в год; увеличение глубины переработки нефти до 95%; выпуск продукции, соответствующей стандартам Евро-4 и Евро-5; оснащение технологических установок системами контроля и управления, отвечающими современным требованиям безопасности и охраны окружающей среды; возможность оперативного изменения объемов выпуска и качества нефтепродуктов в зависимости от потребностей рынка и сезонных колебаний спроса. 1 9

22 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Поскольку Туапсинский НПЗ входит в государственную компанию «Роснефть», мы, помимо решения собственных задач, одновременно решаем и задачи государственные. А политика государства в максимальной степени использовать отечественное оборудование. Соответственно, и мы стараемся по большей части заказывать оборудование, выпущенное российскими производителями. В общем, на мой взгляд, сегодня в российском нефтехимическом машиностроении есть примеры и хорошие, и не очень хорошие. Многое зависит от отношения к делу. От отношения к делу? Да, к сожалению, бывают случаи просто безответственного отношения и к своей работе, и, самое главное, к нуждам заказчика. Иногда мы встречаем у российских производителей такой подход: главное тендер выиграть, а потом уж как-нибудь. Бывает и откровенный брак. Мы при реконструкции завода с такими случаями встречались не один раз. И это при том, что мы стремимся выбирать наиболее сильных поставщиков, которых мы уже знаем. Мы предъявляем очень высокие требования к качеству поставляемого оборудования, и вынуждены были наладить стопроцентный входной контроль. У нас создана специальная компания, которая осуществляет приемку оборудования на заводах-изготовителях. Много брака? Бывает. И российские, и украинские заводы этим грешат. Ссылки на объективные финансовые трудности, на то, что кадры разбежались, кризис и так далее кому это интересно? Хотя должен сказать честно: с проблемами мы сталкиваемся, работая и с западными поставщиками. Зачастую получаем бракованную продукцию и от них. Так что, не нужно заниматься самоуничижением, что это у нас только так все плохо, а нужно стараться делать еще лучше то, что мы умеем делать. На ваш взгляд, что удается нашим машиностроителям? В какой номенклатуре у нас реально сильные позиции? У нас выпускают очень хорошее емкостное оборудование корпуса колонн, реакторов. Запорная арматура производится, в основном, приемлемого качества. Хорошего качества кабельная продукция. На высоком уровне делаем трубчатые печи. Нельзя не отметить, что по реакторам традиционно сильные позиции у «Ижорских заводов». По резервуарам хороший завод в Глазове «Глазовхиммаш», где оборудование выпускают быстро и высокого качества. Хорошее впечатление производят поставленные нам «Уралхиммашем» шаровые газовые резервуары объемом 2000 кубометров, их сборку у нас на НПЗ ведет специализированная компания «Уралэнергомонтаж». Оба предприятия входят в ОМЗ, и такое «родство» сказывается позитивно на конечном результате. Насколько актуально сегодня говорить об отечественной конструкторской школе оборудования для нефтепереработки? На самом деле, это болезненная тема. Очень много лет главные работы по конструкторским разработкам для отрасли выполнял НИИнефтемаш. Сегодня этот институт существует только на бумаге. Практически его уже нет. Если помните, в Перестройку приватизация проводилась по разным вариантам, с учетом стратегической важности предприятия для страны. Поскольку нефтяная и нефтеперерабатывающая отрасли всегда считались для страны стратегическими, они приватизировались по одной схеме. А НИИнефтемаш, который для них делал оборудование, приватизировался по схеме очень простой. В Москве у НИИнефтемаша было семь или восемь зданий, собственная экспериментальная база. В один прекрасный день на торгах кто-то все это выкупил и науку из зданий просто выбросили. 2 0

23 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Но ведь в стране выпускается и надежное оборудование, вы сами сказали. Да, выполняется конструкторская документация по тем видам оборудования, что я перечислял. Но это не новые разработки. Принципиально новыми проектами наше машиностроение, увы, сегодня не занимается. Не потому, что не хочет, а в силу объективных экономических обстоятельств. Хотя собственные разработки в этой области есть. Например, работы Лебедева, разработавшего очень много оригинальных ректификационных тарелок, при этом только незначительная их часть используется в отечественной промышленности. Он, между прочим, внук того самого профессора Лебедева, который за изобретение синтетического каучука получил «Победу» практически из рук Сталина, этот автомобиль до сих пор у него на даче стоит. Это только один пример. Есть и другие. С конструкторскими разработками нового, я считаю, мы отстали очень сильно. Возьмем, например, насосы, с которыми особая беда. Так, например, одно из российских предприятий (не буду называть) до сих пор пытается поставлять на рынок насосы, разработанные и запущенные в производство более 30 лет назад. Чем они сегодня отличаются от зарубежных моделей? Двумя основными характеристиками: низким КПД и низкой надежностью. Понимаете, ученый, конструктор они же должны расти, у кого-то чему-то учиться. А сегодня им в стране учиться уже не у кого: учителей нет. Это все должно откуда-то появиться, а это все очень непросто. Насколько позитивен опыт работы Туапсинского НПЗ на российском оборудовании? Нормальный опыт. Я вам скажу так: если обеспечивается нормальное взаимодействие заказчика с поставщиком оборудования, то, как правило, успех обеспечен. Просто должен быть очень жесткий взаимнотребовательный контроль. Заказчик обязательно должен бывать на всех промежуточных контрольных сборках, на всех важных этапах производства. То есть, он должен принимать оборудование вместе с изготовителем на самом заводе-изготовителе. Если этого не делать, то обязательно в итоге заказчик получит не то, что ему надо. Производитель мгновенно чувствует, когда заказчик не проявляет внимания, и тогда может поставить, что Бог на душу положит. И как вы тогда? Выход один. Поскольку от качества машиностроительной продукции напрямую зависит безопасность заводов и жизнь людей, нефтепереработчики вынуждены каждую единицу оборудования принимать индивидуально. Мы испытываем каждый подшипник, который приобретаем у завода. Ни один ГОСТ или СНиП этого не обусловливают. Более того: даже заводыизготовители не обязаны испытывать сто процентов производимых подшипников. А мы вынуждены это делать, потому что иначе сгоришь. То есть, буквально сгоришь? В прямом смысле! Основные крупные пожары в нефтепереработке начинались с развала подшипников, с последующим раскрытием торцового уплотнения и вытеканием горячего продукта наружу. А дальше все полыхало будь здоров. Так что. Опыт работы на российском оборудовании таков, что если из него отобрать все хорошее, то будет нормально надежно работать. С точки зрения заказчика, какие особенности российского оборудования для нефтепереработки сегодня для вас особенно привлекательны? Сильная позиция что в России оборудование достаточно дешевое, хотя в последнее время это уже перестало быть безусловным фактом. Еще одна сильная позиция что оборудование производится в более короткие сроки. Логистика по российскому оборудованию лучше, потому что, как правило, проще все-таки доставить наше, чем импортное. Там нужно дольше везти, плюс оформление, растаможка и т. д., со всеми возможными и неизбежными накладками. Что, на ваш взгляд, помогло бы российским машиностроителям укрепить свои позиции на рынке? Укрепиться на рынке нефтехимического оборудования нашим машиностроителям помогут только три фактора: повышение качества продукции, повышение ее надежности и снижение цены. А больше ничего. Каким вам видится завтрашний конкурентный российский рынок оборудования для нефтепереработки? Думаю, что в ближайшие годы существенных изменений не произойдет, и примерно такое соотношение в поставках, скорее всего, сохранится. Я имею в виду: 60% российское оборудование, остальное импорт. Российские производители будут также поставлять основное оборудование, которое, собственно, они и сегодня поставляют. При этом существенно вырастет сервисная составляющая. Сегодня все мировые производители готовы активно заниматься сервисным обслуживанием производимого ими оборудования. В России же еще вчера это было скорее не правилом, а исключением. Сейчас ситуация активно меняется в пользу сервиса. Например, в Туапсе мы строим новый НПЗ, на котором фактически не будет своих ремонт – 2 1

24 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и ных цехов. Все только по договорам сервисного обслуживания. То есть, нашим машиностроительным предприятиям надо вопросы сервиса в нефтепереработке, скажем так, подтягивать. В нефтедобыче с современным сервисом дела обстоят лучше. Недавно я был в гостях у своего брата, он работает на Нефтекамском заводе нефтяного оборудования директором по эксплуатации. Но он эксплуатирует не то оборудование, которое находится на заводе, а которое завод производит. То есть, покупатель платит за сам насос и тут же заключает договор его пожизненной эксплуатации на промыслах. Сколько этот насос будет работать, столько времени поставщик будет его эксплуатировать. Это совершенно иной принцип поставок оборудования, который на Западе уже давно действует, а у нас в стране только внедряется. Можно ли говорить об интеграции российского машиностроения в мировой рынок нефтепереработки? Я не готов ответить за весь внешний рынок, но, во всяком случае, в странах так называемого «ближнего зарубежья» и странах бывшего соцлагеря российского оборудования работает сегодня очень много. А это десятки нефтеперерабатывающих заводов, которые были построены на российском оборудовании, и расширяться они будут тоже на базе российского оборудования. Кроме того, мы традиционно строили и строим нефтеперерабатывающие заводы в странах «третьего мира». Там также используется достаточно большое количество российского оборудования. Это серьезные стартовые преимущества, которые можно и нужно использовать, активно развивая те технологии, где мы устойчиво сильны. А это, как я уже говорил, прежде всего реакторы, теплообменники, емкостное оборудование. А по той номенклатуре, где наши технологические позиции не столь уверены, можно, например, создавать совместные предприятия с передовыми производителями. Я считаю, что у Ижоры есть все потенциальные возможности для того, чтобы стать мирового уровня производителем тяжелых реакторов для нефтепереработки. Немаловажное преимущество в том, что у них есть своя металлургия, которая, как известно основа основ. Японские и итальянские конкуренты Ижоры своей металлургии не имеют, они заказывают отливки по кооперации. А это уже, извините, нарушение единого технологического процесса. То есть, наши машиностроительные предприятия имеют реальные шансы расширить свою рыночную нишу? Имеют. Те, кто своим делом занимаются и болеют за свои предприятия. У меня вообще глубокое убеждение, что предприятие живо до той поры, пока его руководители борются за него. Если пустить дела на самотек, любое хорошее производство очень скоро превратится в заштатное. Я уверен, что каждое из наших машиностроительных предприятий имеет все необходимые технологические возможности, чтобы жить и развиваться. Только надо разумно вести дела, укреплять структуры маркетинга и сбыта, которые у большинства все еще очень слабы. Доходит до того, что в рекламных буклетах предприятий ошибки в терминологии, в названиях оборудования и так далее. В общем, как у нас говорят, пока «люди сильно путают крекинг со смокингом», и развиваться сложно, и в тендерах участвовать. Еще один аспект имиджевый. Об этом тоже нельзя забывать. Значимость отечественного машиностроения, объективно, необходимо поднимать это вам любой нефтехимик скажет. Машиностроение очень сложная и трудоемкая отрасль с большим количеством занятых людей. А нефтепереработка процесс высокоавтоматизированный, с применением практически безлюдных технологий. Можно по заводу ходить часами и никого не встретить: люди просто сидят в операторных, наблюдают за технологическим процессом. В машиностроении труд, будем честными, более тяжелый. И надо, чтобы люди понимали это и ценили. На всех уровнях. Вы сказали про недавний тендер по реакторам, который выиграл российский производитель «Ижорские заводы». Можно немного подробнее об этом? 2 2

25 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Можно. «Ижорские заводы» победили в этом непростом тендере в тяжелой конкурентной борьбе с японскими и итальянскими компаниями. Мы заключили с победителем соответствующий контракт. Я надеюсь, что Ижора нас не подведет и в обозначенный двухлетний срок поставит нам шесть реакторов. Мы готовы и дальше сотрудничать с Объединенными машиностроительными заводами, у которых есть немало привлекательных для нас как для заказчиков особенностей. Каких именно? Начнем с того, что входящие в ОМЗ предприятия могут делать многое из того, что нам сегодня нужно. В частности, тяжелые металлоконструкции, корпуса колонн, теплообменники низкого давления и т. д. Надо сказать, что сегодня ОМЗ представляют собой достаточно уникальный по набору предприятий холдинг, куда входят в том числе собственные строительномонтажные организации. Я уже называл «Уралэнергомонтаж», с которым мы успешно работаем и пригласили их к участию в тендере на строительство установки гидрокрекинга. У них опытные монтажники, несколько сотен квалифицированных сварщиков, профессиональная работа которых оценена инспекциями Минатома. То есть, они готовы реально обеспечить высокое качество. При этом мы видим, что ОМЗ проводят серьезную работу по участию в тендерах, мы видим их серьезное отношение к делу и нас это устраивает. Очень надеемся и в глубине души верим, что эти подрядчики ни в чем нас не подведут, и что их знаменитый атомный опыт реально поможет им. Тем более, что они уже аналогичные по типоразмеру крупные реакторы недавно отгрузили для ТАНЕКО. Правда, наши реакторы больше по весу 1430 тонн каждый, с ними надо еще и обращаться правильно. Вообще я считаю, что у Ижоры есть все потенциальные возможности для того, чтобы стать мирового уровня производителем тяжелых реакторов для нефтепереработки. Немаловажное преимущество в том, что у них есть своя металлургия, которая, как известно основа основ. Японские и итальянские конкуренты Ижоры своей металлургии не имеют, они заказывают отливки по кооперации. А это уже, извините, нарушение единого технологического процесса, и, значит, в какой-то мере качество обусловлено еще одним производителем. В этом немалая сложность. Кроме того, я вижу, как за последние годы на Ижоре выстроена четкая управленческая иерархия, появилась новая техника, нарабатывается опыт. Я знаю, что по реакторам, выпущенным ижорцами для ТАНЕКО, от компании-лицензиара получены самые положительные отзывы: все соблюдено, все нормально. Если бы вас попросили сформулировать главную сегодняшнюю проблему нашего машиностроения? Основная проблема нашего машиностроения в том, что отрасль очень много потеряла в девяностые годы прошлого века. После этого шока многие предприятия так и не оправились. Сегодня очень важно, чтобы каждый производитель не метался, а развивал то, в чем он действительно силен. Ведь есть и ярко отрицательные примеры. Например, одно предприятие вдруг решило производить насосы, чем раньше оно не занималось. Взяли проект для другого оборудования, методом простого масштабирования разработали линейку насосов и стали выпускать. А они, эти насосы, работать не хотят категорически. Нарушена нормальная последовательность: конструирование опытный образец постановка на государственные испытания приемка доработка повторные испытания. И только после этого ведется речь о запуске (или не запуске!) в серийное производство. Они же все этапы перешагнули, с конструкторской документации перешли на серийное производство, а заказчики в результате оказались у них в заложниках. После того как насосы не захотели работать, специалисты с этого предприятия приехали и оказалось, что они с ними даже обращаться правильно не умеют. Было несколько случаев тяжелого травматизма от непонимания, как это все движется. Я это все говорю к тому, чтобы убедительнее прозвучала мысль: надо прежде всего работать в той области, где уже есть наработки, опыт, репутация. Беседовал Валерий Стольников 2 3

26 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Начиная с осветительного керосина Впервые нефтеперерабoтка в промышленном масштабе была осуществлена именно в России Текст: Дмитрий Кожевников, Анна Терехова Первые сведения о нефти появились почти пятнадцать веков назад, но примерно до середины позапрошлого века промышленного использования нефти человечество не знало. А в XIX веке с производства осветительного керосина все и началось. И началось именно в России. В этой связи совершенно уместно в разговоре о необходимой модернизации не забывать об объективной исторической истине: в деле промышленной нефтепереработки мы были первыми. Неверно и представление о том, что национальная нефтяная отрасль была изначально ориентирована прежде всего на экспорт сырой необработанной нефти. Это не так: даже в советское время по объему нефтеперерабoтки и выпуску нефтепродуктов СССР занимал второе место в мире. 2 4 В медицинских целях В России первое письменное упоминание о получении нефти относится к XVI веку. Это описанный путешественниками обычай местных племен, живших по берегам реки Ухта на севере Тимано-Печорского района, собирать нефть с поверхности реки и использовать в качестве лечебных масел и смазок. Нефть, собранная с реки Ухта, в 1597 году впервые была доставлена в Москву. Кстати, чуть позднее этого небезызвестный Марко Поло описывал, как жители в Баку использовали нефть в медицинских целях и для проведения богослужений. Кстати, в первом номере первой регулярной российской газеты «Ведомости», учрежденной в 1702 году по указу Петра Великого, была опубликована и статья о том, что на реке Сок в Поволжье обнаружена нефть. В 1745 Федор Прядунов получил разрешение начать добычу

27 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / нефти со дна реки Ухта. Прядунов также построил примитивный нефтеперегонный завод и поставлял с него некоторые нефтепродукты в Москву и Санкт-Петербург. Нефть также встречалась на Северном Кавказе: местные жители ведрами вычерпывали ее из небольших, метр-два глубиной, ям. От кустарных перегонок В XIX веке в России нефть была открыта только в районе Баку на Апшеронском полуострове и на Кавказе, и именно развитие этих двух районов положило начало российской нефтяной промышленности. Первые в России кустарные производства появились в 1823 году в Моздоке, где братья Дубинины открыли небольшой заводик для переработки нефти с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения, и в 1837 году в прикаспийском селе Балаханы (по проекту П. Воскобойникова). На этих заводиках в железных кубах осуществлялась перегонка нефти с целью получения осветительного керосина. В 60-х годах XIX века в районах Грозного и Баку были построены первые нефтеперегонные кубы для промышленного производства керосина. В конце 70-х годов того же века в Баку уже эксплуатировалось более 200 заводов, принадлежащих отдельным лицам и фирмам. В 1893 году в России под эгидой царского министра финансов был создан синдикат – Союз бакинских керосинозаводчиков, объединивший компании Нобелей, Ротшильдов и Манташева. Союз был призван сыграть роль российского аналога Стандард Ойл, но оказался непрочным и гораздо слабее американского собрата. В 1895 году Д. Рокфеллер предложил, учитывая сильную конкуренцию со стороны России, поделить мировой рынок продажи керосина, чтобы иметь 75% продажи, а остальное отдать российским компаниям, но сделка не состоялась из-за отказа российского правительства. И в дальнейшем руководство Стандард Ойл не смогло договориться с правительством Российской Империи. На рубеже XIX и XX веков на долю России приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Многие сегодняшние мировые гранды нефтяного бизнеса начинали с перевозок нефти, добываемой в России, в Западную Европу. Быстрый рост добычи нефти в стране сопровождался строительством различных заводов по переработке сырой нефти, открытием завода по производству масел в районе Ярославля в 1879 году и аналогичного производства в том же году в Нижнем Новгороде. В России первое упоминание о нефти относится к XVI веку. Это описанный путешественниками обычай местных племен, живших по берегам реки Ухта на севере Тимано-Печорского района, собирать нефть с поверхности реки и использовать в качестве лечебных масел и смазок Схема нефтеперегонного куба Дубининых Век двадцатый В целом время XX века, предшествовавшее революциям 1917 года, можно охарактеризовать как период спада в нефтеперерабатывающей промышленности России, хотя были и позитивные рыночные неожиданности. Так, например, очень выгодной становится продажа высококачественных бакинских смазочных масел, которые пользуются намного более устойчивым спросом в Европе, чем пенсильванские масла, поскольку пенсильванская нефть содержала меньше масляных фракций, чем бакинская, и была хуже по качеству для производства масел. Однако постепенно сходящий на нет экспорт керосина очень негативно сказывается на самочувствии молодой отрасли. В 1911 году компания братьев Нобелей вынудила фирму Ротшильдов уйти из российского нефтяного бизнеса в результате искусственного снижения цен на нефть и нефтепродукты, то есть, используя те же приемы, что и Стандард Ойл в США. Практически в том же году компания Роял Датч Шелл вступает вместо Ротшильдов в российское нефтяное дело. К этому времени компания Шелл была очень сильным конкурентом американским нефтяным фирмам даже в США, а не только в Европе. С созданием двигателя внутреннего сгорания началась новая эра применения светлых нефтепродук – 2 5

28 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Переработка нефти с самого начала вдохновляла на творчество тов в промышленности. Кроме того, компания Нобель нашла эффективное применение тяжелых фракций нефти в качестве дешевого топлива в паровых котлах после изобретения распылительной форсунки для сжигания мазута. Это позволило резко увеличить прибыльность нефтяного бизнеса. Однако в России на тот момент господствовали неэкономические факторы. Первая Мировая и последовавшая за ней Гражданская война гг. основательно разрушили нефтяное хозяйство и нефтеперерабатывающие производства, что надолго исключило Россию из числа ведущих нефтяных держав мира. И это в то время, когда в мире технологии переработки нефти активно развивались. Образование в США треста «Стандард Ойл» дало большие преимущества нефтяной промышленности США. Благодаря этому, были закрыты многие небольшие и не очень эффективные нефтеперегонные заводы, вместо них выросли крупные НПЗ с новейшими на тот момент технологиями переработки. Это позволило резко увеличить количество керосина, получаемого из нефти, и снизить цены. Кстати, в начале XX века в мировой нефтеперерабатывающей промышленности наступили большие перемены. В США и Европе осветительный керосин стал широко заменяться на более дешевые газ и электричество. Зато началось бурное развитие автомобильной промышленности, и авто с бензиновыми двигателями внутреннего сгорания во многом стали диктовать потребность получения других Первые в России кустарные нефтеперегонные производства появились в 1823 году в Моздоке, где братья Дубинины открыли небольшой заводик для переработки нефти с близлежащего Вознесенского нефтяного месторождения нефтепродуктов. С нескольких тысяч автомашин в 1900 году мировое производство поднялось до полутора миллионов в 1914 году. И если в конце XIX века бензин рассматривался как побочный и ненужный продукт при переработке нефти, то к началу Первой Мировой войны он уже оценивался как важное топливо, необходимое для автотранспорта. С 1899 по 1914 гг. доля продажи керосина в общем объеме нефтепродуктов снизилась с 58 до 25%. Век керосина кончился. И это требовало создания нового нефтеперерабатывающего оборудования. Первая Мировая война не только перекроила карту Европы, но и привела к высокой государственной централизации нефтяного бизнеса как в США, так и в России. В США во время войны существовал Национальный военный нефтяной комитет, занимавшийся распределением нефтепродуктов. В России распределением нефтепродуктов тоже занимались правительственные органы. Российский вклад в основы технологий переработки Когда нефть на заре ее использования применялась в медицинских целях, то переработка ее сводилась к различным (их были десятки) способам снижения неприятного запаха. Но уже для целей осветительных нужны были более серьезные подходы. Что примечательно: впервые нефтеперерабoтка в промышленном масштабе была осуществлена именно в России в 1745 году на ухтинском заводике Федора Прядунова, о котором мы уже упоминали. Технологически процесс перегонки очень напоминал известный ныне самогонный аппарат. В XVIII XIX веках в России и других странах действовали отдельные примитивные НПЗ (самогонного типа), на которых получали преимущественно осветительный керосин и смазочные масла. Большой вклад в развитие технологий нефтеперерабoтки внесли как раз российские ученые и инженеры. 2 6

29 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / На рубеже XIX и XX веков на долю Российской Империи приходилось более 30% мировой нефтедобычи. Многие сегодняшние мировые гранды нефтяного бизнеса начинали с перевозок нефти, добываемой в России, в Западную Европу Например, великий химик Д. И.Менделеев, детально изучив техническую сторону и экономические целесообразности разных подходов, аргументировано предложил строить нефтеперегонные заводы именно в местах концентрир о в а н н о го п о т р е б л е н и я нефтепродуктов. Русский инженер А. А.Летний разработал основы крекинга и пиролиза нефти. Под его руководством были запроектированы и построены несколько нефтеперерабатывающих предприятий. Еще один наш соотечественник К. В.Харичков предложил способ переработки высокопара-финистых мазутов для последующего использования их в качестве котельного топлива. Л. Г.Гурвич разработал основы очистки нефтепродуктов. В. Г.Шухов изобрел форсунку для сжигания жидкого топлива, что позволило применять не находивший квалифицированных источников потребления мазут как топливо для паровых котлов. Он же в паре с С. П.Гавриловым запатентовали трубчатую нефтеперегонную установку непрерывного действия, принципы которой используются в работе современных установок первичной переработки нефти. В 1895 году Д. Рокфеллер предложил поделить мировой рынок продажи керосина, чтобы иметь 75% продажи, а остальное отдать российским компаниям, но сделка не состоялась из-за отказа российского правительства Отечественные НПЗ: история с географией Следует оспорить расхожее заблуждение о том, что национальная нефтяная отрасль была изначально ориентирована прежде всего на экспорт сырой необработанной нефти. Это не так. По объему нефтеперерабoтки и выпуску нефтепродуктов Советский Союз занимал второе место в мире, превосходя Великобританию, Италию, Францию и Германию вместе взятые. По средней мощности НПЗ мы намного опережали все развитые страны. И назвать СССР отстающим по глубине переработки нефти тоже было нельзя. Технологический «отрыв» Запада объясняется прежде всего тем, что у нас в последние десятилетия прошлого века недостаточно внимания уделялось новым разработкам. Кроме того, провести реконструкцию столь мощного и широко разбросанного по стране комплекса весьма непросто и по объективным причинам. Большинство из работающих сегодня нефтеперерабатывающих заводов России (16 из 27) были запущены в сороковые-шестидесятые, что совпало с активным нарастанием добычи нефти в стране и освоением сибирских и северных нефтегазовых месторождений. За годы в СССР было построено только семь новых НПЗ, из них шесть вне территории современной России: в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре. Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована переработка нефти в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства. При выборе площадок для размещения НПЗ часто руководствовались фактором сокращения общих затрат на транспортировку нефти, в связи с чем ряд НПЗ был построен в районах добычи нефти, что, безусловно, создает дополнительные сложности при поставках крупногабаритного оборудования. Однако безусловность поставленной государством задачи по переходу на новые стандарты нефтепродуктов говорит только об одном: модернизация НПЗ будет произведена. Если сегодня глубина переработки нефти на российских НПЗ составляет от 55% до 80% (лидерами по качеству выступают Омский НПЗ, «Волгограднефтепеработка», «Пермнефтеоргсинтез»), то после проведения модернизации, о которой много и достаточно подробно рассказывается в этом номере «Объединенного машиностроения», глубина переработки нефти достигнет 85 95%. И российская нефтеперерабатывающая отрасль тогда снова станет в число мировых грандов как по объемам, так и по качественным показателям продукции. И это будет историческим возвращением России на уже знакомую позицию лидера. 2 7

30 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и В современной России нефтепереработка изменила вектор развития отрасли и теперь на первый план выходят такие критерии, как глубина переработки, качество выпускаемой продукции, в связи с введением топливного регламента на все виды моторного топлива, выпуск новых продуктов, востребованных в мире, строительство современных экспортно-ориентированных комплексов. Все вышеперечисленные тенденции дают мощный толчок к развитию не только нефтеперерабатывающим заводам, но и отечественным машиностроительным предприятиям, так как большая часть технологического оборудования установок нефтеперерабатывающих комплексов может производиться именно на российских предприятиях. О современном отечественном оборудовании, которое сегодня используется в нефтепереработке, мы беседуем с Игорем Сорочаном, генеральным директором крупнейшего машиностроительного холдинга России ОАО ОМЗ. Отечественные машиностроители готовы соответствовать Игорь Сорочан: «Предприятия Группы ОМЗ способны обеспечить растущие потребности нефтеперерабатывающих предприятий» Игорь Павлович, предприятия ОМЗ имеют немалый опыт по поставкам оборудования для нефтепереработки? Да, это действительно так. В активе наших предприятий поставки эксклюзивного оборудования для ОАО «Лукойл-Пермьнефтеоргсинтез», ОАО «Рязанский НПЗ», для ОАО «Сургутнефтегаз». В 2010 году ОМЗ поставили оборудование для компании ОАО «Лукойл Нижегороднефтеоргсинтез». Особо хочу отметить изготовление реакторов гидрокрекинга для ОАО «ТАНЕКО». В мире аппаратов с такими уникальными характеристиками сделано немного. Только вдумайтесь в цифры: вес более 1200 тонн, высота 35,7 м и внутренний диаметр 4,6 м с толщиной стенки 290 мм из Cr-Mo-V стали, сделано по базовому проекту Chevron. 2 8

31 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Исходя из вышесказанного и посмотрев список референций, который насчитывает более 250 позиций поставленных аппаратов, становится понятно, что группа предприятий ОМЗ обладает всеми компетенциями и способно изготавливать всю номенклатуру оборудования для нефтеперерабатывающих предприятий, за исключением лицензионного оборудования, право на поставку которого оставляет за собой лицензиар. Обычно это внутрикорпусные устройства, катализаторные пакеты, специфические теплообменные аппараты и т. д. Все компетенции поделены между предприятиями Группы. Например, ООО «Глазовский завод «Химмаш» может поставлять очень широкий спектр емкостного, теплообменного, колонного и реакторного оборудования, весом до тонн, а кроме того металлоконструкции (в том числе для вертикальных резервуаров объемом от 1000 кубометров до кубометров). ОАО «Уралхиммаш» способно изготавливать аппараты, работающие под высоким давлением и температурой в агрессивной среде. Основная номенклатурная группа, которая изготавливается на предприятии это реакторы, колонные аппараты, сосуды, работающие под давлением, адсорберы, сепараторы, теплообменники, кокосовые камеры и т. д. с максимальным весом до 450 тонн, а также шаровые резервуары для хранения под давлением продуктов переработки сырья от 600 кубометров до 5000 кубометров. И, конечно, уникальный комплекс ОАО «Ижорские заводы». На одной площадке объединены два уникальных и современных производства: сварочносборочное и металлургическое производство, в состав которого входит печь ДСП 120 (запущена в 2009 году). На этом современном оборудовании изготавливаются уникальные поковки из специальных сталей для нефтехимических сосудов по самым строгим требованиям мировых лицензиаров. «Ижорские заводы» обладают уникальными компетенциями по производству сверхтяжелых реакторов до полутора тысяч тонн. Такие, как реакторы для гидрокрекинга, гидроочистки, сепараторы высокого давления и так далее. Таких предприятий, как «Ижорские заводы», в мире не больше семи. Еще одно предприятие ОАО «Криогенмаш», которое является крупнейшей компанией в России по производству технологий и оборудования для разделения воздуха, водородных и гелиевых производств и разработке комплексных решений по СПГ. На оборудовании, изготовленном «Криогенмашем», выпускается около 90% годового объема производства технических газов в России. На сегодняшний день «Криогенмаш» обеспечивает полный цикл работ по созданию и модернизации воздухоразделительных производств. Особенно важно отметить, что все производственные предприятия Группы ОМЗ прошли и сертификацию по стандартам РФ, и стандартизацию по кодам ASME. Правильно ли понимать, что ОМЗ, таким образом, готовы представить почти всю продуктовую линейку по оборудованию для нефтепереработки? Действительно, на предприятиях Группы ОМЗ возможно изготовить очень широкую гамму технологического оборудования для нефтеперерабатывающих производств. Мы стремимся к тому, чтобы в данной работе максимально были задействованы все предприятия, входящие в Группу, в том числе и наши инжиниринговые активы ОАО «Гипрокислород» и «Хетенг Инжиниринг» (Чехия). При этом предоставив заказчику комплекс услуг от проектирования до монтажа оборудования. При комплектной поставке оборудования мы сможем предлагать заказчику более выгодные ценовые условия. В России есть аналогичные по широте возможностей машиностроительные холдинги? Если говорить объективно, то в России холдингов, которые так же широко закрывали бы потребности нефтеперерабатывающих заводов, как ОМЗ, нет. И это при том, что в структуре бизнеса ОМЗ данное направление занимает пока небольшую долю. Но мы активно занимаемся вопросом расширения данного направления. Сегодня российским НПЗ, как никогда, особенно нужно новое современное оборудование для перевооружения, и мы прилагаем максимум усилий для обеспечения потребностей предприятий нефтепереработки и нефтехимии. Особенно нужно? Это я очень мягко выражаюсь. В феврале 2008 года правительством РФ утвержден технический регламент, по которому НПЗ РФ к 31 декабря 2014 года должны ОМЗ обладают всеми компетенциями и способно изготавливать всю номенклатуру оборудования для нефтеперерабатывающих предприятий, за исключением лицензионного оборудования, право на поставку которого оставляет за собой лицензиар. выпускать моторное топливо стандарта Евро-4, в дальнейшем с переходом на стандарт Евро-5. Естественно, для соответствия выпускаемой продукции требованиям технического регламента, российским НПЗ необходима скорейшая модернизация и строительство новых современных установок. Переход от нынешнего стандарта Евро-2 к стандарту Евро-5 будет постепенным: в 2012 году на Евро-3, в 2013 году на Евро-4, но без модернизации сделать это невозможно. Реализуя принятые правительством РФ решения, практически все нефтеперерабатывающие предприятия объявили о своих планах по техперевооружению. Какие виды оборудования сегодня наиболее востребованы российскими НПЗ? Сегодня НПЗ строят установки, которые увеличивают объем переработки, повышают качество нефтепро – 2 9

32 Г л а в н а я т е м а: О б о р у д о в а н и е д л я н е ф т е п е р е р а б о т к и Доставка двух реакторов гидрокрекинга для ТАНЕКО дуктов и глубину переработку нефти. Для установок, увеличивающих объем переработки нефтепродуктов, это колонное оборудование, теплообменное и емкостное оборудование. Для установок, повышающих качество товарного продукта, это реакторы гидроочистки, реформинга, изомеризации, а также сепараторы высокого давления, адсорберы, теплообменное и емкостное оборудование и т. д. Для установок, повышающих глубину переработки нефти, это, в первую очередь реакторы гидрокрекинга и другое емкостное, теплообменное и колонное оборудование. Все перечисленные установки являются основными в реализации программ модернизации НПЗ. Большинство проектов реализуется в ОАО НК «Роснефть», Предприятия Группы ОМЗ приобрели совершенно новые компетенции в рамках создания уникального высокотехнологичного оборудования, и в настоящее время предприятия Группы являются конкурентами крупнейших мировых компаний в части производства оборудования для нефтеперерабатывающих предприятий. ОАО «ТНК-ВР», ОАО «Татнефть» ОАО «Газпром нефть», ОАО «Лукойл». ОМЗ участвуют в этих проектах? По комплексу гидрокрекинга для ТАНЕКО мы уже завершили поставку основного технологического оборудования двух реакторов гидрокрекинга весом более 1200 тонн каждый из хром-молибден-ванадиевой стали. Также в рамках реализация данного проекта поставлен большой объем колонного, емкостного, реакторного оборудования. Не так давно мы выиграли тендер на шесть ректоров гидрокрекинга для Туапсинского НПЗ («Роснефть»), подписан контракт на поставку реакторов гидрофинишинга для Новокуйбышевского завода ОАО «Ижорские заводы» в 1996 году по базовому проекту ABB Lummus Global впервые в России изготовили и поставили в адрес ОАО «Лукойл» (г. Пермь) реактор гидрокрекинга 10 ДС-101 массой 843 тонны, с рабочим давлением 12,4 МПа на установку T-STAR. Применение данного оборудования позволило ОАО «Лукойл» выпускать дизельное топливо стандарта Евро-4. Впервые в России на «Ижорских заводах» были изготовлены реакторы гидроочистки вакуумного газойля по американским стандартам качества ASME (U2) на ОАО «Рязанский НПЗ» по базовому проекту Chevron Texaco. В 2007 году ОАО ОМЗ выполнило строительство парка хранения, состоящего из 24 шаровых резервуаров объемом 600 кубометров каждый для ОАО «Сургутнефтегаз» на условиях «под ключ». В 2010 году ОАО ОМЗ поставило для компании ОАО «Лукойл Нижегороднефтеоргсинтез»» (г. Нижний Новгород) два уникальных реактора гидроочистки весом 720 тонн каждый и внутренним диаметром 5,5 м. В 2010 году поставка двух реакторов гидрокрекинга для ОАО «ТАНЕКО» весом более 1200 тонн и высотой по 35,7 м каждый. Изготовление коксовой камеры (производитель «Уралхиммаш») из двухслойной стали углеродистой и нержавеющей требует особой технологии сварочных работ 3 0

33 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / масел и присадок, будем участвовать в тендерах по Ачинскому, Комсомольскому и Ангарскому НПЗ. Подписан контракт на поставку реактора гидроочистки средних дистиллятов с ТАИФ-НК, а также целый ряд других контрактов в рамках данной программы. А что касается работ для Туапсинского НПЗ? Для Туапсинского НПЗ по условиям контракта ОМЗ произведет и поставит шесть сверхтяжелых реакторов, производство которых запущено на Ижорских заводах. Поставка реакторов в адрес заказчика должна быть осуществлена к середине 2012 года. Кто были вашими соперниками по данному тендеру? Соперниками по тендеру были хорошо известные в мире компании-производители две компании из Италии (Nouvo Pignone и Belleli) и две из Японии. (JSW, Kobe Steel). Cегодня для мировых производителей рынок России динамично развивающийся и перспективный, поскольку предполагаются большие закупки, о причинах которых я уже говорил. Поэтому иностранные производители готовы идти на серьезный демпинг, чтобы войти на российский рынок. В чем основные конкурентные преимущества предложений российских машиностроителей в принципе и ОМЗ конкретно? Наше конкурентное преимущество в первую очередь связано с возможностью комплексного удовлетворения потребностей заказчика, начиная от проектирования, изготовления, поставки оборудования и заканчивая монтажом и послепродажным обслуживанием. Стратегическое партнерство с одним из крупнейших банков РФ Газпромбанка позволяет применять различные схемы кредитования, лизинга, факторинга при реализации проектов, а также обеспечивать опережающий запуск производства с целью сокращения сроков поставки высокотехнологичного оборудования. И, наконец, важное преимущество это замкнутый цикл производства. Начиная от получения стальных заготовок из специальных сталей, до отгрузки конечного продукта из собственного порта на Неве. Отрадно отметить тот факт, что за последние два года предприятия Группы ОМЗ приобрели совершенно новые компетенции в рамках создания уникального высокотехнологичного оборудования. И в настоящее время редприятия являются конкурентами крупнейших мировых компаний в части производства оборудования для нефтеперерабатывающих предприятий. На какую долю российского рынка оборудования для нефтепереработки может претендовать ОМЗ? По уникальным реакторам, думаю не менее 50%, по колонному оборудованию не менее 25%. И я уверен, что доля ОМЗ на рынке оборудования для нефтепереработки будет расти. На чем основана ваша уверенность? Уверенность основана на объективных достоинствах и преимуществах Группы ОМЗ. При этом мы активно развиваемся, реализуя масштабную инвестиционную программу, направленную на модернизацию и перевооружение производств, создаем новые рабочие места, а также совершенствуем инженерно-техническую базу и системы управления предприятиями. Беседовал Валерий Стольников Отгрузка реактора гидроочистки вакуумного газойля для Кстовского НПЗ по заказу ООО «Лукойл-Нижегороднефте оргсинтез», 2009 год, масса сосуда более 800 тонн Изготовление реактора гидроочистки для нефте перера ба тывающего комплекса ОАО «ТАНЕКО» (г. Нижнекамск) в цехах ОАО «Ижорские заводы», масса изделия более 1200 тонн 3 1

34 К р у п н ы й п л а н Геннадий Локотков: «Эта турбина не только беспрецедентный российский продукт, но и новое инновационное технологическое слово в мировом энергетическом машиностроении» Недаром «Ладога» родная В мае этого года на специальном совещании в штаб-квартире «Газпрома» было особо отмечено значение газоперекачивающих агрегатов ГПА-32 «Ладога» для реконструкции существующих и создания новых компрессорных станций на газопроводах (в том числе, в рамках стратегического проекта «Северный поток»). Создатель этих ГПА «РЭП Холдинг» является сегодня безусловным национальным лидером в сегменте индустриальных газовых турбин. Холдинг активно развивает инновационные российские компетенции в этой области, благодаря чему его продукция заслуженно востребована на рынке. Достаточно привести один факт: в июне 2009 года ОАО «Газпром» подписало с ЗАО «РЭП Холдинг» контракт на поставку 19 газоперекачивающих агрегатов. При этом «РЭП Холдинг», развивая техническую идеологию «Ладоги», в настоящее время создает уникальный инновационный российский проект ГПА-32 «Ладога-РП», которая является новым словом в мировом энергомашиностроени. Обо всем этом «Объединенному машиностроению» рассказывает президент «РЭП Холдинга» Геннадий Локотков. Геннадий Иванович, правильно ли понимать, что ГПА-32 «Ладога-РП» беспрецедентный инновационный продукт российского энергомашиностроения? На самом деле эта турбина не только беспрецедентный российский продукт, но и новое инновационное технологическое слово в мировом энергетическом машиностроении. В мире такой техники практически нет. Аналогичная по параметрам турбина работает в Голландии и показывает замечательные результаты по производительности и эффективности, но это только аналог. Наша ГПА-32 «Ладога РП» новое и, по сути, отечественное усовершенствование лучших достижений мирового турбостроения. Что совершенно естественно: сегодня реальный технологический процесс возможен только на основе всего лучшего, что создала мировая отраслевая техническая мысль. 3 2

35 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / То есть, семейство турбин «Ладога» результат интернациональный? Скорее, это национальное развитие интернациональных технологических потенциалов. Ведь предприятия нашего холдинга, я говорю прежде всего, конечно же, о «Невском заводе», обладают огромным опытом выпуска индустриальных турбин. И было объективно логично нашим конструкторам и технологам заняться разработкой и усовершенствованием турбины, лицензию на выпуск которой «РЭП Холдинг» приобрел полтора года назад у компании General Electric. В результате этой работы получился новый российский агрегат ГПА-32 ««Ладога-32РП», техническое продолжение турбины «Ладога-32» технологически совершенное изделие с точки зрения производственных возможностей и технологий. Этот агрегат является машиной стационарного исполнения класса 32 МВт, созданный на основе лицензионной турбины нового поколения MS5002E (General Electric Nuovo Pignone), предназначенной для условий эксплуатации любой сложности, с высоким КПД (36%) и низким уровнем выбросов, большим ресурсом работы, хорошей ремонтопригодностью. ГПА-32 «Ладога» является новой, высокоэффективной установкой, разработанной для российского рынка на основе базового семейства ГТУ MS5002, которое успешно эксплуатируется на многих компрессорных станциях в России и общая наработка которого по всему миру на сегодняшний день составляет более 16 млн. часов. То есть, технологический фундамент у «Ладоги» очень достойный. А создание «Ладоги-РП» следующего технологического этапа еще одно доказательство, что российское энергомашиностроение на многое способно. К тому же, проект «Ладога» как таковой предусматривает 100% локализацию. Программа локализации разбита на четыре фазы: нулевая, первая, вторая, третья. И с каждой фазой процент российской составляющей в новой турбине увеличивается. Есть, конечно, сложности например, сегодня у нас некоторые проблемы с лопаткой первой ступени горячей части. Но все это преодолимо, и мы верим, что в указанный срок в течение двух лет мы придем к полному производству новой турбины в России, прежде всего на мощностях предприятий «РЭП Холдинга». Надо сказать, что это первый опыт 100% локализации в России такого сложного оборудования. Предприятия холдинга исторически обладают необходимыми производственнотехническими компетенциями? Безусловно обладают! Входящий в «РЭП Холдинг» «Невский завод» является одним из крупнейших в мире производителей стационарных приводных газовых турбин для различных отраслей индустрии, так называемых «индустриальных турбин». Первые отечественные газовые турбины для нашей транспортной системы «Газпрома» были поставлены именно с «Невского завода». Всего для газового монополиста было отгружено более 1200 агрегатов. Они показали себя очень хорошо, работают и по сей день с высокой степенью надежности. Турбины «Невского завода» составляют сегодня около 35% мощности компрессорных станций ОАО «Газпром», они работают на газопроводах ближнего и дальнего зарубежья (например, в Иране). Это реально огромный наработанный опыт: на магистральных газопроводах установлены тысячи нагнетателей природного газа. Многолетний опыт проектирования и изготовления этого оборудования, серийный выпуск и результаты эксплуатации позволяют гарантировать реально высокие показатели проектируемых и модернизируемых агрегатов. Проект предусматривает 100% локализацию. Программа локализации разбита на четыре фазы, и с каждой фазой процент российской составляющей в новой турбине увеличивается. Надо сказать, что это первый опыт 100% локализации в России такого сложного оборудования. Для понимания ситуации: сегодня в газопроводах наряду с индустриальными применяются и авиационные турбины Это можно считать фактом вынужденной замены. «Газпром» обратил внимание на авиационные турбины, которые также могут применяться для газопроводов, в девяностые годы, когда машиностроение испытывало огромные объективные сложности. В этой ситуации стали закупать силовые установки на основе именно авиационных турбин, невостребованных авиацией, а «Невский завод» более 15 лет занимался только реконструкцией своих старых машин и поставкой запчастей. Но со временем все убедились, что транспортная система работает куда более эффективно, когда комбинирует авиационные и индустриальные турбины. Тем более, что у современной индустриальной турбины можно добиться высокого КПД, а основное ее достоинство очень высокий ресурс (100 тысяч часов!), при этом жизненный цикл этой турбины можно существенно продлевать: еще 100 тысяч часов после капремонта. Минус же авиационных турбин в том, что у них сравнительно короткий срок эксплуатации (12 15 тысяч часов), а ремонт возможен только в заводских условиях. И промежуточный ремонт авиационной турбины это замена 80% агрегата. Индустриальная машина тяжелее, больше, несколько дороже, но служит в «разы» дольше. В «Газпроме» в начале 2000-х скопилось большое количество турбин, которым требовался срочный заводской ремонт, что технически сделать достаточно сложно. И выход оказался в применении именно ин – 3 3

36 К р у п н ы й п л а н а б На фото: ГПА-32 «Ладога» (а), турбина MS5002E на испытательном стенде (б), сборочный цех «Невского завода» (в) ЗАО «РЭП Холдинг» компания, осуществляющая инжиниринговые разработки, производство и поставки электротехнического и энергетического оборудования для газовой, нефтяной, металлургической и химической промышленности, энергетики и судостроения. Крупнейшие предприятия, входящие в состав компании, ЗАО «Невский завод», «Невский металлургический завод» и ОАО «ЭЛЕКТРОПУЛЬТ». «РЭП Холдинг» обладает производственными, опытно-конструкторскими и сервисными компетенциями, в его структуре предприятия с полным производственным циклом, юридически самостоятельные и полностью управляющие своей основной текущей деятельностью, которые разрабатывают, изготавливают и внедряют современное энергосберегающее турбокомпрессорное оборудование, инновационные системы управления, распределения и преобразования электроэнергии, предоставляют услуги в области инжиниринга, выполняют проектные работы по строительству, реконструкции и перевооружению технологически сложных промышленных объектов. Высокое качество продукции и услуг ЗАО «РЭПХ» обеспечивается внедренной единой интегрированной системой менеджмента качества и экологического менеджмента. Соответствие ИСМ требованиям международных и российских стандартов, а также корпоративных стандартов ОАО «Газпром» в области качества и охраны окружающей среды подтверждено сертификатами, выданными крупнейшими независимыми органами по сертификации: «Тест-Санкт-Петербург», Ассоциацией «Петросерт», Международной сертификационной сетью IQNet, членом Международного Аккредитационного Форума IAF Ассоциацией SINCERT. дустриальных турбин. Было принято решение возродить индустриальное турбостроение. Для этого выбрали турбину Siemens, назвали модель «Балтика-25» и 6 лет ее выпускали. Старались реализовать и программу локализации, но не очень успешно. В рамках «РЭП Холдинга»? «Невский завод» вошел в холдинг в 2007 году, и мы активизировали работу с Siemens по передаче технологий. Создали совместное предприятие (пятьдесят на пятьдесят), начали готовить лицензионное соглашение. Однако возникли проблемы: оказалось, что это не стопроцентная передача Siemens готов передать технологии только частично, при этом предполагается, что новое СП не будет располагать ни персоналом, ни мощностями, а должно будет размещать заказы на заводах Siemens и на «Невском заводе». Мы поняли, что это тупиковая ситуация, и нашли нового партнера General Electric, у которого уже есть традиция поставок в Россию. «Газпрому» он хорошо известен, поставил ему более двухсот агрегатов. То есть, и продукция, и сервис GE нашему газовому монополисту хорошо знакомы. Так получилось, что на тот момент у GE была 32-меговатная машина нового поколения, которую они были готовы продать. Конкурентов было двое: Китай и мы. Турбины «Невского завода» составляют около 35% мощности компрессорных станций ОАО «Газпром», они работают на газопроводах ближнего и дальнего зарубежья. Это реально огромный наработанный опыт: на магистральных газопроводах установлены тысячи нагнетателей. 3 4

37 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Первые отечественные газовые турбины для «Газпрома» были поставлены именно с «Невского завода». Всего для газового монополиста было отгружено более 1200 агрегатов. Они показали себя очень хорошо, работают и по сей день с высокой степенью надежности. На тот момент мы уже отказались от турбины «Балтика-25» и с готовностью приобрели у GE лицензию. Вопервых, у их турбины были лучше характеристики, чем у продукции Siemens, с хорошим резервом для дальнейшего усовершенствования, наращивания характеристик турбины. Во-вторых, контракт обуславливал стопроцентную передачу технологий. Разумеется, все это было очень непросто и очень нелегко, мы испытывали серьезное давление со стороны конкурентов, нас пытались не допустить в проекты новых газопроводов Но мы верили и работали. Сопротивлялись возвращению индустриальных турбин? И это было тоже. Но руководство «Газпрома» мыслит технологически и технически перспективно, и старается исключить перекосы в ту или другую сторону. Мы работали, и в течение двух лет нам удалось получить всю документацию, как конструкторскую, так и технологическую. Мы подготовили производство для выпуска этих современных турбин, причем, понятно, что это колоссальные затраты. Чтобы производить такие турбины, нужно серьезное технологическое оборудование нового поколения. А оно за собой «тянет» новую систему управления, информационное обеспечение и т. д. Мы осуществили сквозную информатизацию от инжиниринга до производства, от планирования до станков, которые управляются единой программой. Причем, изменилось и оборудование: постпроцессоры, соответствующий инструмент и оснастка. Получается, вы фактически создали новое производство? И да, и нет. Слава Богу, эти технологии GE оказались близки технологиям «Невского завода». Их решения технологически «ложились» на наш традиционный опыт. Я считаю, что это стало очень удачным приобретением, которое оказалось нашей надеждой на продвижение на рынке. При этом с самого начала мы планировали с этой турбиной работать и дальше, развивать ее. Воплощением чего и стала наша работа над проектом «Ладога РП» новой модификации ГПА-32«Ладога». Мы изменили компоновку турбины, внедрили перспектив – в ный метод запуска, систему гидравлики. В течение последних шести лет у нас шла интенсивная работа в области электропривода, вентильных приводов, создания специальных приводов. И весь этот опыт был реализован в короткий срок в новой модели. Создание новой турбины было дорогостоящим делом? И дорогостоящим, а иначе не бывает, и технически достаточно сложным. По сути, реализация проекта стала возможной благодаря проведенной реконструкции и модернизации предприятий холдинга. Общая сумма инвестиций в реконструкцию и реорганизацию производства составила 5,5 млрд. рублей, из которых 2,2 млрд рублей были направлены на организацию производства турбины MS5002E. При этом не надо забывать, что в создании «Ладоги» задействована широкая кооперация российских машиностроительных предприятий, в общей сложности несколько десятков, среди которых «Невский завод» (именно там производится итоговая сборка), «Завод Электропульт», «К-Энерго», «Электропульт – Система», НПО «Искра», «Искра Энергетика» и другие. И мы продолжаем творческое сотрудничество с GE Oil & Gas в лице итальянской фирмы Nuovo Pignone S. p.A. Должен сказать, что наши разработки очень заинтересовали General Electric. А насколько востребована новая продукция российским газовым монополистом? «Газпрому» такая турбина нужна, и специалисты компании достаточно высоко оценивают ее перспективы. В июне прошлого года между ЗАО «РЭП Холдинг» и ОАО «Газпром» был подписан контракт на поставку 19 газоперекачивающих агрегатов «Ладога-32» на объекты ОАО «Газпром». По условиям контракта, три первых газоперекачивающих агрегата «Ладога» будут поставлены на компрессорные станции «Вавожская» и «Грязовецкая» в рамках их реконструкции. Следующие 16 машин предназначены для установки на компрессорных станциях строящегося магистрального газопровода «Бованенково Ухта». Это КС-6 «Интинская», КС-7 «Сынинская», КС-8 «Чикшинская», КС-9 «Малоперанская». В настоящее время уже ведется монтаж ГПА 32 «Ладога» на компрессорных станциях «Грязовецкая» и «Вавожская». 3 5

38 К р у п н ы й п л а н То есть, «Ладога» будет качать газ по «Северному потоку» в Европу? Да. Названные мною компрессорные станции, с установленными на них ГПА «Ладога-32», будут в числе других обеспечивать подачу российского природного газа в магистраль «Северный поток». Расскажите подробнее о технических особенностях «Ладоги-32»? «Ладога-32» воплощает целый комплекс российских инновационных разработок, при этом включает в себя элементы, специально разработанные для эксплуатации в сложных климатических условиях, в том числе раздельные отсеки вспомогательного оборудования и газовой турбины (для решения проблемы очень низких температур вентиляционного воздуха), применение специальных низкотемпературных сталей для изготовления рам. Мы полностью соответствуем всем жестким стандартам ГОСТа и российской сертификации. В результате «Ладога-32» это высокотехнологичный ГПА российского производства для эксплуатации в условиях любой сложности. Отдельная тема новый компрессор турбины, который является нашей собственной разработкой и предметом особой гордости. Компрессор 11-ступенчатый, с высоким коэффициентом сжатия (17:1) и осевым потоком. Он представляет собой увеличенный вариант компрессоров, применявшихся в ранее выпущенных моделях газовых турбин производства GE Oil & Gas. Компрессор отличается повышенной прочностью и высокими рабочими характеристиками. При этом инновационные улучшения коснулись практически всех элементов, в том числе камеры сгорания, турбин высокого и низкого давления. Особое внимание было уделено повышению характеристик ремонтопригодности. О ремонтопригодности можно подробнее? «Ладога-32» изначально проектировалась в расчете на высокую ремонтопригодность. При этом особое внимание мы уделяли достаточно широкому спектру возможностей как планового сервисного обслуживания, так и различных ремонтных операций. В том числе, возможности перемещения и подъема компонентов и основных вспомогательных частей газовой турбины, специальным инструментам для технического обслуживания, созданию изначальных возможностей (отверстия, дверцы и т. д.) для ввода специальной диагностической аппаратуры бороскопов с целью облегчения осмотра. Силовая турбина смонтирована на специальном каркасе, который может передвигаться вдоль опорной рамы. В результате конструкция «Ладоги-32» позволяет без труда выполнять техобслуживание на месте эксплуатации. Также непосредственно на месте можно выполнять разборку модуля, либо его можно демонтировать для обслуживания в условиях сервисного центра. Испытания «Ладоги-РП» уже завершены? Испытательный цикл уже близок к своему завершению. Начнем с того, что приобретенная в 2008 году В соответствии с лицензионным соглашением, мы создадим совместную инжиниринговую группу и приступим к работам по наращиванию КПД. Для этого нужно сформировать условия по повышению температур, создать новые охлаждаемые лопатки. Мы глубоко изучили этот вопрос, у нас есть представления, как это должно быть сделано, но мы должны сделать это совместно. «РЭП Холдингом» у GE Oil & Gas (Nuovo Pignone S. p.A.) лицензия на производство и продажу 32-мегаваттной газовой турбины MS5002E включала и результаты многочисленных испытаний и проверок MS5002E, которые были проведены GE Oil & Gas на своем предприятии в итальянском городе Массе. Они включали полноценные испытания опытного образца и аттестацию всей системы (привода и вспомогательного оборудования), необходимые для оценки конструкции. То есть, турбина MS5002E никаких вопросов с точки зрения проверок и испытаний не вызывала. Как не вызывает и созданная на ее основе «Ладога-32», испытания которой мы проводили на стендах в Италии и России. Испытания «Ладоги-РП» сейчас находятся на заключительном этапе. Что принципиально нового «РЭП Холдинг» внес в «Ладогу-РП»? Мы убрали блок вспомогательных механизмов и таким образом сократили агрегат на 7 метров. Это первое, что мы сделали за счет внедрения наших сложных вентильных спецприводов. Это наша гордость. Мы имеем серьезные наработки по вентильным приводам. Эта работа идет параллельно с работами над скоростным 15 тысяч оборотов генератором с вентильной схемой на постоянных магнитах. Эта сложнейшая работа близится к завершению, мы планируем уже в этом году презентовать машину на 4 МВт. В мире таких турбин пока еще не делали, на рынке представлены только до 1 МВт. Сама турбина это первый этап. Второй этап наращивание КПД. Как первый, так и второй этапы, в соответствии с лицензионным соглашением, мы обязаны согласовывать с нашими партнерами. Безусловно, наши решения по новой компоновке, по внедрению перспективной системы запуска турбины, встретили одобрение у GE, которые назвали это «блестящими решениями». Турбина получается с очень хорошей компоновкой и, по сути, с уникальными характеристиками. Она будет конкурентной на ближайшие 20 лет, даже если мы ничего больше не будем совершенствовать. 3 6

39 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / География поставок новых турбин уже наметилась? Первые 10 турбин «Ладоги-РП» в таком исполнении мы планируем поставить в Венесуэлу. Кроме того, мы будем представлять эту турбину для ТНК-ВР, и рассчитываем уже в этом году выиграть тендер еще на один из агрегатов для ТНК-ВР. Для нас это праздник, потому что большая почти трехлетняя работа подошла к завершению первого этапа. Теперь мы приступаем ко второму этапу. Что будет включать второй этап? В соответствии с лицензионным соглашением, мы создадим совместную инжиниринговую группу и приступим к работам по наращиванию КПД. Для этого нужно сформировать условия по повышению температур, создать новые охлаждаемые лопатки. Мы глубоко изучили этот вопрос, у нас есть представления, как это должно быть сделано, но мы должны сделать это совместно. Это требует серьезного финансирования. Как оно будет осуществляться? Финансирование этой работы мы берем на себя. Совместная группа будет финансироваться холдингом для того, чтобы получить следующую модификацию машины. Работа рассчитана на два года. В итоге через два года мы должны будем получить рабочий комплект: полную документацию и опытный образец. У GE есть инжиниринговый центр, с которым мы собираемся работать очень плотно, и не только по этому проекту. В наших планах освоение и другой продукции, такой как, допустим, турбина 126 МВт: в прошлом году мы подписали меморандум о передаче лицензии и теперь будем активно развивать эту тематику. Надеюсь, уже этой осенью мы получим понимание, какой именно спектр продукции мы будем разрабатывать и выпускать. Совместные работы в партнерстве продвигаются гладко? Я считаю наше партнерство успешным, оно дает нам много перспектив, хотя сомнений и трудностей при реализации проекта было немало. Мы ощущали откровенное противодействие конкурентов. Мы и сами немало сомневались: ту ли турбину выбрали? правильно ли так ее финансировать? не дорого ли получается? В итоге на «разгребание» всех вопросов ушел год. Современный рынок требует современной продукции. Конкурировать можно только на абсолютно новых образцах. Сказать самоуверенно, что мы сейчас возьмемся и разработаем новую турбину или новый агрегат, значит, не понимать объективной ситуации. Отрасль очень консервативна, и у нас был период выпадения из общего движения по пути прогресса техники. И возместить такой пробел можно только через партнерство с мировыми лидерами. Безусловное партнерство, которое базируется на доверии и реальном общем бизнесе. Сейчас нужно именно в партнерстве решать вопрос современной продуктовой линейки. Я считаю, что наш первый совместный проект успешный, и он позволяет уверенно планировать технологическое расширение программы, мы можем реализовать полноценную продуктовую линейку. ГПА-32 «Ладога» является новой, высокоэффективной установкой, разработанной для российского рынка на основе базового семейства ГТУ MS5002, которое успешно эксплуатируется на многих компрессорных станциях в России и общая наработка которого по всему миру на сегодняшний день составляет более 16 млн часов. Как вы оценивается объемы потенциального рынка? Когда мы говорим о партнерстве, мы подразумеваем, что в первую очередь работаем на нужды российского рынка. Но в то же время мы видим и потенциальный интерес в других странах. Например, мы сегодня находимся на пороге контрактов с Венесуэлой и с Аргентиной, идет проработка контракта с Нигерией. Какие достоинства видит в вас потенциальный покупатель? Преимущество холдинга в том, что он располагает возможностью поставить любой объект комплексно. То есть, мы располагаем исчерпывающим базовым оборудованием и технологиями, у нас свое проектное бюро, мы можем разработать и спроектировать любой объект: компрессорные станции, малые и большие электростанции все это мы делаем. В рамках нашего института мы «ведем» разные проекты освоение электромагнитного подвеса, создание скоростных машин, генераторов, создание вентильных приводов, освоение и модернизация лицензионной продукции и т. д. Ведь в конечном счете, почему мы интересны для GE? Потому что мы делаем сложные проекты, делаем их полностью, поставляя полный комплект оборудования. Планируете расширить участие в газпромовских проектах? Газпромовские проекты, безусловно, интересны, но за них предстоит побороться. Есть смысл говорить на эту тему более подробно после успешного запуска на двух станциях, где мы сейчас монтируем наши «Ладоги-32». Не сомневаемся, что все будет успешно, и тем самым будут сняты все сомнения. Беседовал Валерий Стольников Основные характеристики ГПА-32 «Ладога» Мощность МВт КПД % Число оборотов вала силовой турбины об/мин Нагнетатель Н400 Расход топливного газа,78 кг/c Температура за турбиной С 3 7

40 К р у п н ы й п л а н Текст: Алексей Архаров, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой «Холодильной и криогенной техники, систем кондиционирования и жизнеобеспечения» МГТУ им. Н. Э.Баумана, заслуженный деятель науки и техники РФ, лауреат Государственных премий СССР и России, лауреат премий Правительства РФ и Москвы, почетный член Парижского международного института холода, лауреат премии им. Густава Лоренцена, академик РАЕН, председатель Московского регионального отделения международной академии холода Индустрия глубокого холода Будущее отечественной криоиндустрии решается сегодня 3 8

41 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Криоиндустрия ключ ко многим новым технологиям в ракетостроении, авиации, энергетике, электронике, металлургии, химии, медицине, сельскому хозяйству и т. д. Криология как наука об искусственном холоде, методах его получения и использования зарождалась в XIX веке. Однако криоиндустрия, столь существенно изменившая мир, сложилась только в XX веке. В СССР первая воздухоразделительная установка, разработанная под руководством профессоров МВТУ им. Н. Э.Баумана Семена Герша, Николая Доллежаля и Сергея Семихатова, была построена в годах. По сути это стало началом отечественного криогенного машиностроения, которое быстро набирало темпы развития. Начиная с 60-х годов XX столетия, выпускаемая в СССР криогенная техника уже не уступала самым передовым мировым достижениям. А вскоре по ряду направлений национальная криоиндустрия стала развиваться с опережением. Нам есть, чем гордиться, и есть, что развивать. Как все начиналось В СССР, начиная с 30-х годов XX века, все решения о развитии криогеники принимались на самом высоком партийном и государственном уровне. Среди кураторов первые лица страны: В. В.Куйбышев, Г. К.Орджоникидзе, И. В. С та л и н, А. Н, Ко с ы г и н, Д. Ф.Устинов, С. П.Королёв, К. И.Брехов. В годах был построен Институт физических проблем (ИФП), возглавил который академик П. Л.Капица. Затем были созданы Всесоюзный научно-исследовательский институт кислородного машиностроения (ВНИИКИМАШ) и завод имени 40-летия Октября. Позднее появились «Гелиймаш», «Криогенмаш», «Уралкриогенмаш», «Микро криогенмаш». В 80-х годах СССР уже экспортировал воздухоразделительные установки (ВРУ) в 20 стран мира. Ведущее в стране научнопроизводственное объединение «Криогенмаш» выпускало крупнотоннажные ВРУ для получения газообразных продуктов производительностью по кислороду до 100 тонн в час и жидких криопродуктов до 7 тонн в час. К этому времени сложилась подотрасль криогенного машиностроения, которой руководил первый заместитель министра химического машиностроения Геннадий Шеин. И тогда, и в наше время совершенно неоспоримым является тот факт, что для успеха в развитии отрасли нужны новые идеи в области криотехнологий и их применения в области машин, аппаратов, процессов. Новые идеи рождаются не просто, они, как правило, формируются в ходе поисковых разработок наиболее опытными и талантливыми специалистами при решении новых актуальных технических задач. Новые идеи есть и сегодня в «Криогенмаше». Например, в части создания крупных озонаторных систем. Развитие этих и других идей отечественных ученых и технологов может позволить нам, как и в середине прошлого века, совершить серьезный качественный скачок в криогенике. Академик Петр Капица и его оригинальные идеи и разработки Ярким примером того, что в криогенике добиться высоких результатов можно только идя своим путем, является работа академика П. Л.Капицы, выполненная им в годах в ИФП. В те времена ведущие западные криогенные фирмы уже выпускали для металлургов и химиков крупные ВРУ с турбодетандерами производительностью до 5 тонн в час газообразного кислорода. Однако КПД применявшихся в этих установках турбодетандеров не превышал 55%, холода не хватало, и, как следствие, приходилось усложнять схемы установок и холодильный цикл, вводя в него поток воздуха, сжатого до высокого давления (200 атм), а затем расширять его в дорогих и не очень надёжных поршневых детандерах. П. Л.Капица пошёл своим путём: он заставил работать в предложенном им турбодетандерном колесе с длинными лопатками кориолисовы силы инерции (проявляются при движении газа в направлении к оси вращения), и в результате повысил КПД до 80% (сегодня турбодетандеры работают с КПД до 93%). Поясним. С начала 20-х годов прошлого века турбодетандеры для ВРУ строились с короткими лопатками по типу высокотемпературных газовых турбин. При их проектировании о кориолисовых силах никто не думал. Однако увеличение плотности газового потока при низких температурах весьма существенно увеличивает вклад кориолисовых сил инерции в величину совершаемой работы, что, по сути, и доказал П. Л.Капица. Процесс расширения газа в колесе с длинными лопатками оказался настолько эффективным, что заканчивался в двухфазной области состояний, где воздух частично конденсировался. П. Л. Капица стал первым, кто добился ожижения воздуха непосредственно в расширительной машине. Подобные, но безуспешные попытки ожижения воздуха в поршневом детандере предпринимались В. Сименсом ещё за 80 лет до работ П. Л. Капицы. Сегодня достигнутый П. Л.Капицей результат кажется тривиальным, но в этом и заключается суть технического прогресса: многие вещи кажутся удивительно простыми, но уже после долгих и подчас трудных поисковых исследований. 3 9

42 К р у п н ы й п л а н а б в Гигант воздухоразделения Кт-70, 1981 год (а). Монтаж самого крупного в Европе имитатора космоса (б). В ракетной системе «Энергия» «Буран» (в) также активно применены криогенные технологии. Это достижение П. Л.Капицы позволило существенно упростить схемы установок, отказаться от сжатия части воздуха до 200 атм и организовать цикл одного низкого давления (6-7 атм). Практически это означало устранение препятствий на пути увеличения производительности установок разделения воздуха и делало установки более надёжными и дешёвыми. В итоге по этому русскому пути пошли все мировые фирмы. Н уж н о от м ет и т ь, ч то П. Л.Капицей были заложены также технологические основы получения жидкого гелия в промышленных масштабах. Работая в Англии, в 1934 году он первым осуществил ожижение гелия в установке с поршневым детандером особой конструкции с газовой смазкой поршня. В последующие годы подобные установки были усовершенствованы в США Самуэлом Коллинзом. Капицинский путь Гелевое и водородное криогенное машиностроение в СССР развивалось своим «капицинским» путем. Первые гелиевые ожижители с поршневыми детандерами были созданы также в Институте физических проблем непосредственно после Великой Отечественной войны под руководством академика Петра Капицы. Первая опытная гелиевая рефрижераторная установка с турбодетандерами на газовых опорах (конструкции В. М.Кулакова и В. И.Ардашева) была построена и Новые идеи, как правило, формируются в ходе поисковых разработок наиболее опытными и талантливыми специалистами при решении новых актуальных технических задач испытана в проблемной лаборатории МВТУ им. Н. Э. Баумана в гг. с участием автора этой статьи. В НПО «Криогенмаш» и в НПО «Гелиймаш» в 70-х и 80-х годах разрабатывались уже серийные гелиевые ожижительные и рефрижераторные установки с турбодетандерами. Коллективом «Гелиймаша» был создан целый ряд криогенных гелиевых установок серии «КГУ» с эффективными турбодетандерами разной производительности. Коллективом «Криогенмаша» был изготовлен самый крупный в нашей стране ожижитель гелия производительностью до 2000 литров жидкого гелия в час. В середине 90-х годов в НПО «Гелиймаш» по заказу американской фирмы «PRAXAIR» были разработаны водородные турбодетандеры для самых мощных ожижителей водорода, которые оказались лучшими в мире (главные конструкторы Г. А. Пересторонин и В. А. Антипенков). Подобные турбодетандеры до сих пор экспортируются в США. Мне довелось участвовать во многих переговорах с американской стороной по реализации этого проекта. Должен подчеркнуть, что ведущую роль в деле продвижения этих изделий на американский рынок сыграли генеральные директоры «Гелиймаша» И. А.Довыденков и В. Н.Удут, а также ведущие специалисты «PRAXAIR» доктора Л. Кун и Ч. Гаррет. Эта американская фирма в те годы проявляла большую заинтересованность в сотрудничестве и с «Криогенмашем». Однако реально оно, к сожалению, не сложилось. 4 0

43 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Национальные масштабы криоиндустрии В CCCР среди лидеров отрасли были НПО «Криогенмаш», НПО «Гелиймаш», НПО «Микрокриогенмаш» и НПО «Уралкриогенмаш». Чтобы представить масштабы криоиндустрии СССР 80-х годов и ее флагмана НПО «Криогенмаш», достаточно вспомнить, что этой фирмой изготовлено и запущено в эксплуатацию в нашей стране более 500 крупнотоннажных ВРУ. Объём годового производства в 1990 г. превышал 100 млн рублей и более 30% из них составляли экспортные заказы (около $30 млн). На отечественных ВРУ производилось в год 56 млн тонн кислорода. «Криогенмаш» был второй фирмой в мире. Когда мы, участвуя в дискуссии, показали представителям американской фирмы «PRAXAIR» в демзале института висевшую там карту мира со стрелками, указывающими страны, куда поставлялось криогенное оборудование, доктор Л. Ч.Кун отметил: «Если мы соединим усилия, то покроем этими стрелками весь мир». В те годы численный состав работников НПО «Криогенмаш» превышал 8000 человек (из них 1400 научных работников и конструкторов). Коллектив НПО «Криогенмаш» создал все криогенные стартовые системы, в том числе жидководородные, для ракетно-космической техники, самую крупную в Европе (объёмом кубометров) криовакуумную установку для наземных испытаний космических аппаратов в условиях стерильного вакуума. Общее число построенных различных криовакуумных установок приближается к 600. Созданы были наземные ёмкости для хранения криогенных жидкостей объёмом 1400 кубометров, работающие при давлении до 10 атм. Разработанная и построенная подземная криогенная система Байконура включает 12 резервуаров общей ёмкостью 2700 кубометров и обеспечивает подачу 660 кубометров жидкого кислорода в час при давлении 24 атм. Параллельно было разработано и изготовлено несколько мощных криосистем, работающих при гелиевых температурах (1,8-4,4 К) для термостатирования крупных сверхпроводящих магнитов, термоядерных установок, ускорителей протонов и накопителей энергии. Генеральный директор и генеральный конструктор, член-коррес пондент АН СССР Виктор Беляков и коллектив НПО «Криогенмаш» сыграли выдающуюся роль в развитии криоиндустрии. В. П. Беляков организатор и руководитель со стратегическим мышлением, учёный и дипломат сделал НПО «Криогенмаш» флагманом отечественной криоиндустрии, добившемся мирового значения и мирового признания. Высокая наукоемкость и кадры Говоря о криоиндустрии, надо прежде всего иметь в виду ее высокую наукоёмкость. Термодинамика, теплофизика, газодинамика, процессы тепло – и массообмена, фазовые равновесия, волновые процессы, колебания, деформации, прочность, устойчивость, физика твёрдого тела, гидродинамика, материаловедение, сверхтекучесть и сверхпроводимость вот далеко не полный перечень составляющих научного базиса криологии. Каждая из этих составляющих это огромный пласт современной науки. Все ведущие страны мира имеют свою наукоёмкую криоиндустрию американские Первые гелиевые ожижители с поршневыми детандерами были созданы после Великой Отечественной войны в Институте физических проблем под руководством академика Петра Капицы «PRAXAIR», «AIR PRODUCTS» и «ВОС», германская «LINDE», французская «AIR LIQUID» и другие компании. Я был практически на всех ведущих западных фирмах и знаю, что они обладают мощной научно-экспериментальной базой, прекрасно оснащенными лабораториями и высококлассными специалистами. Тем не менее, все эти фирмы широко привлекают университеты для выполнения заказных исследований, в том числе поисковых. В вузах СССР был накоплен большой опыт подготовки специалистов в области криогенной техники: инженеров-конструкторов, Первая послевоенная крупнотоннажная отечественная воздухо разделительная установка БР-1 (1954 г.), работавшая по циклу П. Л.Капицы, для получения технологического кислорода, технического кислорода и криптонового концентрата 4 1

44 К р у п н ы й п л а н разработчиков и эксплуатационников. Первая вузовская научнопедагогическая школа в области криогеники начала формироваться в МВТУ им. Н. Э.Баумана (ныне МГТУ им. Н. Э.Баумана) в годах под руководством профессора Семёна Герша. Первый выпуск специалистов-криогенщиков состоялся в 1934 году. Семеном Гершем был написан и первый фундаментальный учебник двухтомник «Глубокое охлаждение», который стал настольной книгой нескольких поколений специалистов. Семён Яковлевич тесно работал с промышленностью, он организовал в МВТУ первую вузовскую учебную и научноисследовательскую проблемную лаборатории. Им же в середине 40-х годов были предложены эффективные циклы среднего давления (30 60 атм) с циркуляцией азота для получения большого количества жидкого кислорода или жидкого азота. По этим циклам «Криогенмашем» в 60-х годах были построены установки типа «КжАжАрж-6», производительностью 6 тонн в час жидких криопродуктов. Воспитанники этой школы внесли большой вклад в развитие отрасли. В годах по инициативе Петра Капицы подготовка специалистов по криогенике была начата в Московском институте химического машиностроения (ныне МГУИЭ). В Ленинградском технологическом институте холодильной промышленности (ныне Санкт-Петербургский государственный университет низкотемпературных и пищевых технологий) подготовку криогенщиков инициировал профессор Иван Кондряков в 1953 году. Позднее подготовка специалистов по криогенной технике была организована в Московском энергетическом институте по инициативе члена-корреспондента АН СССР Валентина Григорьева и члена-корреспондента РАН Евгения Аметистова. Зная коллективы кафедр, осуществляющих подготовку специалистов по криогенной технике, могу утверждать, что пока ещё есть возможность готовить хороших специалистов. Мне довелось читать лекции за рубежом и быть даже наёмным профессором в Туринском политехническом университете. Могу ещё раз сказать о том, что подготовка студентов в России по криогенной технике ни в чём не Чтобы быть востребованным на рынке, надо обладать слоответствующим потенциалом и быть впереди. Нам необходимы собственные новые идеи в области криотехнологий и их применений уступает западной. Каждая из кафедр несомненно имеет свою специфику, что хорошо. Например, на нашей кафедре в МГТУ им. Н. Э.Баумана работают 10 докторов технических наук, пятеро из которых моложе 53 лет. Кафедра ведёт научные исследования по грантам РФФИ и договорам, а также на договорных началах, в том числе и с зарубежными компаниями. Мы выполнили и выполняем целый ряд уникальных исследований. Необходимо укреплять научные связи промышленности и вузов. Без теснейшего взаимодействия с промышленностью подготовка полноценных специалистов в вузах невозможна. Отмечу также, что доказана реальность профилизации студентов вузов уже на 4-5 курсах. Однако на предприятиях важно создать благоприятные условия для молодых и особенно одарённых растущих специалистов. Есть немало случаев перехода таких выпускников на другие предприятия, в том числе зарубежные. Объективно необходимые выводы Все вышесказанное приводит к ряду выводов. Вывод первый. Создавшееся отставание в развитии отечественной криоиндустрии можно преодолеть. Совершенно убедительным выглядит отечественный опыт, когда, начиная с конца 60-х годов XX столетия, криогенная техника в СССР не просто вышла на уровень мировых достижений, но по ряду направлений приобрела опережающий характер развития. Вывод второй. Для преодоления отставания необходимо «государево око» и понимание, что криоиндустрия это ключ ко многим новым технологиям: ракетостроению, авиации, космосу, энергетике, электронике, металлургии, химии, нанотехнологиям, медицине, сельскому хозяйству и др. Считаю принципиально важным, что в настоящее время такая «инициатива сверху» по развитию криоиндустрии, наконец, появилась. Вывод третий. Чтобы быть востребованным на рынке, надо обладать соответствующим потенциалом и быть впереди. Нам необходимы собственные новые идеи в области криотехнологий и их применений, а также в области машин, аппаратов, процессов. Новые идеи рождаются не просто, они, как правило, формируются в ходе поисковых разработок наиболее опытными и талантливыми специалистами при решении новых актуальных на сегодня технических задач. Вывод четвертый. Необходимо максимально укреплять научноэкспериментальную базу ведущих предприятий отрасли, и прежде всего флагманского предприятия «Криогенмаша». Соответствующие вложения непременно окупятся не только экономически, но и социально-политически. Вывод пятый. Необходимо укреплять научные связи промышленности и вузов. Ибо без теснейшего взаимодействия с промышленностью подготовка высококлассных специалистов в вузах невозможна. Одаренным молодым инженерам необходимо создавать на предприятиях выгодные социальные условия. 4 2

45 «ОБЪЕДИНЕННОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ» 3 03/2010 Монтаж уникальной системы криогенного обеспечения термоядерной установки ТОКАМАК-7 43

46 К р у п н ы й п л а н В конце сентября на площадке контрольной сборки «Уралмашзавода» были собраны и представлены заказчику компании ERIELL Group две новые буровые установки «Уралмаш 5000/320 ЭК-БМЧ» (глубина бурения 5000 м, грузоподъемность 320 т), предназначенные для кустового и одиночного бурения). Заказчиком этих буровых выступает независимый международный нефтесервисный оператор, отличающийся большим опытом реализации проектов в разных странах мира. О том, как складывается у ERIELL Group этот опыт сотрудничества с «Уралмашзаводом» и о перспективах работы компании на российском рынке, «Объединенному машиностроению» рассказывает Бахтиёр Фазылов председатель правления ERIELL Group. С позиции международного опыта Бахтиёр Фазылов: «Нам удалось, насколько это можно, оптимизировать цену так, чтобы это было выгодно и «Уралмашзаводу», и нам, и чтобы оборудование окупалось в реальные рыночные сроки» Бахтиёр Шухратович, для российского рынка ERIELL Group это прежде всего компания с большим международным опытом. Да, это факт нашей трудовой биографии. Основная особенность ERIELL Group широкая международная география работ. В целом география делового партнерства нашей компании охватывает порядка 30 стран, расположенных на четырех континентах. К ним относятся объекты в России, Узбекистане, Туркменистане, Ливии, Болгарии, Великобритании, Канаде, Малайзии, Сингапуре, США, Украине. Сейчас мы запускаем проекты в Ливии и Туркменистане, прорабатываем перспективы на бурение в ряде стран. На российском рынке среди наших клиентов немало знаковых компаний: «Газпром», «ЛУКОЙЛ», «Газпром нефть», «Роснефть», ТНК-ВР, «Альянс» и другие. Мы считаем, что ERIELL Group динамично укрепляет свои позиции на рынке нефтесервисных услуг. Компания прошла квалификацию у крупнейших нефтяных компаний России, и они включили нас в шорт-листы потенциальных подрядчиков. Нас квалифицировали как по качеству нашего оборудования, так и по персоналу, который мы привлекаем для реализации проектов. При этом немаловажен тот факт, что мы, при условии использования нового оборудования и высококвалифицированного персонала, предлагаем достаточно конкурентные цены, которые безусловно интересны для заказчика. 4 4

47 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Как вам удается при дорогостоящем новом оборудовании поддерживать конкурентные цены? Мы очень много внимания уделяем управлению издержками, стараемся во всем разумно экономить, без ущерба для качества. Мы понимаем основные тенденции этого рынка и работаем именно в этих направлениях. И каковы, на ваш взгляд, на сегодняшний день ключевые тенденции на рынке нефтесервисных услуг? Ключевые тенденции рынка можно выразить в трех словах: качество, скорость, безопасность. А более конкретные особенности определяются выходом мировой экономики из глобального кризиса. Сам кризис на жизни отрасли сказался очень негативно. Больше чем наполовину встало разведочное бурение. Заказчики стали сокращать бюджет, причем сокращать нещадно, именно в разведке. Некоторые компании просто полностью отказались от разведочного бурения. Очень мало кто оставил более-менее планируемые объемы. При этом сократилось и эксплуатационное бурение, потому что цена на нефть существенно снизилась, и не было смысла вкладывать в добычу дешевого продукта. Поэтому 2008 и 2009 годы были очень тяжелыми, но, слава Богу, мы все это пережили. Кто-то очень сильно пострадал и до сих пор не может «прийти в себя». Кто-то потихоньку выкарабкивается. Основной урок кризиса жить по средствам. Объемы бурения растут. Цены, я думаю, будут расти, но чуть позже, чем рост объемов бурения. Думаю, уже через год мы вернемся к докризисным ценовым параметрам. И уже в 2011 году мир столкнется с серьезным дефицитом бурового оборудования. Хотя уже сегодня некоторым особо требовательным заказчикам практически невозможно предложить услугу на старом оборудовании. А нового оборудования мало, в России особенно мало. Соответственно, спрос на новые установки будет активно расти. Тем более что в годы Перестройки и распада Советского Союза отрасль пришла в состояние глубокой стагнации. Нефтегазовый бизнес в те годы не содержал Мы выбрали «Уралмашзавод», где активно проводится модернизация, и с помощью основного акционера в лице Газпромбанка осуществляются серьезные инвестиции в развитие производства бурового оборудования. Совместно с конструкторами и инженерами предприятия мы проделали большую работу, создав в итоге дизайн новой машины. В России, где замечательная школа бурового оборудования и где накоплен огромный опыт его эксплуатации в сложных условиях, разумнее всего использовать российское оборудование. И в этой связи восстановление выпуска буровых установок признанным флагманом отрасли «Уралмашзаводом» оказалось для нас крайне выгодным. практически никакой инвестиционной составляющей. Получаемые доходы не позволяли буровым компаниям вкладывать в будущее едва хватало на покрытие текущих платежей. Компании в основной своей массе не могли позволить себе обновлять оборудование. В итоге отрасль пришла к ситуации, когда парк бурового оборудования в стране очень сильно изношен. В некоторых компаниях парк буровых установок сегодня не используется уже и наполовину. Все это работает в нашу пользу. Среди основных заказчиков компании ERIELL Group LUKOIL Overseas, «Газпром», НК «Роснефть», «Газпром нефть», ТНК-ВР, «Зарубежнефтегаз» (Группа «Газпром»), «Туркменгаз», «Узбекнефтегаз», MOL (Венгрия) и другие. Большую группу постоянных партнеров по нефтегазовому бизнесу представляют такие известные компании, как Schlumberger, M-I Drilling, Backer Hughes, Cameron, REEDHycalog, Weatherford, National Oilwell Varco, Perkins, Caterpillar, Petroleum Pipe Company, «ТехИнформСервис», «ПетроАльянс», «ТНГ-Групп», «Омас Интегрейд», китайские компании из Чунгду, Тяньцзине и многие другие компании, которые оказывают сервисные услуги, поставляют материалы и оборудование. Компания ERIELL Group не скрывает, что ставит перед собой достаточно амбициозную цель: стать одним из крупнейших и наиболее привлекательных участников рынка сервисных услуг в мировой нефтегазовой отрасли. При этом уже накопленный опыт работы по строительству разведочных и эксплуатационных скважин позволяет считать эти прогнозы достаточно обоснованными. Только за последние два года компания ERIELL Group в 2,5 раза увеличила общее количество законченных строительством скважин. В Москве находится офис Управляющей компании, имеется ряд филиалов по России: в Усинске, в Нижневартовске, в Новом Уренгое. Планируется в скором времени открытие филиалов в Ноябрьске, Оренбурге. 4 5

48 К р у п н ы й п л а н В июле 2010 года было подписано новое соглашение на поставку буровых установок с «Уралмашзавода» В каком смысле? В прямом. Особенность компании ERIELL Group еще и в том, что весь парк нашего бурового оборудования не старше 2008 года выпуска. То есть, у нас абсолютно новые премиальные буровые. Причем, это касается не только самих установок, но также технологического и вспомогательного оборудования. У нас сегодня весь парк буровых установок молодой и технологически современный. Данное оборудование с самыми высокими показателями безопасности и экологичности. В совокупности с огромным опытом компании, это позволяет достигать более высокой эффективности. Надо сказать, что в последнее время требования заказчиков на российском рынке становятся более жесткими, но нам, в силу нашей оснащенности и нашего опыта, это выгодно. К тому же, мы сделали ставку на новое высококачественное российское оборудование. В целом география делового партнерства нашей компании охватывает порядка 30 стран, расположенных на четырех континентах. К ним относятся объекты в России, Узбекистане, Туркменистане, Ливии, Болгарии, Великобритании, Канаде, Малайзии, Сингапуре, США, Украине. Сейчас мы запускаем проекты в Ливии и Туркменистане, прорабатываем перспективы на бурение в ряде стран. 4 6 Объемы российского бурения в мире будут возрастать. Здесь боль шое поле деятельности для российских производителей бурового оборудования. Крайне важно сертифицирование оборудования по международным стандартам API. Насколько я знаю, в этом году «Уралмашзавод» проходит международную сертификацию по своим буровым установкам. Именно российское? В России, где замечательная школа бурового оборудования и где накоплен огромный опыт его эксплуатации в сложных условиях, разумнее всего использовать российское оборудование. И в этой связи восстановление выпуска буровых установок признанным флагманом отрасли «Уралмашзаводом» оказалось для нас крайне выгодным. Мы уверены, что именно на уралмашевское оборудование, с его колоссальным позитивным опытом эксплуатации в условиях России, пониманием запросов буровиков и опорой на современные разработки, и нужно делать ставку. Совершенно естественно, мы обратили внимание на «Уралмашзавод», тем более что на предприятии активно проводится модернизация, и с помощью основного акционера в лице Газпромбанка осуществляются серьезные инвестиции в развитие отрасли бурового оборудования. Поэтому мы стали работать именно с «Уралмашзаводом». Совместно с их конструкторами и инженерами мы проделали большую работу, создав в итоге дизайн новой машины, которую «Уралмаш» сейчас готовит для нас. В чем, на ваш взгляд, классические достоинства советско-российской конструкторской школы бурового оборудования? Прежде всего, в том, что наработан огромный опыт массового производства и эксплуатации буровых установок, при этом между производителем и буровыми компаниями всегда шел и идет взаимообмен информацией. То есть, завод не просто запустил конвейер и отправляет на объекты эти установки, а всегда точно знает и понимает, что нужно буровику для того, чтобы оборудование лучше работало. В этом режиме десятилетиями отшлифовывалась оптимизация данного оборудования.

49 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / А в чем техническая новизна установки, которую делают для вас на «Уралмашзаводе», если это не является техническим секретом? Секретного тут ничего нет. Тот проект, который мы реализуем совместно с «Уралмашзаводом», максимально отвечает требованиям буровиков, требованиям инженеров-технологов и, как следствие, требованиям заказчика. Получается очень хорошая машина, которую мы дополнительно оснащаем новейшим технологическим оборудованием. Ведь буровая вышка это, безусловно, основа буровой установки, но далеко не все. Если конкретно, то, например, мы оптимизировали устройство по передвижению буровой установки. Сделали конструкцию площадки и ряда ключевых агрегатов более комфортными для буровиков. Мы приложили много усилий для повышения удобства и безопасности работы. Так, если раньше бурильщик стоял под небольшим козырьком, то сейчас он сидит в кабине бурильщика, как в «Мерседесе»: кресло, мониторы, джойстики. Все узлы, рабочие площади и агрегаты отапливаются, что, учитывая наши сорокаградусные морозы, крайне важно. Буровые установки оснащены современными системами управления, силовыми агрегатами, 4-х ступенчатыми системами очистки буровых растворов. Также применяются телеметрические системы, забойные двигатели и вообще немало того, что на сегодня является лучшим в мировом бурении. Еще один аспект. Раньше в России очень редко использовался верхний силовой привод. Мы же стараемся большинство наших установок (особенно для эксплуатационного бурения) комплектовать верхним силовым приводом, что приводит к существенному ускорению проведения работ. Сегодня скорость это, наверное, ключевой фактор для заказчика. Это и механическая, и коммерческая скорость. Естественно, чем современнее оборудование, тем быстрее и безопаснее на нем можно бурить. Аварийность из-за износа оборудования (что на старых буровых не редкость) уменьшается, а любая авария это, соответственно, срыв сроков и колоссальные убытки. Не надо забывать, что строительство скважины далеко не самое дешевое удовольствие для нефтяников. То есть, можно сказать, что буровые установки «Уралмашзавода» адаптируют в себя новейшие достижения? Однозначно. Если раньше, например, установки не комплектовались верхним приводом, то сегодня «Уралмашзавод» умеет это все монтировать. Сегодня многое зависит от разумной кооперации. К счастью, сейчас уже почти не осталось «гигантомании» стремления к тому, чтобы в одном комплексе выпускать все до последнего винтика. Это никогда не бывает оптимально, и достоинство уралмашевского проекта, в том числе, в способности комплектовать вышку оптимальным технологическим оборудованием, пусть и не полностью своего производства. Главное, найти лучших и надежных поставщиков и скомплектовать совершенную буровую установку. Контракт успешно выполняется! Включение новых элементов значительно удорожает буровую? Мы очень жестко подходим к вопросу ценообразования. Мы с коллегами из «Уралмаша» буквально «до винтика» разобрали установку, совместно отрабатывая цену каждого элемента. Поэтому, на мой взгляд, нам удалось, насколько это можно, оптимизировать цену так, чтобы это было выгодно и «Уралмашзаводу», и нам, и чтобы оборудование окупалось в реальные рыночные сроки. Вы собираетесь закупать много российской техники? Сейчас мы стратегически ориентируемся на закупку именно российских буровых установок. В особенности это касается тяжелых 320-тонных станков. Это диктуется сложностью работ в тех регионах, в которых мы бурим, особенностью геологического разреза и конструкции скважин. Если в прежние времена основную массу составляли вертикальные скважины и скважины с небольшими зенитными углами наклона, то сегодня На площадке контрольной сборки «Уралмашзавода» 4 7

50 К р у п н ы й п л а н «Уралмашзавод» работает над новыми буровыми установками для ERIELL Group доля наклонно направленного и горизонтального бурения увеличивается, что обуславливает повышенные требования к мощности буровых установок. Получается, что в сложных условиях бурения российская техника оказывается предпочтительнее? Российская техника исторически давно уже доказала свои достоинства и продолжает их показывать. Мы же видим, что даже те уралмашевские буровые установки, которые были произведены в начале 80-х годов прошлого века, до сих пор продолжают работать. Это о многом говорит. А сегодня предприятие шагнуло вперед и по технологиям производства, и по технологиям сервисного обслуживания своей техники. Объемы бурения растут. Цены, я думаю, будут расти, но чуть позже, чем рост объемов бурения. Думаю, уже через год мы вернемся к докризисным ценовым параметрам. И уже в 2011 году мир столкнется с серьезным дефицитом бурового оборудования. Хотя уже сегодня некоторым особо требовательным заказчикам практически невозможно предложить услугу на старом оборудовании. Они сдают вам буровые «под ключ»? Я бы сказал, что даже больше, чем просто «под ключ», как это понимается сегодня. Они обеспечивают полный цикл комплектации. Думаю, что сегодня в России мало кто способен настолько полномасштабно выполнять эти работы именно собирать, испытывать, запускать новые буровые установки. В нашем случае будет так: буровые смонтируют на заводе в Екатеринбурге, мы проведем приемку, потом станки демонтируют, доставят на точку и там тоже проведут монтаж. То есть, за «Уралмашзаводом» полный шеф-монтаж. Кроме того, насколько мне известно, сейчас «Уралмашзавод» создает сервисные службы, которые будут работать по новой концепции сервиса, включающей техобслуживание, обеспечение ЗИПом, создание складов на местах. Это стратегически правильно. При этом предприятие плотно работает с заказчиками и в этом направлении. Так, например, у нас создана совместная рабочая группа, и мы очень плотно общаемся как по техническому дизайну буровых, так и по вопросам сервиса, выдвигаем свои соображения по улучшению работы. Мы с удовлетворением видим желание «Уралмашзавода» соответствовать запросам заказчика, стремление сделать именно то, что заказчику нужно. Мы видим достаточно открытую, понятную позицию по продвижению оборудования. Сегодня на рынок бурового оборудования возвращается «Уралмашзавод» того уровня, какой он занимал прежде, до памятных всем тяжелых времен, которые едва не похоронили саму отрасль. Сегодня профессиональный уровень очень высокий. Приятно общаться с людьми, которые понимают тебя с полуслова. 4 8

51 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / Мы видим желание «Уралмашзавода» соответствовать запросам заказчика, стремление сделать именно то, что заказчику нужно. Мы видим достаточно открытую, понятную позицию по продвижению оборудования. Сегодня на рынок бурового оборудования возвращается «Уралмашзавод» того уровня, какой он занимал прежде, до памятных всем тяжелых времен, которые едва не похоронили саму отрасль. Сегодня профессиональный уровень очень высокий. Приятно общаться с людьми, которые понимают тебя с полуслова. Что вы думаете о перспективах вывода бурового оборудования «Уралмашзавода» на внешние рынки? Думаю, что перспективы эти объективно существуют. На сегодняшний день, когда стабилизировались цены на нефть, многие страны испытывают недостаток в буровом оборудовании. Например, сегодня активно развивается Средняя Азия, Северная Африка, и мы видим там достаточно высокую конкурентную борьбу за право эксплуатировать месторождения. Оборудования в любом случае там не хватает. Сами эти страны не имеют своего парка и своих кадров, либо имеют, но недостаточно. И эта ниша может быть очень перспективной как для российских производителей, так и для российских буровиков. Исторически советские буровики немало поработали в странах «третьего мира», думаю, что сейчас все это будет возрождаться, объемы российского бурения в мире будут возрастать. Здесь большое поле деятельности для «Уралмашзавода» и других российских производителей бурового оборудования. Крайне важно сертифицирование оборудования по международным стандартам API. Насколько я знаю, в этом году «Уралмашзавод» проходит международную сертификацию по своим буровым установкам, что позволит, безусловно, участвовать в тендерах за рубежом. Российским производителям бурового оборудования есть куда расти. Особенно после «провала», который был в девяностые годы прошлого века. И очень приятно, что они растут быстро, я бы даже сказал агрессивно, наращивая показатели в том числе по качеству продукции. Беседовал Валерий Стольников 4 9

52 И с т о р и ч е с к и й р а к у р с «Адмиралтейские» типажи На «Ижорских заводах» ковали якоря для российского флота Железный якорь в одном ряду с лемехом плуга, мечом и топором был одним из основных видов продукции кузнецов. Классическая конструкция так называемых «адмиралтейских якорей» принципиально была разработана около четырех тысяч лет назад и по сути сохранена и в якорях современных. Промышленная ковка якорей в России началась при Петре Великом, одновременно с созданием отечественного флота. Одним из законодателей якорной моды в XVIII веке был и Ижорский завод. Текст: Лариса Бурим, Елена Соколова Русские якоря До эпохи Петра Великого якоря в России ковали, но эпизодически, по отдельным случаям и на основе чьих-то сиюминутных потребностей. Среди заказчиков чаще всего были поморские рыбаки, у кого доставало средств уплатить местному кузнецу за выковать новый якорь взамен утопленного. Развернувшееся при Петре создание российского кораблестроения повлекло развитие кузнечного производства. Якоря от – 5 0

53 «О Б Ъ Е Д И Н Е Н Н О Е М А Ш И Н О С Т Р О Е Н И Е» / обнаруживалось, то на полосе выбивали клеймо 1 (то есть, первое испытание пройдено). Второй тест: полосу три раза были о наковальню. Если железо выдерживало, то ставили клеймо 2. Но выкованные даже из такого «проверенного» железа якоря подвергались затем суровому испытанию на прочность. Ижорская морская специализация В том, что «якорная» тематика стала одной из специализаций Ижорских заводов, нет ничего случайного, поскольку весь этот производственный комплекс (запущенный практически одновременно с рождением Санкт-Петербурга и именовавшийся Адмиралтейскими Ижорскими заводами) был создан под программу создания Российского флота. В конце 1740-х годов в российском адмиралтействе решили, что нужно иметь якорный завод При Петре якоря отковывали кузнецы, собранные по всей России, и особым царевым указом им запрещалось ковать какие-либо изделия, кроме как для флота ковывали кузнецы, собранные по всей России. Особым царевым указом якорным мастерам запрещалось ковать какие-либо изделия, кроме относящихся к флоту. Якоря для петровских фрегатов, ковались и на Демидовских за водах, и в Сестрорецке, и в Олонцах. Железо из олонецкой «болотной руды» славилось гибкостью, ковкостью, чрезвычайной вязкостью. Оно легко сваривалось. Так, якоря для судов камчатских экспедиций Беринга и Чирикова пришлось доставлять через всю Сибирь. Для удобства перевозки у готовых к отправке якорей отпиливали рога. Части якоря везли по отдельности. Затем их приваривали к веретену. Русские якоря пользовались за границей немалым спросом. Особенно в Дании. Начало производства якорей на Ижорских заводах относится к 1762 году. В первые десятилетия XVIII века адмиралтейство получало якоря с Олонецких, Петровских, Липских, Козминских и Боренских заводов, с Сибирских заводов Демидова и из Ладожской якорной кузницы. После упразднения кузницы монополию на поставку якорей получил Демидов; именно его заводы, в основном, и снабжали флот якорями на протяжении XVIII века. Петр I предъявлял высокие требования к изготовлению якорей. Особые требования предъявлялись к металлу для якорей. Так, например, на Ижорских заводах проводили несколько тестов железа, придуманных, по версии историков, самим Петром Великим. Первый тест состоял в том, что полосу якорного железа трижды (в разные стороны) накручивали вокруг врытого в землю столба. После чего металл внимательно осматривали на предмет какихлибо разрушений. Если таковых не вблизи столицы. Так как Ижорские водяные лесопильни были признаны самым удобным местом для нового производства, мельничному мастеру Антону Шмидту было поручено составить чертеж якорного завода и смету на строительство. Дело двигалось весьма неспешно: строительство начали только в 1753 году. Место для якорного завода (заводами на протяжении XVIII XIX веков назывались отдельные мастерские) первоначально было выбрано неудачно: на левом берегу Ижоры, рядом с пильными амбарами. Только в 1762 году, с приходом мастера Скоробогатова, работавшего ранее на якорных заводах Демидова, дело сдвинулось с места. Якорный завод перенесли на правый берег Ижоры, подвели к нему от разлива реки отдельное русло и построили рядом молото – 5 1

54 И с т о р и ч е с к и й р а к у р с От большинства исторических кораблей мирового флота прошлых веков до наших дней дожили только якоря, многие из них крепко вцепившись в морское дно. вую мастерскую. Начали с ремонта сначала малых, а потом и больших якорей. В 1769 году на Ижоре отковали первые новые якоря небольших размеров. По данным на 1785 год, в якорном заводе непрерывно, днем и ночью, работали 4 больших и 5 малых горнов; пер сонал мастерской составлял 59 человек. В начале XIX века Адмиралтейские Ижорские заводы (АИЗ) пережили глобальную реконструкцию, которую современники приравнивали ко второму рождению предприятия. Автор плана «переустройства» заводов шотландский инженер Чарльз Гаскойн перенес якорный завод на левый берег реки, ближе к главной плотине и спроектировал для него новое здание. Для предохранения от огня стропила в здании были сделаны из железа, водоотводные Уже не восстановить названия всех кораблей, оснащенных ижорскими якорями: подводные археологи находят их от Балтики до дальневосточной бухты Золотой Рог русла и вододействующие колеса из чугуна и железа, для ковки якорей установлены пять больших молотов. Модернизация якорного производства проводилась и позже, когда оно как отдел вошло в состав большой кузницы Адмиралтейских Ижорских заводов, а с 1830 года заводы стали поставлять морскому ведомству и якорные цепи. Выделка якорей продолжалась на Ижоре до Великой Отечественной войны. Колпинские вариации За почти два века существования мастера якорного производства Ижорских заводов освоили множество типов якорей. Речные и морские, адмиралтейские и русские, якоря систем Роджера, Паркера, Холла, Матросова и других конструкций уходили на верфи и потом исправно служили морякам. Сегодня трудно восстановить названия всех кораблей русского флота, оснащенных ижорскими якорями. Подводные археологи находят их в разных морях: от Балтики до дальневосточной бухты Золотой Рог. Из самых известных заказов якоря для крейсеров «Аврора», «Диана», «Паллада», строившихся в конце XIX века в Новом Адмиралтействе по одному проекту. Якорная мастерская Ижорских заводов выполнила заказ на изготовление якорей и шпилевых устройств для крейсеров, каждый их которых имел по четыре вспомогательных адмиралтейских и три становых якоря системы Холла (вес каждого 4,32 тонны). Уборка якорей производилась с помощью специального шпилевого устройства, разработанного ижорцами. Затем аналогичные устройства ижорцы создали для бронепалубных крейсеров «Олег», «Кагул» и «Очаков». На каждый крейсер серии были поставлены по два становых и два запасных якоря системы Холла, якорные цепи, стопанкер и верп (малый якорь) адмиралтейской системы. Знаменитый броненосец «Князь Потемкин Таврический» вступил в строй кораблей Черноморского флота в канун революции 1905 года. Якоря для броненосца, строившегося на Николаевском заводе, изготовили на Ижоре. Продукцию ижорской якорной мастерской нередко находят при проведении строительных работ на территории Ижорских заводов, особенно в его старой части. Иногда такие находки передают в заводской музей. Таким образом в коллекции заводского музея появился так называемый «русский» якорь, длина веретена которого 5 метров 80 сантиметров. Подобные можно видеть в Петербурге в Центральном военно-морском музее. Историю якоря пока восстановить не удалось, но специалисты заводского музея надеются, что и такие гиганты ковались ижорскими мастерами. 5 2

Http://docplayer. ru/45657976-Oborudovanie-dlya-neftepererabotki. html

Глава 7. Теоретические основы и технология каталитических гомолитических процессов нефтепереработки. . . . . . . . 719

7.1. Теоретические основы и технология процессов паровой каталитической конверсии углеводородов. . . . . . . . . . . . . . . 719

(процесс Клауса). . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 724 7.3. Окислительная демеркаптанизация сжиженных газов

Глава 8. Теоретические основы и технология гидрокаталитических процессов переработки

Нефтяного сырья. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 731 8.1. Классификация, назначение и значение

8.2. Теоретические основы и технология процессов каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 733

8.2.1. Химизм и термодинамика процесса. . . . . . . . . . . . . . . . 734 8.2.2. Катализаторы и механизм их каталитического

Действия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 737 8.2.3. Основы управления процессом. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 740 8.2.4. Промышленные установки каталитического

Риформинга. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 749 8.2.5. Установки каталитического риформинга

Со стационарным слоем катализатора. . . . . . . . . . . . . . . 751 8.2.6. Установки каталитического риформинга

С непрерывной регенерацией катализатора. . . . . . . . . . . . 753 8.3. Каталитическая изомеризация пентан-гексановой

Фракции бензинов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755 8.3.1. Теоретические основы. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 755 8.3.2. Основные параметры процесса. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 757 8.3.3. Установки изомеризации фракции н. к. – 62°С. . . . . . . . . 757

8.4. Теоретические основы и технология каталитических гидрогенизационных процессов облагораживания нефтяного сырья. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760

8.4.1. Краткие сведения об истории развития гидрогенизационных процессов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 760

8.4.2. Химизм, термодинамика и кинетика реакций гидрогенолиза гетероорганических соединений сырья. . . . 762

И механизм их действия. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 766 8.4.4. Основы управления гидрогенизационными процессами. . . 771 8.4.5. Промышленные процессы гидрооблагораживания

8.5. Каталитические процессы гидрокрекинга нефтяного сырья. . . 783

Гидрокрекинга. Катализаторы процесса. . . . . . . . . . . . . . 784 8.5.2. Основные параметры процессов гидрокрекинга. . . . . . . . . 788 8.5.3. Гидрокрекинг бензиновых фракций. . . . . . . . . . . . . . . . 790

8.5.4. Новые технологические процессы производства автобензинов с ограниченным содержанием бензола

И олефинов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 791 8.5.5. Процессы селективного гидрокрекинга. . . . . . . . . . . . . . 793 8.5.6. Гидрогенизация керосиновых фракций. . . . . . . . . . . . . . 794 8.5.7. Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля. . . . . . . . . . . . 796 8.5.8. Гидрокрекинг вакуумного дистиллята при 15 МПа. . . . . . . 798

8.5.9. Гидрокрекинг высоковязкого масляного сырья. . . . . . . . . 801 8.5.10.Гидрокрекинг остаточного сырья. . . . . . . . . . . . . . . . . . 802 8.5.11. Некаталитические гидротермические процессы

Переработки тяжелых нефтяных остатков (гидровисбрекинг, гидропиролиз, дина-крекинг,

Донорно-сольвентный крекинг) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 803 8.5.12. Краткие сведения об экстракционных процессах

Облагораживания моторных топлив. . . . . . . . . . . . . . . . 806 8.6. Особенности конструкций технологического оборудования

Гидрокаталитических процессов. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 807 8.6.1. Реакторы гидроочистки дизельных топлив. . . . . . . . . . . . 808 8.6.2. Реакторы каталитического риформинга. . . . . . . . . . . . . . 812

Глава 9. Современное состояние и актуальные проблемы нефтепереработки. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 815

9.1. Краткая характеристика и классификация НПЗ. . . . . . . . . . 815 9.2. Основные принципы проектирования НПЗ. . . . . . . . . . . . . . 819 9.3. Современные проблемы технологии переработки

9.4. Основные принципы углубления переработки нефти и поточные схемы нефтеперерабатываюших заводов

Топливного профиля. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 829 9.5. Проблемы экологизации технологии в нефтепереработке. . . . . 840 9.6. Основные тенденции и современные проблемы

Производства высококачественных моторных топлив. . . . . . . 847 9.7. Современное состояние и тенденции развития

Наступившее столетие ставит перед человечеством исключительно серьезную глобальную проблему, связанную с истощением извлекаемых запасов нефтяного сырья. В настоящее время в мире ежегодно добывается и перерабатывается более 3 млрд т нефти и 2,5 трлн м 3 природного газа при их оставшихся запасах около 140 млрд т и 155 трлнм 3 соответственно. Одновременнововсеммиреужесточаютсяэкологические требования к качеству выпускаемых нефтегазопродуктов. Поэтому должны расширяться производства высооктановых автобензиновсограниченнымсодержаниемароматическихуглеводородов, дизельных топлив со сверхнизким содержанием серы, высокоиндексных смазочныхмаселидр. Вэтойсвязинефтепереработкадолжнапереориентироваться на более эффективную, экологически и технологически безопасную, энергосберегающую и глубокую переработку нефтяного сырья и рациональное использование нефтепродуктов, прежде всего высококачественных моторных топлив.

России после распада СССР досталось 26 морально и физически устаревших НПЗ с отсталой технологией, низкой глубиной переработки нефти, слабой оснащенностью вторичными, прежде всего каталитическими, процессами и сильно изношенным оборудованием. Задачи, стоящие перед отечественной нефтегазоперерабатывающей отраслью в области углубления переработки углеводородного сырья, повышениякачествавыпускаемыхнефтепродуктовиобеспечениянадежности оборудования и безопасности технологических процессов, требуют от специалистов-нефтегазопереработчиковглубокихзнанийтеории, пере – довой технологии и оборудования процессов НПЗ.

Учебное пособие предназначено для студентов высших учебных заведений нефтегазового профиля, обучающихся по специальностям: 250400 «Химическая технология природных энергоносителей

И углеродных материалов» и 171700 «Оборудование нефтегазопереработки».

Книга будет полезна для повышения квалификации инженеровтехнологов и инженеров-механиков, для подготовки бакалавров, ма – гистровикандидатовнаук, длясотрудниковнаучно-исследовательских

Трудно представить современную мировую экономику без энергии, транспорта, света, связи, радио, телевидения, вычислительной техники, средств автоматизации, космической техники и т. д., основой развития которых является топливно-энергетический комплекс (ТЭК). Уровень развития ТЭК отражает социальный и научно-технический прогресс и часто определяет политику государства.

Экономически наиболее значимой составной частью ТЭК ныне является нефтегазовый комплекс (НГК). НГК включает нефтегазодобывающую, нефтегазоперерабатывающую, нефтегазохимическуюотрасли промышленности, а также различные отрасли транспорта (трубопроводный, железнодорожный, водный, морской и др.) нефти, газоконденсата, природного газа и продуктов их переработки.

Нефть и газ – уникальные и исключительно полезные ископаемые. Продукты их переработки применяют практически во всех отраслях промышленности, на всех видах транспорта, в военном и гражданском строительстве, сельском хозяйстве, энергетике, в быту и т. д. Из нефти

И газа вырабатывают разнообразные химические материалы, такие как пластмассы, синтетические волокна, каучуки, лаки, краски, дорожные

И строительные битумы, моющие средства и многое другое. Не зря нефть называют «черным золотом».

Ресурсы и месторождения нефти. Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 млрд т (табл. 1.1). Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4% расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на уникальных (более 1 млрд т) и гигантских (от 300 млн до 1 млрд т) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби – арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых запасов.

Второе место среди регионов мира занимает Американский континент – 14,5% мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина

И Бразилия. Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,9%, в т. ч. в Ливии – 2,9, Нигерии – 2,3 и Алжире – 0,9%.

В Западной Европе крупные месторождения нефти и газа расположены в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35%), Индонезия (0,5%), Индия, Малайзия

Ресурсыиместорожденияприродногогаза. Мировыеизвлекаемые запасы природного газа оцениваются в 154,9 трлн м 3 . Ресурсов газа при нынешнихтемпахегодобычихватитна 63,1года. Поразведаннымзапасам природного газа первое место в мире занимает Россия – 31%. Одна треть общемировых его запасов приходится на Ближний и Средний Восток, где он добывается преимущественно попутно с нефтью, т. е. на страны, обладающие крупными месторождениями нефти: Иран (14,9% от общемировых запасов – 2-е место в мире), Абу-Даби (4,0%), Саудовская Аравия (3,9%) и Кувейт (1,0%).

В Азиатско-Тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа обладают Индонезия, Малайзия и Китай.

На американском континенте обнаружено 12,7% от общемировых запасов природного газа, в т. ч. США – 3,1% (5-е место), Венесуэла –

Западная Европа обладает 2,9% от мировых запасов природного газа, в т. ч. Норвегия – 0,8%, Нидерланды – 1,1% и Великобритания –

Добычанефти. Главныенефтедобывающиерегионымира–страны, обладающиекрупнымиресурсаминефти. Пообъемудобычинефтипервые места в мире занимали до 1974 г. – США, затем до 1989 г. – бывший

СССР, а с 1995 по 2000гг. – Саудовская Аравия. Как видно из табл. 1.1,

В мире. В десятку крупных нефтедобывающих стран мира (добывающих более 100 млн т/г) входят еще Иран, Китай, Норвегия, Венесуэла, Мексика, Ирак, Великобритания, Ливия, Канада и Нигерия.

В 2005 г. добыча нефти в некоторых странах бывшего СССР составила (в млн т): Казахстан – 61, Азербайджан – 22, Туркмения – 9,5.

Как видно из табл. 1.2, Россия с начала нового столетия интенсивно наращивает добычу нефти, несмотря на ограниченность ее запасов

Россия, экспортируяболееполовиныпроизведеннойнефти, всеболее становится нефтегазосырьевым придатком развитых стран. Большинство отечественных месторождений нефти ныне находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Непрерывно растет обводненность нефтяных месторождений, которая в среднем по России составляет 82%. Низок среднесуточный дебит одной скважины (около 7 т), только высокая цена нефти на мировом рынке позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Высока изношенность оборудования нефтегазового комплекса страны. В ближайшем будущем Россия обречена работать с трудно извлекаемыми и малодебитными месторождениями нефти. Из-за недальновидного свертывания геолого-разведоч – ных работ очень мала вероятность ввода в разработку новых крупных, типаЗападно-сибирских, высокодебитныхместорожденийвближайшие

Два-три десятилетия. В этой связи нельзя считать оправданной проводящуюся руководством страны и нефтяными компаниями политику резкого ускорения темпов добычи нефти без компенсации восполнения еересурсов, чтоприведеткхищническойвыработкеостаточныхзапасов

И серьезным негативным последствиям для экономики следующих поколенийроссиян. Назреланеобходимостьдлязаконодательногоустановления ограничительных квот как на добычу, так и экспорт нефти и газа.

Добычаприродногогаза. По объемам добычи газа в мире со значительным отрывом от других стран лидируют бывший СССР и США. В число крупных газодобывающих стран мира входят Канада, Великобритания, Индонезия, Нидерланды, Алжир, Норвегия, Иран, Мексика

Динамика добычи природного газа в России в 2000–2005гг. приведена в табл. 1.2, откуда следует, что производство газа, который по сравнению с нефтью значительно менее исчерпан, непрерывно возрастает и достигло 641 млрд м 3 . Разумеется, такие высокие объемы газодобычи в стране, в отличие от нефтяной отрасли, экономически оправданы, поскольку обоснованы исключительно большими его ресурсами.

Нефть представляет собой подвижную маслянистую горючую жидкость легче воды от светло-коричневого до черного цвета со специфическим запахом.

С позиций химии нефть – сложная исключительно многокомпонентная взаиморастворимая смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов различного химического строения с числом углеродных атомовдо100иболееспримесьюгетероорганическихсоединенийсеры, азота, кислорода и некоторых металлов. По химическому составу нефти различных месторождений весьма разнообразны. Поэтому обсуждение можно вести лишь о составе, молекулярном строении и свойствах «среднестатистической» нефти. Менее всего колеблется элементный составнефтей:82,5…87%углерода;12,5…14,5%водорода;0,05…0,35,ред-

Ко до 0,7% кислорода; до 1,8% азота и до 5,3, редко до 10% серы. Кроме названных, в нефтях обнаружены в незначительных количествах очень многие элементы, в т. ч. металлы (Са, Mg, Fe, Al, Si, V, Ni, Na и др.).

Поскольку нефть и нефтепродукты представляют собой многокомпонентную непрерывную смесь углеводородов и гетероатомных соеди-

Нений, то обычными методами перегонки не удается разделить их на индивидуальные соединения со строго определенными физическими константами, в частности температурой кипения при данном давлении. Приняторазделятьнефтиинефтепродуктыпутемперегонкинаотдельные компоненты, каждый из которых является менее сложной смесью. Такие компоненты принято называть фракциями или дистиллятами. Вусловияхлабораторнойилипромышленнойперегонкиотдельныенефтяные фракции отгоняются при постепенно повышающейся температуре кипения. Следовательно, нефть и ее фракции характеризуются не температурой кипения, а температурными пределами начала кипения (н. к.)иконцакипения(к. к.).Приисследованиикачествановыхнефтей (т. е.составлениитехническогопаспортанефти)ихфракционныйсостав определяют на стандартных перегонных аппаратах, снабженных ректификационными колонками (например, на АРН-2 по ГОСТ 11011–85). Это позволяет значительно улучшить четкость погоноразделения и построить по результатам фракционирования так называемую кривую истинныхтемпературкипения(ИТК)вкоординатахтемпература–вы – ход фракций в% мас., (или% об.). Отбор фракций до 200°С проводится при атмосферном давлении, а более высококипящих – под вакуумом во избежание термического разложения. По принятой методике от начала кипения до 300°С отбирают 10-градусные, а затем 50-градусные фракциидотемпературык. к.475…550°С. Такимобразом, фракционный состав нефтей (кривая ИТК) показывает потенциальное содержание

В них отдельных нефтяных фракций, являющихся основой для получениятоварныхнефтепродуктов(автобензинов, реактивныхидизельных топлив, смазочных масел и др.). Для всех этих нефтепродуктов соответствующими ГОСТами нормируется определенный фракционный состав. Нефти различных месторождений значительно различаются по фракционному составу, а следовательно, по потенциальному содержанию дистиллятов моторных топлив и смазочных масел. Большинство нефтейсодержит15…25%бензиновыхфракций, выкипающихдо180°С, 45…55%фракций, перегоняющихсядо 300…350°С. Известныместорождения легких нефтей с высоким содержанием светлых (до 350°С). Так, самотлорская нефть содержит 58% светлых, а в нефти месторождения Серия (Индонезия) их содержание достигает77%. Газовые конденсаты Оренбургского и Карачаганакского месторождений почти полностью (85…90%)состоятизсветлых. Добываютсятакжеоченьтяжелыенефти,

В основном состоящие из высококипящих фракций. Например, в нефти Ярегского месторождения (Республика Коми), добываемой шахтным способом, отсутствуют фракции, выкипающие до 180°С, а выход свет-

Http://studfiles. net/preview/1020292/page:2/

Томская компания НПО «ЭТН-циклон» разработала и производит оригинальные установки для переработки нефти малой производительности, которые, в отличие от аналогов, не требуют сброса жидких отходов.

Оборудование предназначено для получения моторных и энергетических топлив при первичной перегонке нефти, для переработки нефтешламов, фракционной разгонки синтетической нефти и продуктов крекинга тяжелых остатков (мазутов, гудронов), выработки дизельного топлива при освоении нефтяных и газоконденсатных месторождений, извлечения ароматических углеводородов. Производительность установок составляет от 10 до 1000 тыс. тонн сырья в год, температура эксплуатации — от +45 до -45 градусов Цельсия.

«На отдаленных месторождениях солярка становится дорогой — возить ее получается только по зимнику и иногда даже вертолетами. Нас попросили сделать небольшую и эффективную установку для производства качественного дизельного топлива для внутреннего потребления, — рассказывает директор НПО «ЭТН-циклон» Юрий Фещенко. — Существующие решения хорошо подходили для больших мощностей и стабильного состава сырья, но состав нефти в разных скважинах отличается. К тому же сибирский климат требует устойчивости к низким температурам. Так пришлось придумывать новое решение, а поскольку моя специализация по образованию — процессы горения и газовой динамики, поэтому в нашей установке использовано газодинамическое решение поставленной задачи».

Новый способ переработки условно называется «вихревая ректификация» и основан на однократном испарении и поэтапном охлаждении на каждой ступени перегонки, при этом разделение на паровую и жидкую фазу на всех ступенях перегонки проводят в циклонных испарителях-сепараторах. Конструкция циклонных испарителей-сепараторов обеспечивает разделение паровой и жидкой фазы в процессе вихревого движения и ограничивает выход паров тяжелых фракций на следующую ступень перегонки. Технология позволяет перерабатывать легкую и тяжелую нефть, газовые конденсаты и смеси углеводородного сырья на одной установке. Качество получаемых продуктов не зависит от колебаний состава сырья — его можно перерабатываться «с колес» без перенастройки», — добавляет Юрий Фещенко.

«Установка — это комплекс оборудования: печи, накопительные емкости, насосные блоки. Ее производство занимает 4-6 месяцев, монтаж на удобном заказчику месте — 1,5-4 месяца», — говорит Юрий Фещенко. «Установка циклонного типа основанная на вихревой ректификации может быть включена в технологическую часть каталитической переработки мазутов и газойлей, а также каталитической переработки светлых нефтепродуктов (в т. ч.реформинга) – для малой производительности – это единственно возможное технологическое решение из известных», — добавляет Юрий Фещенко.

По словам директора томской компании, установки заказывают нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие компании разных стран мира, а уже работают установки в России, Казахстане, на Украине. Сейчас специалисты «ЭТН-Циклон» ведут монтаж установки каталитической переработки газойля в Индонезии. Всего продано 16 установок разного назначения и мощности.

Http://www. assoneft. ru/activities/press-centre/tek/3267/

Из твердого сырья: муниципальные отходы, уголь, торф, древесные отходы. Из жидкого сырья: нефть, мазут, нефтешлам, отработанное масло.

Наши мини заводы роботы новинка века: ищем дилеров по всем странам мира. Сделай свою планету чистой, а себя успешным.

Мини-завод ПРОМЕТЕЙ “Потрам-Октан”– предназначенная для разделения углеводородного сырья (газовый конденсат, нефть) на 3 фракции и получения, например таких нефтепродуктов, как мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин, до 4 фракций для дополнительного получения лигроина или 5 фракций для получения дополнительного нефраса. В основе технологии фракционного разделения нефти в наших установках лежит ступенчатый фракционный нагрев сырья и его узкофракционная дистилляция.

Для практической реализации нефтепереработки разработаны несколько комбинаций мини-заводов “Потрам-Октан”. Это мини-заводы предназначены для получения 3-х нефтяных фракций мазут, дизельное топливо, прямогонный бензин и могут быть рекомендованы для нефтедобытчиков, там где достаточно извлечь лишь качественное дизельное топливо, соответствующее ГОСТу для работы дизель-генераторов и тяжёлой автотехники. При этом полученные мазут и прямогонный бензин смешиваются с большим количеством нефти и отправляются, условно говоря, в «трубу». Для получения качественных моторных топлив, соответствующих ГОСТу (кроме октанового числа прямогонного бензина), нефть необходимо разделять на 4 фракции: мазут, дизельное топливо, лигроин и бензин – мини-заводы производительностью от 20 тонн и выше. Извлекаемый лигроин – узкая фракция между бензином и керосином около 4% от массы исходной нефти. Это позволяет добиться соответствию ГОСТу таких показателей дизельного топлива, как вязкость и температура вспышки в закрытом тигле и при этом сохранить соответствие ГОСТу показателей бензина. Для комплектации наших комплексов “POTRAM” разработаны комбинации мини-заводов “Потрам-Октан” до 13 фракций, что позволяет увеличивать рентабельность переработки мусора и полезных ископаемых.

Http://www. potram. ru/index. php? page=261

В работе предлагается технология по решению проблемы утилизации и переработки жидких и твердых нефтеотходов. В технологии используется комплекс организационных методов воздействия на гетерогенные жидкости на наноуровне. Среди методов базовым является кавитационный.

The paper proposes a technology to solve the problem of utilization and processing of liquid and solid oily waste recycling. The technology uses a complex of organizational methods of influence on heterogeneous fluid to the nanolevel. Among the methods of the base is cavitation.

ТЕХНОЛОГИЯ И ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ОБРАБОТКИ НЕФТИ И ПЕРЕРАБОТКИ ТВЕРДЫХ НЕФТЕШЛАМОВ И ЖИДКИХ НЕФТЕОТХОДОВ

А. А. Викарчук, доктор физико-математических наук, профессор, профессор-консультант кафедры «Нанотехнологии, материаловедение и механика»

И. И. Растегаева, старший преподаватель кафедры «Нанотехнологии, материаловедение и механика»

Е. Ю. Чернохаева, главный специалист Тольяттинский государственный университет, Тольятти, Россия

Ключевые слова: нефть; нефтешламы; роторно-импульсный генератор; генератор резонансного типа; кавитационная обработка.

Аннотация: В работе предлагается технология по решению проблемы утилизации и переработки жидких и твердых нефтеотходов. В технологии используется комплекс организационных методов воздействия на гетерогенные жидкости на наноуровне. Среди методов базовым является кавитационный.

Амбарные твердые нефтешламы (битум, гудрон, асфальтены), которых накопилось в шламохранили-щах и полигонах России более 100 млн. тонн, имеют достаточно высокий потенциал для последующей их переработки в коммерциализуемую продукцию, однако эта проблема до сих пор не решена [1].

Кроме того, на металлургических, машиностроительных, металлообрабатывающих и транспортных предприятиях ежедневно накапливаются тысячи тонн экологически опасных отработанных жидких нефтеотходов. Это отработанные масла, нефтяные промывочные жидкости, смазки и т. д. Отработанные нефтепродукты так же, как и нефтешламы требуют утилизации или переработки. В России до 77 % всех отработанных масел нелегально сбрасывается на почву и в водоемы, что наносит колоссальный урон окружающей среде [2].

Поэтому проблема утилизации и переработки жидких и твердых нефтеотходов является актуальной и требует безотлагательного решения.

Мы предлагаем решить вышеперечисленные проблемы следующими способами: тяжелые нефтеот-ходы (битум, гудрон), предварительно нагретые для придания текучести, разбавляются легкими (масла, промывочные жидкости, смазки) и подвергаются высокоэнергетичной обработке в специальных установках для получения полезной продукции в виде мазутов, печного топлива и дорожно-строительных материалов.

Второй способ – выделение из нефтешламов и нефтеотходов жидкой составляющей, доведение ее стандартными методами (обезвоживание, обессерива-ние) до товарной нефти, которую подвергают высокоэнергетической обработке физическими методами на наноструктурном уровне с целью получения из нее максимального выхода (до 60%) светлых фракции при атмосферной перегонке.

Принципиальная схема переработки твердых не-фтешламов и жидких нефтеотходов представлена ниже (рис.1)

В предлагаемой технологии используется как стандартное оборудование (это блоки 2, 3, 4, 5, 14) так и авторские установки (это блоки 6, 9, 11), а также специальное (модернизированное оборудование под поставленные цели и задачи (блоки 7, 8, 9, 10, 12,13).

В качестве объекта исследований в данной работе были выбраны тяжелые нефти, жидкие нефтеотходы, разбавленный нефтью гудрон и мазут. Для высокоэнергетической обработки нефтепродуктов, проявляющих при низких температурах вязкопластичность, использовали в комбинации физические методы воздействия на гетерогенные жидкости: кавитационное, тепловое, электроимпульсное, ударное, акустическое и др. Базовым среди них является кавитационное. Для обработки применяли три вида гидродинамических кавитационных генераторов: дискового, роторно-импульсного и резонансного типа. Параллельно или последовательно с ними использовали другие методы воздействия и устройства (ультразвуковой диспер-гатор, акустический излучатель, акустоэмиссионная диагностическая аппаратура).

Принцип работы кавитатора дискового типа основан на возмущении потока жидкости при прохождении ею сквозь отверстия подвижного диска вдоль выпуклости неподвижного, что приводит к возникновению кавитационных зон. Дисковые кавитаторы использовали для нагревания и гомогенизации гетерогенных жидкостей.

Роторно-импульсная аппаратура (РИА) предназначена для импульсной энергетической обработки гетерогенных жидкостей с целью изменения физикохимических свойств и структуры жидкостей, она обеспечивает интенсивное многофакторное воздействие на обрабатываемую среду (механическое, гидродина-

Нефтепродуктов Блок грубой очистки Стандартный блок разделения не-фтеотходов на три фракции (нефтепродукты, вода, твердый шлам) (декантери, центрифуги, установка Лаваль)

Блок разделения грунтосодержащих нефтешламов (нефтепродукты, вода, твердый шлам) (авторская разработка)

9. Установка для кавитационной обработки (ГРТ) – генератор резонансного типа

15. Участок реализации продукции Рис. 1. Схема техпроцесса переработки нефтешлама.

В резонансных гидродинамических генераторах используется возбуждение колебаний резонирующих элементов. Общий принцип работы всех струйных кавитаторов – использование энергии движения жидкости. Такой подход выгодно применять для трубопроводов и других систем, в которых жидкость уже находится под давлением.

Основная цель такой обработки нефти и нефтепродуктов – это снижение их вязкости и увеличение выхода светлых фракций при их атмосферной перегонке. Вязкость этих жидкостей зависит от химического состава, молекулярной массы и наличия частиц второй фазы, она определяется силами межмолекулярного взаимодействия и может меняться в зависимости от температуры и предварительной высокоэнергетической обработки в широких пределах: от 1,0 до 500 Ст. Например, для Мангишлаковской нефти, имеющей плотность 857 кг/м3, содержащей парафины (до 10 %), при температуре застывания 30 °С, статическое напряжение сдвига т0 при 20 °С достигало 500 Па, а ее кинематическая вязкость при этих температурах равнялась 19,5 сСт. При нагревании нефти на 10 °С т0 падало до 5,0 Па, а вязкость уменьшалась на 2 порядка. Образованию пространственной структуры в нефти и нефтепродуктах благоприятствует наличие высокой концентрации мелких твердых частиц второй фазы, а значит большой поверхности раздела фаз с поверхностным слоем, имеющим аномальные свойства. Пространственная структура формируется из кристаллов парафина, частичек асфальтенов и ассоциатов, сформированных за счет молекулярного взаимодействия. При комбинированной высокоэнергетической обра-

Ботке происходит диспергация механических частиц, ассоциаты разрушаются, а вязкость уменьшается. Например, минутная обработка на роторно-импульсном аппарате гудрона, разбавленного нефтью (20 %), приводит к снижению вязкости нефтепродуктов в 2 раза.

Нами разработаны технологии и оборудование, в которых используются одновременно несколько факторов воздействия на гетерогенные жидкости, причем на наноструктурном уровне. При этом на жидкость, обрабатываемую на кавитанционных установках, дополнительно накладываются физические поля (температурные, силовые, акустические). Многофакторное воздействие на нефть и нефтеотходы организовано в одной модульной установке, основой которой является гидродинамические кавитационные генераторы роторно-импульсного или резонансного типа. В последнем, колебания активатора возбуждаются набегающей струей жидкости. В нем струя, вытекающая из сопла с большой скоростью, попадает на пластину с клиновидным краем, имеющую в нашем случае двухточечное крепление. При этом происходит срыв струи, возникают пульсации давления и скорости потока, образуется развитая турбулентность и акустическое поле излучателя, кавитационные зоны и комму-ликативные струйки.

Роторно-импульсная аппаратура обеспечивает интенсивное многофакторное воздействие на обрабатываемую среду [3]:

– механическое воздействие на частицы гетерогенной среды, заключающееся в ударных, срезывающих и истирающих нагрузках и контактах с рабочими частями аппарата;

В больших сдвиговых напряжениях в жидкости, развитой турбулентности, пульсациях давления и скорости потока жидкости;

– гидроакустическое воздействие на жидкость осуществляется за счет мелкомасштабных пульсаций давления, интенсивной кавитации, ударных волн и вторичных нелинейных акустических эффектов.

В установке возможна обработка жидкостей, содержащих включения с объемной концентрацией до 1 %, размером частиц до 0,2 мм, кинематической вязкостью до 30х10-6 м2/с, с температурой от +4 °С до +100 °С. Возможно увеличение концентрации твердой фазы в обрабатываемой жидкости при условии, что твердость частиц меньше твердости деталей аппарата, контактирующих с суспензией.

Дополнительно в установках на обрабатываемую жидкость накладываются температурные, электромагнитные и силовые поля. Процессы воздействия отрегулированы по амплитуде, частоте и последовательности, скоординированы и сонаправлены так, чтобы достигался максимальный эффект обработки, а именно, происходил максимальный выход светлых фракций, выкипающих при температуре ниже 350 °С и атмосферном давлении.

Установки оснащены автоматической системой контроля за процессом обработки. В свою очередь оптимальные режимы обработки определяли по сигналам акустической эмиссии (АЭ), излучаемым из кавитационной камеры. Основными факторами, влияющими на эффективность обработки, являются гидродинамические параметры (давление, температура, скорость потока) и конструктивные, зависящие от типа, формы, размера активатора и конструкции камеры для обработки. В нашем случае, оптимальный режим работы установки определялся из спектра сигналов АЭ, излучаемых обрабатываемой жидкостью, и варьировался в ходе предварительных экспериментов, связанных с подбором давления, температуры, скорости течения жидкости и подгонкой размеров, формы резонирующих пластин и сопла, регулировкой расстояния между соплом и отражателем. Основным недостатком этого устройства является быстрый выход их строя резонирующих элементов, в результате циклического действия на них динамических нагрузок, соизмеримых с пределом усталостной прочности материала. Чтобы устранить этот недостаток в лаборатории «Физика прочности и интеллектуальных диагностических систем» ТГУ были специально разработаны наноматериалы для этих целей, а также создана автоматизированная система контроля за процессом обработки. Таким образом, в основе предлагаемой технологии лежит явление комбинированного высокоэнергетического воздействия на гетерофазные жидкости (эмульсии, нефть и нефтепродукты), которые сводятся к следующим процессам:

– диспергированию твердых частиц вплоть до наноразмеров, разрушению коллоидов и деструкции органических и неорганических соединений, находящихся в гетерофазной жидкости;

– эмульгированию (перемешивание и гомогониза-ция) разнородных жидкостей;

– интенсификации массообменных процессов, окислительно-восстановительных реакций, нейтрализации токсических веществ;

– расщеплению молекул воды, появлению озона, атомарного кислорода, пероксидных соединений и свободных радикалов;

– деструкции парафина, диспергированию асфаль-тенов, карбонов, разрушению ассоциатов и разрыву длинномерных молекул углеводородов, изменению структуры и свойств нефтепродуктов.

Перечисленное выше оборудование, технологии мы предлагаем использовать в двух направлениях:

1) переработка твердых нефтешламов и жидких нефтепродуктов в коммерциализуемую продукцию (мазуты, печное топливо, дорожно-строительные материалы),

2) предварительная высокоэнергетическая обработка нефти (кавитационная, электроимпульсная, гидродинамическая) нефти любых марок, жидких не-фтеотходов, масел, разбавленного гудрона и битума с целью максимального выделения из них светлых фракций при атмосферном давлении.

Сущность первой технологии состоит в следующем. Предлагается тяжелые нефтеотходы (битум, гудрон), предварительно нагретые и обработанные на кавитационных генераторах для придания им текучести, разбавлять жидкими нефтеотходами (нетоварная нефть, промслой, отработанные масла, смазки, промывочные жидкости) и проводить их высокоэнергетическую обработку в специальных установках для целенаправленного изменения их структуры, состава и получения заданных свойств.

Для реализации этих эффектов предлагается проводить совместно переработку твердых нефтешла-мов и жидких нефтеотходов с помощью гидродинамических, роторных или резонансных кавитаторов, электродинамических генераторов, работающих в импульсном режиме и другой аппаратуры, предназначенной для воздействия на жидкости и ее компоненты на наноуровне. В рабочей камере нефть, нефтеотходы, вода, механические частицы и углеводородные соединения одновременно подвергаются: гидродинамическому (высокие градиенты и частота пульсации давления), акустическому, электроимпульсному, тепловому и ударному воздействию. Степень и результат комбинированного воздействия на нефтепродукты зависит от рабочих характеристик кавитаторов и генераторов, варьируя которые мы достигаем значительного улучшения эксплуатационных свойств гетерофазных жидкостей. Новизна работы состоит в том, что впервые предлагается переработку твердых нефтешламов и жидких нефтеотходов проводить, используя комбинацию высокоэнергетических воздействий на наноуровне на гетерогенные жидкости. В установках гидродинамическое, акустическое, тепловое и ударное воздействие отрегулированы по амплитуде и очередности, скоординированы и сонаправлены, а режимы обработки подобраны и отрегулированы. Оптимизация режимов такой обработки проводится путем постоянного контроля состава и определения свойств обрабатываемой жидкости, анализа сигналов акустической эмиссии излучаемых из камеры, предназначенной для совместной обработки твердых и жидких нефтеотходов. Ниже приведены результаты обработки нефти и нефтеотходов.

Таблица 1. Разгонка обработанных на кавитационных установках нефти (образец № 3), промслоя (№ 4), жидких нефтеотходов (№ 2,6, 8,10,12,13) и гудрона с нефтью (№ 1, 5,7,11).

Тн. к °С 100°С 120°С 150°С 160°С 180°С 200°С 220°С 240°С 260°С 280°С 300°С 320°С 340°С 360°С

02.04 №1 0,872 115 – 0,5 4,2 6,0 10,0 14,0 16,0 22,0 24,0 29,0 33,0 38,0 48,0 60% 354 °С

02.04. №2 Ж. Н.0 0,874 58,0 3,4 6,2 12,0 14,0 18,0 20,0 24,0 26,0 28,0 320 36,0 40,0 44,0 48,0

02.04 №3 нефть 0,859 42,0 4,7 7,6 15,0 17,0 21,0 23,0 27,0 30,0 33,0 36,0 39,0 42,0 48,0 58,0

03.04 №4 15% 0,888 52,0 2,6 5,0 8,6 11,0 13,0 16,5 19,5 22,0 24,0 27,0 30,0 33,5 38,0 44,0

03.04 №5 0,892 114 0,8 4,8 6,6 11,0 15,0 18,0 22,0 25,5 30,0 33,5 38,5 44,5 56,0

08.04 №6 ж. н.о. 0,860 34 4,2 8,6 14,0 17,0 20,0 24,0 27,0 30,0 34,0 38,0 42,0 46,0 51,0 59,0

15.04 №8 ж. н.о. 0,877 45 4,0 6,4 11,0 13,0 16,0 19,0 22,0 25,0 27,0 30,0 34,0 38,0 43,0 53,0

16.04 №10 ж. н.о. 0,877 49 4,0 6,4 12,0 13,5 16,5 18,5 22,0 24,5 27,5 31,0 34,5 38,0 43,0 55,0

17.04 №11 15% 0,903 124 – – 3,3 4,5 8,0 12,0 16,0 19,0 22,0 26,0 29,5 34,0 39,5 43,5

17.04 №12 ж. н.о. 0,886 49 2,9 5,3 10,0 13,0 15,5 18,5 21,0 24,0 26,5 29,0 33,0 37,0 42,5 55,0

18.04 №13 ж. н.о. 0,886 68 2,0 4,5 9,0 12,0 15,0 17,0 20,0 23,0 26,0 30,0 34,0 38,0 45,0 58,0

Эксперименты проводились на малом предприятии, расположенном в Татарстане и специализирующегося на переработке нефтешламов. В качестве исходного сырья были выбраны амбарные нефтешламы, находящиеся на территории организации. Из них были подготовлены два типа нефтеотходов, подлежащих переработке на кавитационных установках роторного и резонансного типа: твердовязкий гудрон, изъятый непосредственно из шламохранилища, и жидкие нефте-отходы взятые из отстойника (10 000 м3 верхний слой). Гудрон нагревали до 60 градусов и разбавляли товарной нефтью, полученную смесь (образцы пробы № 1, 5, 7, 11 таблицы) обрабатывали сначала на кавитаторе-диспергаторе, затем на кавитаторе резонансного типа при давлении в системе пять атмосфер. Жидкие не-фтеотходы (образцы № 2, 6, 8, 12, 13 таблицы) – только на кавитаторе резонансного типа. Для всех образцов в исходном состоянии плотность была примерно одинаковой и варьировалась в пределах от 0,87 до

0,90 гр/см3. После обработки плотность существенно не менялась. Обработанные на кавитаторе жидкие нефте-отходы и разбавленный нефтью гудрон подвергались разгонке. Результаты экспериментов представлены в таблице № 3 и на графике 3. Образец № 3 – это товарная нефть, взятая для сравнения. Для разбавленного гудрона и обработанного на диспергаторе-кавитаторе температура начала кипения была примерно в 2 раза больше чем для жидких нефтеотходов, однако это существенно не сказалось на конечном выходе светлых продуктов. Образец № 4 – это промслой – смесь нефти с водой (до 15 %), выход из него светлых фракций минимален. Также отрицательно влияет на выход увеличение процента гудрона в смеси: более 35 % использовать не целесообразно.

Сущность второй технологии состоит в том, что кавитационно – волновая обработка нефти и жидких нефтепродуктов позволяет увеличить выход из них легколетучих фракций при атмосферной перегонке на 15 – 20 %. Кавитационная обработка ускоряет диффузию нефти в полости парафина, интенсифицирует процесс его разрушения. Кавитация разрывает непрерывную цепочку, разрушая связи между отдельными частями молекул, влияет на изменение структурной вязкости, т. е. на временный разрыв Ван-дер-ваальсовых связей. Под воздействием кавитации большой интенсивности на протяжении длительного времени нарушаются С-С связи в молекулах парафина, вследствие чего происходят изменения физико-химического состава (уменьшение молекулярного веса, температуры кристаллизации и др.) и свойств нефтепродуктов (вязкости, плотности, температуры вспышки и др.). В процессе кавитационной обработки нефти и нефтепродуктов энергия, выделяющаяся при схло-пывании кавитационных пузырьков, используется для разрыва химических связей между атомами больших молекул углеводородных соединений.

Предлагаемая технология и оборудование для ее реализации имеет ряд новшеств:

– для обработки нефти и нефтепродуктов используются кавитационные генераторы разного типа, генерирующие колебания на частотах, отличающихся

На порядок. Поскольку размер зародыша кавитации зависит от частоты (чем она выше, тем меньше зародыш), то при обработке жидкости она должна сначала проходить через кавитатор, работающий на большей частоте;

– для увеличения эффективности обработки нефти и нефтепродуктов (получения максимального выхода из них светлых фракций) обработка должна проводиться в контролируемых условиях. Для этого используется специально разработанная автоматическая поддержка оптимальных режимов обработки, основанная на использовании сигналов АЭ, излучаемых из кавитационной камеры;

– для повышения долговечности резонирующих элементов мы используем специальные наноматериалы с высоким переделом выносливости;

– для повышения производительности обработки используется авторская конструкция установки. Примеры обработки нефтепродуктов по описанной технологии представлены на рисунках 2 и 3.

ЭКСПЕРИМЕНТЫ ПО ОБРАБОТКИ ТОВАРНОЙ И ТЯЖЕЛОЙ НЕФТИ НА КАВИТАЦОН-НОЙ УСТАНОВКЕ РЕЗОНАНСНОГО ТИПА

Обработка осуществлялась в кавитационной установке резонансного типа при давлении на входе пять атмосфер.

Выход легких фракций при разгонке тяжелой нефти обработанной на кавитационном генераторе резонансного типа, производительностью 20 тонн/час увеличился от 40 % до 60 % при температуре разгонки 350 °С (рис. 3). Результаты экспериментов позволяют рекомендовать кавитационную установку для промышленного использования. Ее основным недостатком является частый выход из строя резонирующих пластин. Риск разрушения пластин можно резко уменьшить если использовать разработанную нами автоматизированную систему управления процессом обработки и специальные сплавы для изготовления этих пластин.

Для проверки выявленного эффекта резкого увеличения выхода легких фракций за счет предварительной кавитационной обработки тяжелой нефти в кавитаторах резонансного типа были произведены эксперименты непосредственно на НПЗ. Установка была смонтирована параллельно основному нефтепроводу в виде бойпаса и через нее было пропущено 500 тонн парафинистой нефти (р=887 гр/см3 при 20°С) производства ОАО «Татнефть». Результаты кавитационной обработки такой нефти представлены на рисунке 3.

Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России», госконтракт №П392.

1. Рынок утилизации нефтешламов в РФ в 2004 -2009 гг. / AT Consulting company – Москва, 2009. – 107 с.

2. Отработанные смазочные материалы в России / Новосибирск, www. oil-54.narod. ru.

3. Промтов М. А., Авсеев А. С. Импульсные технологии переработки нефти и нефтепродуктов//Нефте-переработка и нефтехимия. 2007. № 6. С. 22 – 24.

Как видно из рисунков и таблиц плотность обработанной нефти практически не изменилась, при этом масса легких фракций увеличилась почти в 2 раза. Таким образом, кавитационная обработка исходной нефти приводит к увеличению выхода бензина и фракций выкипающих до 350 °С примерно на 15 – 20 %.

TECHNOLOGY AND EQUIPMENT FOR PROCESSING OF OIL AND SOLID OIL WASTE AND LIQUID OILY WASTE RECYCLING

A. A. Vikarchuk, doctor of physical and mathematical science, professor department «Nanotechnologies, materials and mechanics»

I. I. Rastegaeva, assistant professor of department «Nanotechnologies, materials and mechanics»

Е. Yu. Chernohaeva, chief specialist Togliatti State University, Togliatti, Russia

Keywords: oil; oil sludge; rotary-pulse generator; the generator of resonant type; cavitation processing.

Annotation: The paper proposes a technology to solve the problem of utilization and processing of liquid and solid oily waste recycling. The technology uses a complex of organizational methods of influence on heterogeneous fluid to the nanolevel. Among the methods of the base is cavitation.

ВЫЯВЛЕНИЕ НЕДОСТАТКОВ РЕЖУЩИХ ИНСТРУМЕНТОВ МЕТОДОМ ОБРАТНОГО МОЗГОВОГО ШТУРМА

А. В. Гордеев, кандидат технических наук, доцент, доцент кафедры «Оборудование и технологии машиностроительного производства» Тольяттинский государственный университет, Тольятти (Россия)

Ключевые слова: метод обработки; мозговой штурм; недостатки инструментов; приспособление; режущий инструмент; станок; техническое творчество; технологическая операция.

Аннотация: С помощью обратного мозгового штурма выявлены наиболее типичные недостатки режущих инструментов. Выявленные недостатки систематизированы с целью облечения усовершенствования инструментов с помощью методов технического творчества. Приведёны примеры разрешения противоречий с помощью методов технического творчества.

Чтобы усовершенствовать какой-то технический объект реального производства или специально смоделированной ситуации на учебных занятиях, нужно чётко представлять его недостатки. Применительно к технологической операции мехобработки это могут быть недостатки метода обработки, режущего инструмента (РИ), приспособления, станка. В настоящее вре-

Мя отсутствует какая-либо классификация недостатков этих объектов или хотя бы их типовой перечень, что увеличивает трудоёмкость работ по усовершенствованию операций мехобработки и снижает эффективность получаемых технических решений.

Цель работы – выявить и систематизировать основные недостатки РИ путём обработки результатов

Http://cyberleninka. ru/article/n/tehnologiya-i-oborudovanie-dlya-obrabotki-nefti-i-pererabotki-tverdyh-nefteshlamov-i-zhidkih-nefteothodov

Четыре единицы крупногабаритного оборудования для строительства на Московском НПЗ новой комбинированной установки переработки нефти «Евро+» доставлены в Москву. Два реакционных аппарата гидроочистки нефти, аппарат депарафинизации и горячий сепаратор блока гидроочистки дизельного топлива «Евро+» произведены Ижорскими заводами (Санкт-Петербург) и отгружены с площадки предприятия 12 июня.

Высота самого крупного из доставленных аппаратов — 30,7 метра, общий вес — около 700 тонн. Оборудование обеспечит очистку нефти от серы и азота до стандартов «Евро-5», а также депарафинизацию сырья для изготовления улучшенных зимних сортов дизельного топлива.

Движение оборудования по Волго-Балтийской транспортной системе заняло 21 сутки. Протяженность маршрута составила 1367 км. 9 июля оборудование было перегружено на причал в селе Беседы Московской области. Для доставки каждой единицы оборудования на площадку МНПЗ будут использоваться грузовые тягачи и специальные прицепы Goldhofer-THP, составленные из 20 модулей с колесными линиями. Возле МНПЗ будет построен дополнительный участок подъездного пути протяженностью 22 метра.

Строительство установки «Евро+» — один из ключевых проектов второго этапа комплексной модернизации Московского НПЗ, которую продолжает «Газпром нефть». Ввод в эксплуатацию «Евро+» позволит МНПЗ повысить объем и глубину нефтепереработки, увеличить выход светлых нефтепродуктов, перейти на четырехлетний межремонтный пробег, улучшить показатели энергоэффективности и дополнительно сократить воздействие производства на окружающую среду.

В программу модернизации Московского нефтеперерабатывающего завода, которую «Газпром нефть» ведет с 2011 года, уже вложено более 75 млрд рублей. Завод планомерно избавляется от устаревших производственных объектов и активно внедряет современные промышленные комплексы. «Газпром нефть» ставит задачу по окончании программы модернизации в 2020 году превратить МНПЗ в лучшее нефтеперерабатывающее предприятие Европы по качеству продукции, энергоэффективности и экологическим характеристикам. За последние пять лет воздействие производства на окружающую среду снижено на 50%.

Ввод в эксплуатацию современной комбинированной установки «Евро+» запланирован на вторую половину 2018 года. После ее запуска МНПЗ увеличит объем переработки нефти до 12 млн тонн в год. Сама «Евро+» сможет перерабатывать около 6 млн тонн нефти в год.

«Евро+» характеризуется компактностью размещения и интеграцией тепловых потоков при нагреве сырья и охлаждении продуктов для максимальной энергоэффективности и оптимизации эксплуатационных затрат. Установка будет работать на газообразном топливе.

При создании «Евро+» применяются самые передовые технологии. Таких установок в мире единицы. Ее запуск позволит МНПЗ увеличить межремонтный пробег оборудования с двух до четырех лет, обеспечив рынок дополнительными объемами автомобильного топлива высокого экологического класса Евро-5.

Снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу на тонну перерабатываемой нефти после запуска «Евро+» составит 11,1%. Максимальные показатели разовых (секундных) выбросов будут снижены примерно в 3,5 раза, максимальные показатели валовых (годовых) выбросов уменьшатся примерно в 1,9 раза.

Http://www. gazprom-neft. ru/press-center/news/1113760/

Использование: нефтехимия. Сущность изобретения: способ переработки нефти включает стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти; совместная гидродесульфуризация полученных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 (первая стадия гидрогенизации); и далее проведение гидродесульфуризации при более низких температурах (вторая стадия гидрогенизации). Когда вторая стадия гидрогенизации проводится только для тяжелой нафты, полученной при разделении дистиллятов после первой стадии гидрогенизации, температура второй гидрогенизации может находиться в пределах от 250 до 400 o С. Гидродесульфуризация, проводимая для каждой фракции из фракций нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты в этой области техники, может быть проведена совместно. Технический результат: упрощение процесса. 4 с. и 7 з. п.ф-лы, 4 табл., 5 ил.

Настоящее изобретение относится к разделению и очистке сырой нефти посредством упрощенного аппарата и относится к аппарату, пригодному для проведения вышеупомянутой переработки нефти.

В области нефтепереработки является обычной практикой, что проведение атмосферной перегонки сырой нефти, прошедшей предварительную обработку, такую как дегидратация и обессоливание, заключается в разделении сырой нефти на недогон и фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты, легкой нафты, сжиженного нефтяного газа и легкого газа и в проведении гидроочистки для каждой из фракций, которая подвергается гидроочистке, за которой необязательно следует реформинг. Таким образом получают нефтяные продукты. Например, ссылаясь на фиг.5, фракция легкого газа (отходящего газа) из фракций, разделенных атмосферной перегонкой сырой нефти, содержит кислые газы, такие как H2S, отделяемый в установке для аминовой обработки, и вырабатывается как топливный газ. Сжиженный нефтяной газ из вышеупомянутых фракций имеет свои примеси, удаляемые посредством установки для обработки сжиженного нефтяного газа, и вырабатывается как сжиженный нефтяной газ. Из кислых газов регенерируют серу.

Фракция легкой нафты подвергается дезодорирующей сероочистке посредством установки для обработки легкой нафты, после которой удаляется меркаптан, H2S и т. д., и вырабатывается в виде газолина. Фракция тяжелой нафты подвергается гидроочистке в установке для обработки тяжелой нафты и затем каталитическому реформингу и вырабатывается как газолин. При обработке тяжелой нафты в каталитическом реформинге содержание серы в тяжелой нафте не должно превышать 1 м. д. по весу. Поэтому серосодержащие компоненты, такие как меркаптан, недосульфуризованные сульфиты и сероводород (H2S), присутствующие в вышеупомянутой тяжелой нафте, удаляются при обработке адсорбентом, являющимся оксидом металла, таким как NiO, CuO или ZnO, или при абсорбции амином.

Фракции керосина и нефтяного светильного газа каждая отдельно гидрогенизируются, после чего необязательно следует обработка с использованием, например, адсорбента, и производятся как керосин и нефтяной светильный газ соответственно.

Недогон после атмосферной перегонки перегоняется при пониженном давлении с использованием вакуумного дистиллятора, и полученные таким образом вакуумные дистилляты используются как сырье для получения нефтяного светильного масла.

Из вышеперечисленного очевидно, что при обычной нефтепереработке отдельные фракции, такие как легкая нафта, тяжелая нафта, керосин и нефтяной светильный газ очищаются в соответствующих установках для обработки, таких как гидроочистительная установка. Таким образом, сталкиваются с такими проблемами, что устройство для переработки нефти является сложным и что не только требуется усложненное и громоздкое оборудование, но также и стоимость конструкции является высокой.

Кроме того, обычная нефтепереработка проводится в унифицированном виде, независимо от количества перерабатываемой сырой нефти. В этой связи требуется упростить аппарат для переработки нефти и уменьшить его масштаб для более низкой стоимости нефтепереработки, в особенности, когда количество перерабатываемой сырой нефти мало.

Принимая во внимание вышеупомянутый предшествующий уровень техники, заявитель предложил способ, включающий проведение атмосферной перегонки сырой нефти, при которой сырая нефть разделяется на недогон и дистилляты, и совместное гидрогенирование дистиллятов в реакторе, и аппарат, пригодный для использования в этом методе (смотри японский патент, выложенная публикация 7 (1995) -82573). В этом методе дистилляты совместно гидроочищают и затем фракционируют на индивидуальные фракции. Этот способ позволяет упростить аппарат для переработки нефти по сравнению с предшествующим уровнем техники, в котором соответствующие гидроочищающие реакторы используются для отдельных фракций. Этот способ особенно полезен, когда количество перерабатываемой нефти мало.

При гидродесульфуризации фракции нефтяного светильного газа, содержащей недостаточно десульфуризованные серосодержащие соединения, среди дистиллятов, полученных вышеупомянутой атмосферной перегонкой, чем более высокая температура десульфуризации, тем более высокая эффективность десульфуризации. Поэтому, когда вышеупомянутые дистилляты смешиваются и совместно гидрогенизируются, необходимо выбрать условия, при которых нефтяной светильный газ может быть эффективно десульфуризован. Однако, когда температура гидрогенизации равна 340 o С или выше, серосодержащие компоненты, такие как H2S, выделившиеся при реакции гидрогенизации, вероятно, вступают в реакцию рекомбинации с олефином (фракцией нафты). Когда срок действия катализатора подходит к концу (EOR; конец работы), реакция гидрогенизации должна проводиться при высокой температуре, таким образом повышая вероятность реакции рекомбинации.

Когда содержание серы в легкой или тяжелой нафте увеличивается из-за вышеупомянутой рекомбинации, появляется новая проблема, заключающаяся в том, что содержание серы в гидрогенизированной нафте, особенно тяжелой нафте может превышать допустимое значение для сырья для каталитического реформинга.

Когда совместную гидрогенизацию дистиллятов проводят при относительно низкой температуре для устранения этой проблемы, возникает другая проблема, заключающаяся в том, что эффективность десульфуризации понижается, в результате чего нефтяной светильный газ может быть получен с высоким содержанием серы.

Изобретатель провел исследования, направленные на решение одновременно всех вышеупомянутых проблем. В результате он обнаружил, что вышеупомянутый объект может быть достигнут проведением совместной гидрогенизации дистиллятов в две стадии, т. е. первая стадия, включающая проведение гидрогенизации при высокой температуре, такова, что эффективность десульфуризации в нефтяном светильном газе является высокой, и вторая стадия, включающая проведение гидрогенизации при низкой температуре, такова, что возможность вовлечения серосодержащих компонентов, полученных на первой стадии гидрогенизации, в рекомбинацию чрезвычайно мала.

Также он обнаружил, что вышеупомянутый объект может быть достигнут отделением гидрогенизированной нефти, которая получается на первой стадии гидрогенизации, и проведением только для фракции тяжелой нафты, полученной таким образом, второй стадии гидрогенизации, за которой следует адсорбционное удаление. Настоящее изобретение основано на вышеупомянутых данных.

Из уровня техники известен способ гидрогенизации дизельного нефтяного светильного газа, в котором гидрогенизация нефтяного светильного газа проводится в две стадии, т. е. первая стадия, включающая гидрогенизацию, в результате которой происходит десульфуризация, и вторая стадия, включающая гидрогенизацию нефтяного светильного газа, окрашенного посредством десульфуризации на первой стадии, после чего улучшается оттенок.

Например, японский патент, выложенная публикация 5 (1993)-78670, описывает способ, в котором дизельный нефтяной светильный газ (дистиллят нефти с точкой кипения от 150 до 400 o С) гидрогенизируется при температуре не менее от 375 до 450 o С под давлением от 45 до 100 кг/см 2 , в результате чего происходит десульфуризация до содержания серы 0.05% по весу или ниже (первая стадия) и затем гидрогенизация нефтяного светильного газа при температуре от 200 до 300 o С под давлением от 45 до 100 кг/см 2 (вторая стадия), таким образом оттенок дизельного нефтяного светильного газа, окрашенного на первой стадии гидрогенизации, улучшается. Хотя оттенок улучшается до, по крайней мере, -10 в значениях величин колориметрии Сэйболта, в разделе примеров в литературе описано, что содержание серы в нефтяном светильном газе после второй стадии гидрогенизации является таким же, как в нефтяном светильном газе после первой стадии гидрогенизации, т. е. никакого эффекта десульфуризации не проявляется на второй стадии гидрогенизации. Кроме того, японский патент, выложенная публикация 3 (1991)-86793, предлагает похожий способ, включающий десульфуризацию нефтяного светильного газа (первая стадия) и проведение гидрогенизации на второй стадии для улучшения его оттенка (вторая стадия). Как и в вышеупомянутой литературе, в разделе примеров описано, что никакого эффекта десульфуризации не проявляется при гидрогенизации на второй стадии.

Объект настоящего изобретения заключается в том, чтобы предложить способ переработки нефти, который позволяет эффективно проводить разделение и очистку сырой нефти посредством упрощенного аппарата, и предложить аппарат, пригодный для проведения вышеупомянутой переработки нефти.

Способ переработки нефти настоящего изобретения включает стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, эти дистилляты включают нефтяной светильный газ и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у нефтяного светильного газа; совместная гидродесульфуризация этих дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(первая стадия гидрогенизации); затем совместная гидродесульфуризация вышеупомянутых гидродесульфуризованных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G (вторая стадия гидрогенизации).

В этом способе вторая стадия гидрогенизации в основном проходит через стадии: отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газов); и разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования).

Фракция тяжелой нафты, полученная на стадии фракционирования, может быть каталитически реформирована для получения газолина. Как правило, тяжелая нафта имеет содержание серы не больше чем 1 м. д. по весу.

Альтернативно способ переработки нефти настоящего изобретения может включать вышеупомянутую стадию атмосферной перегонки сырой нефти и первую стадию гидрогенизации, проводимую через стадии: отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов на первой стадии гидрогенизации (стадия отделения газов); разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования); гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 250 до 400 o С под давлением от 3 до 30 кг/см 2 G(вторая стадия гидрогенизации); и удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфиризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

В этом способе, в котором стадия фракционирования проводится после первой стадии гидрогенизации, возможность проведения реакции рекомбинации сероводорода с олефином очень низка во второй стадии гидрогенизации, проводимой для тяжелой нафты. Таким образом, вторая гидрогенизация может проводиться при более высоких температурах, чем на первой стадии гидрогенизации. Фракция тяжелой нафты, полученная на стадии адсорбции, может быть каталитически реформирована для получения газолина.

Аппарат для переработки нефти настоящего изобретения включает: установку атмосферной перегонки, предназначенную для проведения атмосферной перегонки таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом вышеупомянутые дистилляты включают нефтяной светильный газ и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки; и

Второй реактор гидрогенизации, предназначенный для дальнейшей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации.

Этот аппарат для переработки нефти, как правило, кроме установки атмосферной перегонки, первого реактора гидрогенизации и второго реактора гидрогенизации, включает:

Оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством реактора гидрогенизации; и

Фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

Кроме того, этот аппарат для переработки нефти может включать каталитическую реформинг-установку, использующуюся для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

Альтернативно аппарат для переработки нефти настоящего изобретения может включать:

Вышеупомянутую установку атмосферной перегонки и первый реактор гидрогенизации;

Оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации;

Фракционирующее оборудование для отделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты;

Второй реактор гидрогенизации, использующийся для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования; и

Адсорбер, использующийся для удаления посредством адсорбции серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

Кроме того, этот аппарат для переработки нефти может включать каталитическую реформинг-установку, использующуюся для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, полученной после адсорбера.

Фиг.1 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса при использовании способа переработки нефти (i) настоящего изобретения;

Фиг.2 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса при использовании способа переработки нефти (ii) настоящего изобретения;

Фиг. 3 – вид, показывающий форму аппарата для переработки нефти (i) настоящего изобретения;

Фиг. 4 – вид, показывающий форму аппарата для переработки нефти (ii) настоящего изобретения;

Фиг. 5 изображает диаграмму, показывающую протекание процесса обычного способа переработки нефти.

Способ переработки нефти и аппарат для переработки нефти согласно настоящему изобретению будет детально описан ниже.

Способ переработки нефти (i) настоящего изобретения включает следующие стадии:

Переработка атмосферной перегонкой сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, и эти дистилляты состояли из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Совместная гидродесульфуризация дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(первая стадия гидрогенизации); и

Последующая коллективная гидрогенизация и десульфуризация вышеуказанных гидрогенизированных и десульфуризованных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G(стадия второй гидрогенизации).

Фиг. 1 схематически показывает протекание процесса вышеупомянутого способа переработки нефти (i).

На стадии перегонки сырой нефти, как правило, первыми удаляются из сырой нефти основной твердый осадок и вода, и проводятся предварительные обработки, такие как обезвоживание и обессоливание. Полученная сырая нефть подвергается атмосферной перегонке таким образом, чтобы сырая нефть разделилась на недогон и дистилляты, при этом дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа.

Эти дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, представляют собой, главным образом, фракции с точкой кипения от -40 o С до +400 o С, более конкретно состоят из нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты, легкой нафты, сжиженного нефтяного газа (LPG) и легкого газа. При этой перегонке или могут быть отдельно получены индивидуальные фракции, или дистилляты, состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, исключая недогон, могут быть получены в виде одной фракции.

Альтернативно дистилляты, состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, исключая дистилляты, которые не требуют гидрогенизации (например, легкий газа и LPG), могут быть получены в виде одной фракции. Фракции, индивидуально разделенные перегонкой, смешиваются вместе и совместно гидрогенизируются.

В настоящем изобретении при последующей гидрогенизации вышеупомянутых дистиллятов необходимо, чтобы дистилляты, которым требуется гидрогенизация, совместно подвергались стадии гидрогенизации, но дистилляты, которые подвергаются стадии гидрогенизации, могут содержать или не содержать дистилляты, которые в гидрогенизации не нуждаются.

Вакуумный нефтяной светильный газ, полученный вакуумной перегонкой недогона, произведенного при атмосферной перегонке сырой нефти, может быть добавлен к дистиллятам, которые подвергаются стадии гидрогенизации.

В способе переработки нефти (i) настоящего изобретения дистилляты (состоящие из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа), полученные атмосферной перегонкой сырой нефти, совместно обрабатываются двухстадийной гидрогенизацией.

Например, газожидкостной нагнетательный прямоточный реактор, газожидкостной противоточный реактор и газожидкостной прямоточный реактор с нисходящим потоком могут быть упомянуты как реакторы, пригодные для использования на стадии гидрогенизации настоящего изобретения.

На первой стадии гидрогенизации может быть использован широкий ряд стандартных катализаторов гидрогенизации в качестве катализатора гидрогенизации. Например, могут использоваться Со-Мо, Ni-Mo, Ni-Co-Mo и Ni-W катализаторы. Эти активные металлы предпочтительно нанесены на носитель, такой как алюминий.

На первой стадии гидрогенизации вышеупомянутые дистилляты совместно гидродесульфуризуются в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С, предпочтительно от 330 до 370 o С, еще более предпочтительно от 330 до 350 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 G, предпочтительно от 40 до 60 кг/см 2 G.

На стадии первой гидрогенизации предпочтительно, когда Н2/нефть (NL/L) соотношение находится в пределах от 60 до 150, особенно от 70 до 120, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 1 до 5 ч -1 , особенно от 1,5 до 3 ч -1 .

Содержание серы в фракции нефтяного светильного газа может быть уменьшено на первой стадии гидрогенизации до 0.2% по весу, предпочтительно, до 0.05% по весу или ниже.

Хотя такие же катализаторы гидрогенизации, как на первой стадии гидрогенизации, могут быть использованы на второй стадии гидрогенизации, предпочтительно использовать катализаторы с высокой способностью к гидрогенизации, которые особенно активны для проведения гидродссульфуризации меркаптана. Например, Ni-Mo, Ni-Co-Mo и Ni-W катализаторы могут использоваться предпочтительно.

На второй стадии гидрогенизации вышеупомянутые дистилляты затем совместно гидрогенизируются и десульфуризуются в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С, предпочтительно, от 300 до 320 o С под давлением от 30 до 70 кг/cм 2 G, предпочтительно от 30 до 60 кг/см 2 G.

С точки зрения упрощения операции вторая стадия гидрогенизации предпочтительно проводится под тем же давлением, что и первая стадия гидрогенизации. На второй стадии гидрогенизации предпочтительно, когда Н2/нефть (NL/L) соотношение находится в пределах от 60 до 150, особенно от 70 до 120, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 3 до 10ч -1 , особенно от 5 до 8 ч -1 .

В вышеуказанном способе переработки нефти (i), в котором дистилляты, полученные посредством атмосферной перегонки сырой нефти, совместно гидродесульфуризуются в две стадии, при этом вторая стадия гидрогенизации проводится при более низкой температуре, чем на первой стадии гидрогенизации. Таким образом, десульфуризация умеренно десульфуризуемой фракции, такой как нефтяной светильный газ, эффективно проводится на первой стадии гидрогенизации, на которой температура относительно высока. Даже если происходит реакция рекомбинации между серосодержащими компонентами и олефином в течение десульфуризации, серосодержащие компоненты могут быть эффективно удалены в виде H2S и т. д. на второй стадии гидрогенизации, проводимой при низкой температуре.

В вышеуказанном способе переработки нефти (i) десульфуризованные стадии могут быть получены путем проведения после второй стадии гидрогенизации следующих стадий:

Отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); и

Разделение дистиллятов, прошедших стадию отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования). Газообразные фракции, оставшиеся в дистиллятах после стадии отделения газа, могут отделяться от других фракций на стадии фракционирования.

Например, дистилляты, гидродесульфуризованные на второй стадии гидрогенизации, направляются в газожидкостной сепаратор, в котором дистилляты разделяются на очищенную нефть и газ (водород, производимые-газы и т. д.). Отделенная очищенная нефть вводится в стриппинг-колонну, в которой удаляются газообразные фракции (производимые газы, такие как LPG, легкий газ и H2S), остающиеся в нефти. После удаления газа очищенная нефть подвергается стадии фракционирования, на которой очищенная нефть разделяется на фракции, например, перегонкой. Водород, содержащий газ, отделенный, например, газожидкостным сепаратором на стадии отделения газа, может циркулировать на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации.

Нефтяной светильный газ, отделенный на стадии фракционирования, может быть возвращен при необходимости на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации, таким образом нефтяной светильный газ гидродесульфуризируется еще раз.

В настоящем изобретении тяжелая нафта, полученная на стадии фракционирования, может быть каталитически превращена в газолин. Перед каталитическим реформингом тяжелая нафта подвергается адсорбционной обработке, в которой может быть использован такой адсорбер H2S как ZnO.

Содержание серы в тяжелой нафте, которая подвергается вышеуказанному каталитическому реформингу, как правило, снижается до 1 м. д. по весу или еще меньше. В этом каталитическом реформинге могут применяться стандартные процессы, такие как метод UOP платформинга, в котором, например, используется Pt-Аl2О3 катализатор, метод IFP каталитического реформинга и метод силового форминга.

Сейчас будет описан способ переработки нефти (ii) настоящего изобретения. Этот способ переработки нефти включает вышеуказанную стадию атмосферной перегонки сырой нефти и первую стадию гидрогенизации, за которой следуют стадии:

Отделение газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных на первой стадии гидрогенизации (стадия отделения газа);

Разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования);

Гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации (вторая стадия гидрогенизации); и

Удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

Фиг.2 схематически изображает протекание процесса вышеуказанного способа переработки нефти (ii).

В способе переработки нефти (ii) настоящего изобретения стадия первой гидрогенизации проводится так же как в способе переработки нефти (i), и такие же стадии отделения газа и фракционирования, как в способе переработки нефти (i), проводятся перед второй стадией гидрогенизации. Вторая стадия гидрогенизации проводится для тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования. На стадии отделения газа, например, водородсодержащий газ, отделенный газожидкостным сепаратором или в стриппинг-колонне, может циркулировать на первую стадию гидрогенизации и/или на вторую стадию гидрогенизации.

В этом способе переработки нефти (ii) вторая стадия гидрогенизации может проводиться при температуре более высокой, чем на первой стадии гидрогенизации. Например, на второй стадии гидрогенизации отделенная тяжелая нафта гидродесульфуризуется при температуре от 250 до 400 o С, предпочтительно от 300 до 370 o С под давлением от 3 до 30 кг/cм 2 G, предпочтительно от 10 до 20 кг/см 2 G.

На второй стадии гидрогенизации является предпочтительным, когда соотношение Н2/нефть (NL/L) находится в пределах от 30 до 80, особенно от 40 до 60, и когда часовая объемная скорость жидкости (LHSV) находится в пределах от 5 до 12 ч -1 , особенно от 7 до 10 ч -1 .

В способе переработки нефти (ii) стадия адсорбции проводится после второй стадии гидрогенизации, таким образом серосодсржащие компоненты удаляются из тяжелой нафты, полученной на второй стадии гидрогенизации.

В этом адсорбционном удалении серосодержащих компонентов может использоваться H2S адсорбер, такой как ZnO. Хотя стадия адсорбционного удаления может проводиться при такой же температуре и под тем же давлением, как на вышеуказанной стадии, как правило, предпочтительно, чтобы LHSV находилась в пределах от 2 до 4 -1 .

Тяжелая нафта, полученная на стадии адсорбции, хорошо освобождается от серосодержащих компонентов и может каталитически превращаться в газолин. Содержание серы в тяжелой нафте, которая подвергается каталитическому реформингу, в основном приближается к 1 м. д. по весу.

В способах переработки нефти (i) и (ii) водородсодержащие газы, концентрация водорода в которых, по крайней мере, около 60%, могут использоваться в качестве источника водорода. Примеры таких источников водорода включают водород, полученный как побочный продукт в способе каталитического реформинга тяжелой нафты, и водородсодержащий газ, отделенный вышеуказанным газожидкостным сепаратором.

Вышеуказанные способы переработки нефти настоящего изобретения дают возможность совместно и эффективно проводить очистку гидродесульфуризацией, которая обычно проводится индивидуально для каждой из фракций нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты в этой области техники. Кроме того, эти методы переработки нефти обеспечивают хорошее уменьшение содержания серы в полученных индивидуальных фракциях, особенно в тяжелой нафте, и предоставляют возможность упрощения оборудования для очистки нефти. Таким образом, цена оборудования для очистки нефти и цена работы могут быть уменьшены.

Аппарат для переработки нефти (i) настоящего изобретения является аппаратом для применения вышеуказанного способа переработки нефти (i). Ссылаясь на фиг.3, аппарат для переработки нефти (i) содержит:

Установку атмосферной перегонки 1, применяемую для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом такие дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Первого реактора гидрогенизации 2, применяемого для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки 1; и

Второго реактора гидрогенизации 3, применяемого для последующей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации 2.

Установка атмосферной перегонки снабжена линией подачи 1а сырой нефти, отводящей линией 1b для недогона и линией 10 для введения фракций после перегонки во второй реактор гидрогенизации 2. Линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой одну линию, приспособленную для отвода из установки атмосферной перегонки в виде одной фракции дистиллятов, включающих нефтяной светильный газ и фракции, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа. Альтернативно линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой одну линию, приспособленную для отвода в виде одной фракции дистиллятов, включающих нефтяной светильный газ и фракции, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа, из которых удалены LPG и легкий газ, не требующие гидрогенизации. Более альтернативно линия 10 для введения перегнанной фракции может представлять собой линию, содержащую комбинацию из отводящей линии 1с для нефтяного светильного газа из ректификационной установки, отводящей линии 1d для керосина, отводящей линии 1е для тяжелой нафты, отводящей линии 1f для легкой нафты, отводящей линии 1g для LPG и отводящей линии 1h для легкого газа.

Первый реактор гидрогенизации 2 снабжен линией подачи 2а водорода и линией 2b, приспособленной для введения фракции, гидродесульфуризованной в первом реакторе гидрогенизации 2, во второй реактор гидрогенизации 3.

Второй реактор гидрогенизации 3 снабжен линией подачи 3а водорода и отводящей линией 3b для дистиллята.

Подача водорода в каждый из реакторов гидрогенизации может проводиться раздельно, как показано. Альтернативно она может проводиться посредством совместной подачи водорода в количестве, соответствующем сумме количеств, требуемых для первого реактора гидрогенизации 2 и для второго реактора гидрогенизации 3, в первый реактор гидрогенизации 2 через линию подачи 2а водорода и посредством подачи водорода во второй реактор гидрогенизации через линию 2b. В такой конструкции линия подачи 3а не нужна.

Например, могут быть упомянуты газожидкостной нагнетательный прямоточный реактор, газожидкостной противоточный реактор и газожидкостной прямоточный реактор с нисходящим потоком как первый реактор гидрогенизации 2 или второй реактор гидрогенизации 3 для использования на стадии гидрогенизации настоящего изобретения.

Аппарат для переработки нефти (i) настоящего изобретения кроме устройства для атмосферной перегонки 1, первого реактора гидрогенизации 2 и второго реактора гидрогенизации 3 в основном включает:

Оборудование для отделения газообразных фракций, таких как водород, LPG, легкий газ и другой полученный газ, от дистиллятов, гидродесульфуризованных во втором реакторе гидрогенизации 2; и

Фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, освобожденных от газообразных фракций, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

Например, могут быть упомянуты газожидкостной сепаратор или стриппинг-колонна в качестве оборудования для отделения газообразных фракций от дистиллятов. Например, дистилляты, выходящие из второго реактора гидрогенизации 3 через линию 3b, пропускают через газожидкостной сепаратор 5 и стриппинг-колонну 6, являющихся оборудованием для отделения газа, и подают в установку для фракционного разделения (например, ректификационную колонну) 4. Установка 4 для разделения фракций разделяет дистилляты на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты. Газообразные фракции, такие как LPG и легкий газ, которые остаются в дистиллятах, обработанных в стриппинг-колонне 6, могут также отделяться ректификационной колонной 4.

Этот способ изобретения будет описан более детально. Линия 2b первого реактора гидрогенизации 2, как правило, связана через холодильник 2с со вторым реактором гидрогенизации 3. Отводящая линия 3b для дистиллята из второго реактора гидрогенизации 3, как правило, соединена через холодильник 3с с газожидкостным сепаратором 5.

Этот аппарат для переработки нефти может быть оборудован линией 5а, которая подводит газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора, через холодильник 5b к газожидкостному сепаратору 7, линия 7а которого циркулирует газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, через компрессор 7b к линии подачи 2а водорода, и линия 7с которого подводит жидкую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, на отводящую линию 5d для жидкой фазы газожидкостного сепаратора 5. Линия 7а газожидкостного сепаратора 7 может соединяться с оборудованием для аминовой обработки (не показано), приспособленным для отделения и удаления Н2S и других полученных газов из газовой фазы перед введением газовой фазы в компрессор 7b.

Отводящая линия 5d для жидкой фазы из газожидкостного сепаратора 5 соединена со стриппинг-колонной 6. Газовые фракции, такие как HiS, LPG и легкий газ, выводятся через линию 6а из стриппинг-колонны 6. Жидкая фаза подается через линию 6b в ректификационную колонну 4. Отводящая линия 6b для жидкой фазы из стриппинг-колонны 6 может соединяться с нагревателем 6с.

Линия 4а ректификационной колонны 4 может соединяться с линией 4f для нефтяного светильного газа, циркулирующего через нагреватель 4g к ректификационной колонне 4.

Аппарат для переработки нефти (i) может быть оборудован дополнительно к ректификационной колонне 4 установкой для каталитического реформинга (не показана), применяющейся для каталитического превращения тяжелой нафты, отделенной на ректификационной колонне 4, в газолин.

Установка для каталитического реформинга, в которую тяжелая нафта подается через линию 4с для тяжелой нафты и превращается там в газолин, как правило, оборудована газожидкостным сепаратором (не показан). Установка для каталитического реформинга может быть снабжена линией для отвода газолина через газожидкостной сепаратор и линией (не показана) для обработки водорода, полученного в качестве побочного продукта в установке каталитического реформинга, газожидкостной сепарацией и циркуляции полученного водорода в первый реактор гидрогенизации 2 и/или второй реактор гидрогенизации 3.

Аппарат для переработки нефти (ii) настоящего изобретения является аппаратом для применения вышеуказанного способа переработки нефти (ii). Ссылаясь на фиг.4, аппарат для переработки нефти (ii) содержит:

Установку атмосферной перегонки 1, применяемую для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом такие дистилляты состоят из нефтяного светильного газа и фракций, точка кипения которых ниже, чем у нефтяного светильного газа;

Первого реактора гидрогенизации 2, применяемого для совместного гидродесульфуризирования дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки 1;

Оборудования для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации 2 (например, оборудование, состоящее из газожидкостного сепаратора 5 и стриппинг-колонны 6, применяющееся для удаления газообразных фракций из дистиллятов, отводимых из газожидкостного сепаратора 5);

Фракционирующего оборудования (например, ректификационная колонна) 4 для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газа, главным образом, на фракции нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты;

Второго реактора гидрогенизации 3, применяемого для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования 4; и

Адсорбера 8, применяющегося для удаления серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

Первый реактор гидрогенизации 2 соединен с линией подачи 2а водорода и линией 2b для отвода дистиллятов, гидрогенизированных и десульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации 2.

На фиг. 3 и 4 подобные упоминаемые знаки используются для обозначения подобных частей или элементов конструкции, и повторение их описания отсутствует.

В этом способе изобретения линия 2b первого реактора гидрогенизации 2, как правило, связана через холодильник 2с с газожидкостным сепаратором 5. Этот аппарат для переработки нефти может быть оборудован линией 5а, которая направляет газовую фазу, отделенную на газожидкостном сепараторе 5, через холодильник 5b к газожидкостному сепаратору 7, линия 7а которого циркулирует газовую фазу, отделенную посредством газожидкостного сепаратора 7, через компрессор 7b к линии подачи 2а водорода, и линия 7с которого направляет жидкую фазу, отделенную газожидкостным сепаратором 7, к отводящей линии 5d для жидкой фазы из газожидкостного сепаратора 5. Линия 7а газожидкостного сепаратора 7 может соединяться с установкой для аминовой обработки (не показана), применяющейся для отделения и удаления Н2S и другого производимого газа из газовой фазы перед поступлением газовой фазы в компрессор 7b.

Газообразные фракции, такие как H2S, LPG и легкий газ отводятся через линию 6а из стриппинг-колонны 6. Жидкая фаза подается через линию 6b в ректификационную колонну 4.

Линия 6b для отвода жидкой фазы из стриппинг-колонны 6 может соединяться с нагревателем 6с как в аппарате для переработки нефти (i). Ректификационная колонна 4 может соединяться с линией 4f для циркулирующего нефтяного светильного газа через нагреватель 4g в направлении ректификационной колонны 4.

Ректификационная колонна 4 снабжена линией 4а для нефтяного светильного газа, линией 4b для керосина, линией 4с для тяжелой нафты и линией 4d для легкой нафты для отведения разделенных фракций. Линия 4с для тяжелой нафты соединена со вторым реактором гидрогенизации 3.

Линия 4с для тяжелой нафты ректификационной колонны 4 предпочтительно связана через нагревательную печь, принадлежащую установке для каталитического реформинга тяжелой нафты (не показана), со вторым реактором гидрогенизации 3.

Тяжелая нафта, гидродесульфуризованная во втором реакторе гидрогенизации 3, отводится через линию 3b и подается в адсорбер 8.

Аппарат для переработки нефти (ii) может быть оборудован установкой для каталитического реформинга нефти (не показана), применяющейся для каталитического превращения тяжелой нафты, подвергшейся адсорбции в адсорбере 8 и отведенной через линию 8а, с целью получения газолина. Эта установка каталитического реформинга, как правило, оборудована газожидкостным сепаратором (не показан). Кроме того, установка для каталитического реформинга может быть оборудована линией для отвода газолина через газожидкостной сепаратор и линией (не показана) для обработки водорода, полученного в качестве побочного продукта в установке каталитического реформинга, газожидкостной сепарацией и циркулирования полученного водорода в первый реактор гидрогенизации 2 и/или второй реактор гидрогенизации 3.

Формы аппарата для переработки нефти настоящего изобретения не ограничены формами, показанными на фиг.1-5.

Настоящее изобретение обеспечивает совместное и эффективное проведение гидрогенизационной очистки дистиллятов сырой нефти, которую обычно проводят индивидуально для каждой из фракций нефтяного светильного газа, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты в этой области техники. Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает хорошее понижение содержания серы в полученных индивидуальных фракциях, особенно в тяжелой нафте и легкой нафте, и обеспечивает упрощение оборудования для очистки нефти. Таким образом, цена оборудования для очистки нефти и цена процесса могут быть снижены. Способ для переработки нефти и аппарат для переработки нефти настоящего изобретения особенно выгодны, когда мало количество перерабатываемой сырой нефти.

Настоящее изобретение будет проиллюстрировано более подробно с учетом следующих примеров, которые не ограничивают области этого изобретения:

Сырую нефть (сырая нефть в виде 50:50 (объемное соотношение) смеси арабской легкой нефти и арабской тяжелой нефти, имеющей содержание серы 2,4% по весу) обрабатывали процессом, показанным на фиг.1. Фракционные соотношения и содержание серы (% по весу) в дистиллятах, полученных атмосферной перегонкой сырой нефти, представлены в таблице 1.

Из этих фракций фракции легкой нафты, тяжелой нафты, керосина и нефтяного светильного газа совместно обрабатывались на первой стадии гидрогенизации и второй стадии гидрогенизации.

Условия гидрогенизации, используемые на первой стадии гидрогенизации, и содержание серы в таким образом полученных фракциях описаны ниже и представлены в таблице 2. Содержание серы для всей обработанной нефти составило 0,02% по весу.

Реактор: газожидкостной прямоточный змеевиковый реактор с нисходящим потоком (внутренний диаметр 8 мм х длина 3500 мм);

Катализатор: коммерчески доступный Со-Мо катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd.);

Условия гидрогенизации, используемые на второй стадии гидрогенизации, и содержание серы в таким образом полученных фракциях описаны ниже и представлены в таблице 3.

Реактор: газожидкостной прямоточный змеевиковый реактор с нисходящим потоком (внутренний диаметр 8 мм х длина 2000 мм);

Катализатор: коммерчески доступный Ni-Co-Mo катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Indusnries Co., Ltd.);

Сырую нефть обрабатывали таким же образом, как в примере 1, за исключением того, что условия гидрогенизации на второй стадии гидрогенизации изменили как указано в таблице 3. Условия процесса и результаты представлены в таблице 3.

Очистка нефти проводилась в виде процесса, представленного на фиг.2.

Характерно, что такие же дистилляты, которые совместно обрабатывались как в примере 1, совместно обрабатывали таким же образом, как на первой стадии гидрогенизации примера 1, и подвергали атмосферной перегонке. Таким образом, полученная тяжелая нафта подвергалась второй гидрогенизации при условиях, указанных в таблице 4, и затем адсорбции. Адсорбцию проводили с использованием адсорбента из оксида цинка (ZnO). Условия процесса и результаты представлены в таблице 4.

Реактор: газожидкостной прямоточный змеевиковый реактор с нисходящим потоком (внутренний диаметр 8 мм х длина 2000 мм);

Катализатор: коммерчески доступный Co-Mo катализатор (изготовленный Catalysts & Chemicals Industries Co., Ltd.);

Адсорбер: цилиндрический адсорбер (внутренний диаметр 30 мм х длина 400 мм),

Адсорбер: коммерчески доступный ZnO адсорбент (изготовленный Nikki chemical Co., Ltd.);

1. Способ переработки нефти, включающий стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты состоят из газойля и фракций, точка кипения которых ниже, чем у газойля, отличающийся тем, что после выполнения стадии атмосферной перегонки, проводят следующие стадии: совместная гидродесульфуризация этих дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 (первая стадия гидрогенизации); совместная гидродесульфуризация гидродесульфуризованных дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 280 до 330 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 (вторая стадия гидрогенизации).

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что включает стадии, проводимые после второй стадии гидрогенизации: отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования).

3. Способ по п. 2, отличающийся тем, что из фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, посредством каталитического реформинга получают газолин.

4. Способ по п. 3, отличающийся тем, что фракция тяжелой нафты имеет содержание серы не более 1 м. д. по весу.

5. Способ переработки нефти, включающий стадии: проведение атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты состоят из газойля и фракций, точка кипения которых ниже, чем у газойля, отличающийся тем, что после выполнения стадии атмосферной перегонки, проводят следующие стадии: совместная гидродесульфуризация этих дистиллятов в реакторе в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 310 до 370 o С под давлением от 30 до 70 кг/см 2 (первая стадия гидрогенизации); отделение газообразных фракций от гидродесульфуризованных дистиллятов (стадия отделения газа); разделение дистиллятов, подвергшихся стадии отделения газа, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты (стадия фракционирования); гидродесульфуризация фракции тяжелой нафты, полученной на стадии фракционирования, в присутствии катализатора гидрогенизации при температуре от 250 до 400 o С под давлением от 3 до 30 кг/см 2 (вторая стадия гидрогенизации) и удаление адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной на второй стадии гидрогенизации (стадия адсорбции).

6. Способ по п. 5, отличающийся тем, что из фракции тяжелой нафты, полученной на стадии адсорбции, посредством каталитического реформинга получают газолин.

7. Установка для переработки нефти, включающая аппарат атмосферной перегонки, предназначенный для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты включают газойль и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у газойля, отличающаяся тем, что после аппарата атмосферной перегонки содержит первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки и второй реактор гидрогенизации, предназначенный для дальнейшей совместной гидродесульфуризации дистиллятов, гидродесульфуризованных в первом реакторе гидрогенизации.

8. Установка по п. 7, отличающаяся тем, что наряду с аппаратом для атмосферной перегонки, первым реактором гидрогенизации и вторым реактором гидрогенизации включает оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством второго реактора гидрогенизации; фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты.

9. Установка по п. 8, отличающаяся тем, что включает аппарат каталитического реформинга, применяемый для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

10. Установка для переработки нефти, включающая аппарат атмосферной перегонки, предназначенный для проведения атмосферной перегонки сырой нефти таким образом, чтобы сырая нефть разделялась на недогон и дистилляты, при этом упомянутые дистилляты включают газойль и фракции, у которых точка кипения ниже, чем у газойля, отличающаяся тем, что после аппарата атмосферной перегонки содержит первый реактор гидрогенизации, предназначенный для совместной гидродесульфуризации дистиллятов, разделенных в установке атмосферной перегонки; оборудование для отделения газообразных фракций от дистиллятов, гидродесульфуризованных посредством первого реактора гидрогенизации; фракционирующее оборудование для разделения дистиллятов, полученных после оборудования для отделения газов, на фракции газойля, керосина, тяжелой нафты и легкой нафты; второй реактор гидрогенизации, предназначенный для гидродесульфуризации фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования и адсорбер, предназначенный для удаления адсорбцией серосодержащих компонентов из фракции тяжелой нафты, гидродесульфуризованной во втором реакторе гидрогенизации.

11. Установка по п. 10, отличающаяся тем, что наряду с аппаратом для атмосферной перегонки, первым реактором гидрогенизации, оборудованием для отделения газа, фракционирующим оборудованием, вторым реактором гидрогенизации и адсорбером включает аппарат каталитического реформинга, применяемый для каталитического реформинга фракции тяжелой нафты, отделенной посредством фракционирующего оборудования.

Http://www. findpatent. ru/patent/218/2184764.html

На сегодняшний день завод убыточный, однако это единственный объект в Центральной Азии, где производится нефтехимия и бытовые масла, ведутся работы по привлечению инвесторов

Одно из крупнейших предприятий республики — Ферганский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) будет перепрофилирован.

О таком решении журналистам сообщил председатель правления национальной холдинговой компании «Узбекнефтегаз» Алишер Султанов.

Отметим, что на сегодняшний день завод является убыточным и требует проведения глубокой модернизации. Ферганский НПЗ топливно-масляного направления нефтепереработки включает в свой состав 35 технологических установок по производству практически всего существующего в нефтепереработке ассортимента нефтепродуктов.

«Сейчас мы думаем, что делать с Ферганским НПЗ. Никто не собирается его закрывать. Он единственный подобный объект в Центральной Азии и имеет большой потенциал. Завод ждет масштабная модернизация и перепрофилирование», — сказал глава холдинга.

По его словам, предприятие построено в советское время для производства масел. И если брать во внимание нефтехимию, бытовую химию, современные масла, то у него очень большой потенциал. К тому же там работают высококлассные специалисты. В связи с этим Султанов подчеркнул, что у завода большое будущее и его надо развивать.

Сейчас НХК «Узбекнефтегаз» уже ведет работу по привлечению потенциальных иностранных инвесторов из числа ведущих компаний для дальнейшего развития завода. К примеру, американская компания ExxonMobil выдвинула узбекской стороне свои предложения по освоению технологий выпуска высококачественных смазочных материалов и масел на мощностях этого предприятия.

Отметим, что Ферганский НПЗ является одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в регионе Центральной Азии. За свою 55-летнюю историю завод освоил производство свыше 60 видов нефтепродуктов и товаров народного потребления.

Http://protoday. uz/ru/44607

Одно из крупнейших предприятий Республики Узбекистан— Ферганский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) будет перепрофилирован. О таком решении сообщил председатель правления национальной холдинговой компании «Узбекнефтегаз» Алишер Султанов. Отметим, что на сегодняшний день завод является убыточным и требует проведения глубокой модернизации. Ферганский НПЗ топливно-масляного направления нефтепереработки включает в свой состав 35 технологических установок по производству практически всего существующего в нефтепереработке ассортимента нефтепродуктов. По его словам, предприятие построено в советское время для производства масел. И если брать во внимание нефтехимию, бытовую химию, современные масла, то у него очень большой потенциал. К тому же там работают высококлассные специалисты. В связи с этим Султанов подчеркнул, что у завода большое будущее и его надо развивать.

Сейчас НХК «Узбекнефтегаз» уже ведет работу по привлечению потенциальных иностранных инвесторов из числа ведущих компаний для дальнейшего развития завода. К примеру, американская компания ExxonMobil выдвинула узбекской стороне свои предложения по освоению технологий выпуска высококачественных смазочных материалов и масел на мощностях этого предприятия.

Отметим, что Ферганский НПЗ является одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в регионе Центральной Азии. За свою 55-летнюю историю завод освоил производство свыше 60 видов нефтепродуктов и товаров народного потребления.

Http://zicoil. uz/2017/06/19/%D1%84%D0%BD%D0%BF%D0%B7-%D0%BC%D0%BE%D0%B4%D0%B5%D1%80%D0%BD%D0%B8%D0%B7%D0%B0%D1%86%D0%B8%D1%8F/

АО «Узнефтепродукт» приглашает заинтересованые компании на сотрудничество по переработке на нефтеперерабатывающих заводах углеводородного сырья на условиях толлинга. Общества «Узнефтепродукт» гарантирует обеспечение своевременной переработки поставляемого сырья и отгрузки толлинговых нефтепродуктов, в максимально приемлемых сроках и условиях. Просим обращатся по телефону ( 0 371 ) 231 13 63 или по электронному адресу upneft@umail. uz и pneft@inbox. uz

Омпания, в соответствии с Постановлением Президента Республики Узбекистан от 21 августа 2006 года № ПП-446, Постановлениями Кабинета Министров Республики Узбекистан от 3 ноября 2006 г. № 228, от 6 августа 2008 года № 171 и Распоряжением от 27 июня 2007 года № 324-ф и имеет в своем составе следующие структурные предприятия и организации со статусом юридического лица, и их филиалов без статуса юридического лица:

Адрес: 231000 Республика Каракалпакстан, город Тахиаташ, улица Амударё, 13

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Элликкалинский филиал Турткульский филиал Каратауский филиал Чимбайский филиал Кунградский филиал Филиал комплексный пункт автосервиса «Каракалпакистан»

Адрес: 170203 Андижанский область, город Тахиаташ, улица А. Ашуров, 10

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Гурунчмазарский филиал Асакинский филиал Шахриханский филиал Пайтугский филиал

Адрес: 200900 Область Бухара, город Қаравулбазар, улица Мустакиллик, 1

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Даштабадский филиал Фаришский филиал Лалмикорский филиал Зарбдорский филиал Дустликский филиал Иржарский филиал

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Шахрисабзский филиал Яккабагский филиал Гузарский филиал Китабский филиал Касанский филиал Айритамский филиал Филиал комплексный пункт автосервиса «Жайхун»

Адрес: 210100 Навоийская область, город Навоий, улица Лермонтова, 4

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Нурабадский филиал Зиядинский филиал Зирабулакский филиал Булунгурский филиал Джамбайский филиал Филиал комплексный пункт автосервиса «Самарканд»

Адрес: 190100 Сурхандарьинская область, город Термез, улица С. Термизий, 5

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Денауский филиал Кумкурганский филиал Алтынсайский филиал Болдирский филиал Джаркурганский филиал

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Сырдарьинский филиал Филиал комплексный пункт автосервиса «Гулистан»

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Адрес: 111508 Ташкентская область, Уртачирчикский район, улица Бобура, 58

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Адрес: 100073 город Ташкент, Яшнабадский район, улица Жаркурганская 76

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Адрес: 150119 Ферганская область, город Фергана, улица Тегирмончи, 141

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

E-mail: Этот адрес электронной почты защищен от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

Полное наименование предприятия: Общество с ограниченной ответственностью «Ферганский нефтеперерабатывающий завод».

Краткая информация: Ферганский нефтеперерабатывающий завод введен в эксплуатацию в январе 1959 года. Сегодня это одно их крупнейших промышленных предприятий республики, являющееся одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в Центрально-Азиатском регионе.

Завод включает в свой состав 37 технологических установок по производству практически всего существующего в нефтепереработке ассортимента нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемой продукции на сегодняшний день составляет более 60 видов нефтепродуктов и товаров народного потребления.

Основной вид деятельности: Переработка углеводородного сырья (нефти и газоконденсата) и производство нефтепродуктов в соответствующих объёмах и ассортименте, необходимой для обеспечения отраслей народного хозяйства и населения республики.

Полное наименование предприятия: Общество с ограниченной ответственностью «Бухарский нефтеперерабатывающий завод».

Краткая информация: Бухарский нефтеперерабатывающий завод, являющийся производством топливного направления, введен в эксплуатацию в августе 1997 года. Построен под техническим руководством французской компании «Текнип», при участии японских компаний «Марубени» и «Джей Джи-Си» с использованием самых последних достижений научно-технического прогресса. Мощность переработки составляет 2,5 млн. тонн углеводородного сырья в год.

Основной вид деятельности: Переработка углеводородного сырья (нефти и газоконденсата), производство нефтепродуктов объёмах и ассортименте, необходимой для обеспечения отраслей экономики и населения республики.

Полное наименование предприятия: Общество с ограниченной ответственностью «Чиназский нефтеперерабатывающий завод».

Краткая информация: Чиназский нефтеперерабатывающий завод был зарегистрирован в Инспекции по регистрации субъектов предпринимательства Чиназского района Ташкентской области 26 февраля 2010 года за реестровым номером 45/2170.

Основной вид деятельности: Переработка нефтепродуктов в соответствующих объёмах и ассортименте, необходимой для обеспечения отраслей народного хозяйства и населения республики.

Входящие в состав компании общества с ограниченной ответственностью «Нефтебазы» являются юридическими лицами (кроме филиалов) и осуществляют свою деятельность на правах хозяйственного ведения государственным имуществом, переданным в Уставный фонд компании.

На сегодняшний день в составе АО «Узнефтмахсулот” действуют 15 нефтебазы и 55 их филиала, 4 комплексных пунктов автосервиса, 1383 пунктов по обслуживанию фермерских хозяйств (ФАЗС).

Целью деятельности унитарных предприятий является бесперебойное обеспечение предприятий и организаций экономики и населения в зоне обслуживания нефтепродуктами в широком ассортименте, их реализация, включая оптовую торговлю, через нефтебазы, филиалы, автозаправочные станции и транзит, обеспечение эффективности своей деятельности.

Общество с ограниченной ответственностью «Карбонам» создано 14 февраля 2008 года, специализировано на выпуске всех видов и марок карбоксиметилцеллюлозы «Карбоцелл» (КМЦ), а также гуминощелочного реагента (ГЩР), которые по качественным показателям отвечают всем техническим требованиям.

Выпускаемая продукция «Карбоцелл» (КМЦ) используется в нефтегазовой, геологии, строительстве, химической, парфюмерной, медицинской и текстильной промышленности. Гуминощелочной реагент (ГЩР) используется при добыче нефти и газа в нефтегазовой промышленности.

Общество с ограниченной ответственностью «Узрубероид», крупнейшее предприятие Республики Узбекистан специализирующееся на производстве мягких кровельных, гидроизоляционных материалов.

На предприятии выпускаются кровельные материалы рубероид РКП – 350, РКК – 350, РЭПК – 0.8, гидроизоляционный материал Изол И-БД, теплоизоляционный материал «Холст из супертонких базальтовых волокон».

Основной профиль деятельности – строительство и ремонт нефтебазового хозяйства унитарных предприятий.

Http://unm. uz/ru/onas/struktura/org-struktura

Узбекистан, Ташкент – АН Podrobno. uz. Ферганский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) ждет коренная модернизация. Об этом сообщил председатель правления национальной холдинговой компании «Узбекнефтегаз» Алишер Султанов, передает Finance. uz.

«Сейчас мы думаем, что делать с Ферганским НПЗ. Никто не собирается его закрывать. Завод в Фергане мы перепрофилируем», – сказал Султанов на заедании международного пресс-клуба в Ташкенте.

Как отметил руководитель холдинга, завод, который является единственным подобным объектом в Центральной Азии, имеет большой потенциал.

«Сам завод построен в советское время для производства масел. Сейчас у этого завода потенциал очень большой, если брать нефтехимию, бытовую химию, современные масла. Потенциал специалистов тоже высокий. Я думаю, что у него большое будущее, мы его еще будем развивать», – подчеркнул Султанов.

Ферганский НПЗ является одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в регионе. За свою 55-летнюю историю на нем освоен выпуск более 60 видов нефтепродуктов и товаров народного потребления. На сегодняшний день предприятие является убыточным и требует проведения модернизации.

НХК «Узбкнефтегаз» уже рассматривает варианты сотрудничества с ведущими иностранными компаниями в рамках дальнейшего развития НПЗ.

В частности, на прошедшей в этом году международной выставке «Нефть и газ Узбекистана 2017» американская компания ExxonMobil предложила свои технологии по выпуску высококачественных смазочных материалов и масел.

Http://podrobno. uz/cat/economic/alisher-sultanov-ferganskiy-neftepererabatyvayushchiy-zavod-pereprofiliruyut-/

Через десять дней после ареста племянника президента Ислама Каримова – Акбарали Абдуллаева – в подконтрольный ему Ферганский нефтеперерабатывающий завод пришли «люди в черных масках». По сообщениям источников «Озодлик», руководителей завода увезли в наручниках и с мешками на головах.

Среди задержанных также Генеральный директор завода Мухаммадкодир Тоирович Абдуллаев, которого вывели из кабинета в наручниках и с мешком на голове.

Кроме генерального директора, таким же манером вывели заместителя директора и начальника отдела снабжения – в наручниках и мешках на голове. Арестовали и начальников отделов. Военные в черных масках вместе с представителями спецслужб, сообщил источник из Ферганы.

Один из сотрудников завода в беседе с корреспондентом «Озодлик» подтвердил эту информацию, однако отказался сообщить подробности.

Согласно нашему источнику, заводское руководство обвиняется в незаконном присвоении двух вагонов свечей. Эти свечи были спрятаны в одном из домов в районе Тошлок, недалеко от завода.

Знающий хорошо деятельность завода источник сказал, что свечи выпускают в 4-м цехе завода.

– Это 4-й цех. Там из последних остатков нефти изготовляют свечи. Из этого цеха очень удобно вывозить свечи в Тошлок, – сказал источник.

Сотрудники прокуратуры города Ферганы не подтвердили арест руководителей завода, но и не опровергли.

8 июня прошлого года также были арестованы около 30 руководителей этого завода. Среди них был и тогдашний директор Баходир Тоштемиров, на место которого позже был временно назначен Рустамжон Каримов из Олтыарыка.

Через некоторое время директором был назначен Мухаммадкодир Абдуллаев, арестованный в прошлое воскресенье.

Во время «чистки» год назад среди прочих были арестованы также братья Содик и Акбар, являвшиеся членами группы, возглавляемой племянником жены президента Акбарали Абдуллаевым. Позже, по сообщениям, их отпустили.

Согласно источнику «Озодлик», который провел независимый анализ деятельности завода, «Ферганский нефтеперерабатывающий завод находился под контролем лиц, близких президенту Узбекистана, и в нем участились случаи коррупции и воровства»,

Торговля нефтью в Ферганской Долине до недавнего времени находилась под контролем племянника жены президента Акбарали Абдуллаева.

Сообщается, что арестованный 10 октября и обвиняемый во взяточничестве, уклонении от налогов и присвоении имущества 29-летний Акбарали Абдуллаев содержится в одной из Ташкентсих тюрем.

По состоянию на начало 2011 года доказанные объемы запасов нефти в Республики Узбекистана составляли около 81 миллиона тонн. Переработка нефтяного сырья производится на трех самых крупных нефтеперерабатывающих заводах с суммарной мощностью в 11,2 миллиона тонн в год:

· Алты-Арыкский НПЗ (топливно-маслянный профиль, 3,2 миллиона тонн в год);

Http://www. profi-forex. org/novosti-mira/novosti-sng/uzbekistan/entry1008184409.html

Общая характеристика Ферганского нефтеперерабатывающего завода. Характеристика бухгалтерии ФНПЗ. Финансовые риски ФНПЗ

Ферганский нефтеперерабатывающий завод является одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в Центрально-Азиатском регионе.

Унитарное дочернее предприятие Акционерной компании "Узнефтепродукт"Ферганский нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного направления нефтепереработки включает в свой состав 35 технологических установок по производству практически всего существующего в нефтепереработке ассортимента нефтепродуктов.

За свою 45-летнюю историю Ферганский НПЗ освоил выпуск более 60 видов нефте – продуктов и товаров народного потребления.

Природно-климатические условия Ферганской долины, богатые минерально – сырьевые источники, трудовой потенциал явились предпосылкой создания нефтеперерабатывающей промышленности в Узбекистане.

Предыстория развития нефтеперерабатывающей промышленности в Средне – Азиатском регионе начиналась в 1868 году, когда русскими промышленниками Федоровым, Хлудовым, Захо, Громовым и др. были предприняты первые попытки разработки нефтяных месторождений в Ферганской долине, которые по нескольким причинам были остановлены.

Позднее российские предприниматели пытались разработать месторождения нефти, и только в 1904 году открыты нефтяные скважины, добыча нефти из которых, была настолько продуктивной, что назрел вопрос о строительстве собственного нефтеперегонного завода.

В этом же году под руководством инженера путей сообщения А. Н. Ковалевского было начато строительство Ванновского нефтеперегонного завода.

В 1906 году был введен в эксплуатацию Ванновский нефтеперегонный завод (ныне Алты-Арыкский НПЗ), который в настоящее время является подразделением Ферганского НПЗ.

Строительство Ферганского нефтeпepepaбaтывaющeгo зaвoдa диктoвaлocь нeoбxoдимocтью coздaния нa мecтe пoтpeблeния cвoeй coбcтвeннoй нeфтeпepepaбaтывaющeй oтpacли, а также продолжения paзвития пpoмышлeннocти и тpaнcпopтa в цeлoм пo вceмy Cpeднeaзиaтcкoмy perиoнy. Зaдaчa пpиближeния пpoмышлeннocти к иcтoчникaм cыpья, тoпливa к peгиoнaм пoтpeблeния peшaлacь строительством, нeфтeпepepaбaтывaющeгo зaвoдa вблизи Фepraны. Бecпepeбoйнoe eгo фyнкциoниpoвaниe пpeдoтвpaщалo paзpыв мeждy пoтpeбнocтью paйoнoв Cpeднeй Aзии и Kaзaxcтaнa в нeфтeпpoдyктax paнee зaвoзимыx извне, иcключaлo дaльниe иx пepeвoзки и cвязaнныe c этим излишние экcплyaтaциoнныe и кaпитaльныe зaтрaты.

26 июня 1958 гoдa пepвaя ycтaнoвкa ЭЛOУ (элeктpooбeccoливaющaя ycтaнoвкa) была ввeдeнa в экcплyaтaцию. Пepвaя тexнoлoгичecкaя ycтaнoвкa aтмocфepнo-вaкyyмнoй пeperoнки нефти ABT-1 была ввeдeнa в действие в нaчaлe 1959 roдa.

27 янвapя 1959 гoдa пpинятo cчитaть днем poждeния Фepraнcкoго нeфтeпepepaбaтывaющero зaвoдa.

B дaльнeйшeм для yвeличeния глyбины пepepaбoтки нефти и для oчиcтки нeфтeпpoдyктoв, a тaкжe для выpaбoтки coпyтcтвyющиx кoмпoнeнтoв в paзныe roды нa зaвoдe были введены в экcплyaтaцию cлeдyющиe yстaнoвки:

· Устaнoвки первичной переработки нефти и газоконденсата типа ЭЛOУ-ABT-1, ЭЛOУ – ABT-2, ЭЛOУ-ABT-3, ЭЛOУ-ABT-4, AT-5

· Устaнoвки кaтaлитичecкoгo pифopмиpoвaния бeнзинoв типа Л 35-11/300, ЛЧ 35-11/600 c 1965 пo 1978 roды;

· Уcтaнoвкa экcтpaкциoннo-aзeoтpoпнoй пeperoнки типa 35/2 в 1964 гoдy;

· Уcтaнoвки дeacфaльтизaции гyдpoнa пpoпaнoм типa 36/1, 36/Зм, 36/5 c 1960 пo 1969 гoды;

· Уcтaнoвки ceлeктивнoй oчиcтки мaceл типа 37/1, 37/2, A – 37/1, A – 37/3 c 1960 пo 1966 roды;

· Уcтaнoвки дeпapaфинизaции мaceл типa 39/1, 39/6, 39/7-1, 39/7-2, 39/8 с1961 пo 1969 roды;

· Уcтaнoвки зaмeдлeннoro кoкcoвaния (УЗK) 21-10/300, 21-10/600 c 1964 пo 1975 roды;

· Уcтaнoвкa пpoизвoдcтвa выcoкoкaчecтвeннoгo aзoтa (PSA) в 1999 гoдy и т. д.

В связи с переходом Ферганского НПЗ в 1995 году на местное сырье с высоким содержанием сернистых соединений перед заводом возникла задача по сохранению ассортимента и качества ранее выпускаемой продукции, а также освоения новых современных технологий направленных на выпуск конкурентоспособной на мировом рынке продукции. Учитывая особенности перера6отки высокосернистого сырья, Кабинет Министров Республики Узбекистан Постановлением за № 397 от 12.11.1996 г. в рамках инвестиционной программы с привлечением европейского банка реконструкции и развития ЕБРР и ЭКСИМбанка (Япония) дал направление на осуществление реконструкции Ферганского НПЗ с целью обеспечения качества светлых нефтепродуктов соответствующих требованиям мировых стандартов и улучшения экологической обстановки.

Проект реконструкции осуществлялся японскими компаниями "Мицуи" и"Тойо Инжиниринг" с объемом финансирования более 200,0 млн. долларов США.

С пуском в августе 1999 года в эксплуатацию Комплекса гидродесульфуризации дизельного топлива (ГДС), наряду с получением высококачественного дизельного топлива (содержание серы не более 0,5%) решился вопрос сокращения вредных веществ в окружающую среду путем строительства сопутствующего объекта ГДС установки получения элементарной серы.

Извлекаемая из дизельного топлива техническая сера пользуется спросом в химической промышленности и в сельском хозяйстве.

Современная техника из года в год предъявляет все более жесткие требования к эксплуатационным свойствам нефтепродуктов и Ферганский НПЗ не останавливается на достигнутом, на нашем предприятии постоянно ведутся разработки по совершенствованию качества топлив и моторных масел.

За последние годы освоен выпуск моторных масел класса Д и Е. Они успешно прошли испытания и на них получены допуски на производство и применение. Это дизельные моторные масла М-8ДМ, М-10ДМ, М 14ДМ.

Помимо этого на Ферганском НПЗ намечено освоение новых высококачественных моторных масел серии "Ферганол":

УДП «Ферганский нефтеперерабатывающий завод» образован в соответствии с Указом Президента Республики Узбекистан от 11 декабря 1998 года № УП-2154, Постановлениями Кабинета Министров от 15 декабря 1998 года № 523, от 19 мая 2003 года № 225, от 21 октября 2003 года № 460, приказами Госкомимущества Республики Узбекистан от 13 июля 1999 года № 139 к-ПО, от 24 июля 1999года № 118 к-ПО, от 6 декабря 2004года № 171 к-ПО в форме унитарный дочерней предприятия «Ферганский нефтеперерабатывающий завод».

Устав УДП «Ферганского нефтеперерабатывающего завода» зарегистрирован Хокимиятом от 3 июня 2004 года № 0547.

Полное название «Ферганский нефтеперерабатывающий завод» фирменное наименование на латинской графике 1ЮР «Рег§апз1ау пейерегегаЬайуауизЫугауоё».

Адрес Завода: 712006 Республика Узбекистан, город Фергана, улица Соноат 240.

Расчетный счет Компании: 20210000900229024001 в Региональном филиале АК Уз ПСБ, МФО – 00494, ИНН – 200202099.

Директор «Ферганского нефтеперерабатывающего завода» Ш. М.Сайдахмедов

В соответствии с приказом Госкомимущества Республики Узбекистан от 21 апреля 2004 года № 56 к-ПО «О включении в состав АК «Узнефтепродукт» предприятий и организаций ликвидируемой АК «Узнефтепереработка» и от 25 апреля 2007 года №13 к-ПО «О формировании уставного фонда Акционерной компании Узнефтмахсулот» уставный фонд Завода сформирован в размере 120 667 190тыс. сум

В 2012 году Ферганским нефтеперерабатывающим заводам переработка углеводородного сырья составила 86,9% против объемов 2011 года.

Темп роста по бензину составил 92,6%, нефтебитуму 87,3%, нефтяному коксу 80,4%, авиакеросину 78,0%, нефтяным маслам 74,4%, дизельному топливу 88,9% и печному топливу 72,0%.

Согласно постановлению Кабинета Министров от 22 июля 2004 года №349 «О мерах по внедрению на предприятиях систем управления качеством, соответствующих международным стандартам» и “Плану поэтапной подготовки к разработке, внедрению и сертификации системы менеджмента качества в соответствии с требованиями международного стандарта ИСО 9001:2000 на предприятиях НХК «Узбекнефтегаз» получено сертификат в 2006 году. В ноябре 2005 года все мероприятия по внедрению системы менеджмента качества завершены полностью. По итогам сертификационного аудита, проведенного международным сертификационным органом RW TUV в 2005 года Ферганский НПЗ признан соответствующим международному стандарту ISO 9001:2000.

На технологических установках Завода эксплуатируются в технологическом процессе более 700 единиц агрегатов воздушногоохлаждения, из них более 90 единиц требует полную замену. В прошлом году на заводе произведена замена 6 резервуаров, в этом году планируется замена 4 резервуаров. Согласно мероприятиям произведен вынос подземных трубопроводов на поверхность более 250 погонный метр, для полного завершения работ потребуется трубы различного диаметра в количестве 2,0 тыс. погонных метров.

Поставка нефтепродуктов народному хозяйству и населению Республики за 2012 год составила 1 979,3 тыс. тонн.

В целях экономии автобензина и предотвращения загрязнения атмосферы выхлопными газами с 2009 года переведено автомобили для работы на сжиженном и сжатом природном газе.

В 2012 году в целом экспортировано нефтепродуктов в объеме более 223,3 тыс. тонн, на общую сумму 73 826,4 тыс. долл. США.

Юридическими службами Завода проводится целенаправленная работа по обеспечению правовой защиты системы, исполнению действующего законодательства, взысканию просроченной задолженности, установленных неустоек, пени и штрафов с контрагентов.

В истекшем году принимались усиленные меры по ликвидации просроченной дебиторской задолженности, в результате чего по решениям хозяйственных судов было взыскано потребителей пени и штрафных санкций.

Особенностей деятельности предприятия, необходимости обеспечения его

Типовые формы, разработке форм документов внутренней бухгалтерской

Отчетности, а также обеспечению порядка проведения инвентаризаций,

Разработку и осуществление мероприятий, направленных на укрепление

Перечисление налогов и сборов в федеральный, региональный и местный

Бюджеты, страховых взносов в государственные внебюджетные социальные

Фонды, платежей в банковские учреждения, средств на финансирование

Капитальных вложений, погашение в установленные сроки задолженностей

Обязательств, расходования фонда заработной платы, за установлением

Инвентаризаций основных средств, товарно-материальных ценностей и

Внутрихозяйственных резервов, устранения потерь и непроизводительных

Размещения свободных финансовых средств на банковских депозитных

Операций с депозитными и кредитными договорами, ценными бумагами;

Финансовой и кассовой дисциплины, смет административно-хозяйственных

Другой бухгалтерской и статистической отчетности, представление их в

Предприятия по вопросам бухгалтерского учета, контроля, отчетности и

Учета, порядок оформления и отражения в системе бухгалтерского учета

Направленных на соблюдение финансовой дисциплины и рациональное

Признаки кризиса в деятельности предприятия обнаруживаются, прежде всего, в показателях ликвидности и финансовой устойчивости. Поэтому финансовый анализ начинается с анализа именно этих показателей.

Одним из основных критериев финансового положения предприятия является оценка его платежеспособности, под которой принято понимать способность предприятия рассчитываться по своим долгосрочным обязательствам. Следовательно, платежеспособным является то предприятие, у которого активы больше, чем внешние обязательства.

Способность предприятия рассчитывать по своим краткосрочным обязательствам называется ликвидностью. Иначе говоря, предприятие считается ликвидным, если оно в состоянии выполнить свои краткосрочные обязательства, реализуя текущие активы.

Для оценки ликвидности предприятия привлекаются данные бухгалтерского баланса. Информация, отраженная во втором разделе баланса, характеризует величину текущих активов в начале и в конце отчетного периода. Сведения о краткосрочных обязательствах предприятия содержатся в четвертом разделе баланса [23, с. 54].

За свою 45-летнюю историю Ферганский НПЗ освоил выпуск более 60 видов нефте – продуктов и товаров народного потребления.

Http://yaneuch. ru/cat_110/obshhaya-harakteristika-ferganskogo-neftepererabatyvajushhego-zavoda/172632.1975146.page1.html

Предприятие по переработке нефти и производству нефтепродуктов и выпуску ТНП. Список продукции:· бензин автомобильный,· бензин-растворитель,· керосин осветительный,· керосин технический,· топливо дизельное,· топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный),· топливо печное бытовое,· мазут топочный (валовой),· кокс нефтяной,· парафин жидкий,· парафин твердый,· масло дизельное,· масло индустриальное,· масло компрессорное,· масло моторное,· масло трансмиссионное,· присадки к маслам,· смазка.· гудрон.

Предприятие по переработке нефти и производству нефтепродуктов и выпуску тнп. список продукции:· бензин автомобильный,· бензин-растворитель,· керосин осветительный,· керосин технический,· топливо дизельное,· топливо для реактивных двигателей.

Нефтепродукты и топливо (торговые поставки), Смазочные материалы на основе нефтепродуктов – торговые поставки, Топливо и горючие жидкости на основе нефтепродуктов – торговые поставки

Организация размещена в разделе «Нефтегазовые компании Ферганы» рубрики «Промышленные, производственные и перерабатывающие предприятия» нашего справочника. Региональная принадлежность организации – Фергана и Ферганский городской округ, Ферганская область, Узбекистан. Компания ФЕРГАНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, ГП находится по адресу У. Юсупова улица, 40 в Фергане. Связаться с администрацией можно по телефонам (998732)27-12-41, (998732)27-36-24, (998732)27-45-79, (998732)27-55-37, (998732)27-48-33 используя код города 998732.

Http://www. companypage. ru/%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D0%B0_%D0%B8_%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%B3%D0%BE%D1%80%D0%BE%D0%B4%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B9_%D0%BE%D0%BA%D1%80%D1%83%D0%B3/%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4_1.html

В 2019 году аналитики норвежской консалтинговой компании Rystad Energy прогнозируют «бум инвестиций» в добычу углеводородов на шельфе. Так, если нефтяные котировк.

Президент Узбекистана Шавкат Мирзиёев в четверг примет участие в церемонии открытия Кандымского газоперерабатывающего завода (ГПЗ), который построило ПАО "Лукойл".

С 2013 года в немецком Вормсе выпускают моторное масло бренда ROWE. Всего за год компания выпускает не менее 100 тысяч тонн смазки. При этом присадки и базовое масло з.

На прошлой неделе запасы нефти и особенно нефтепродуктов в США заметно снизились вопреки прогнозам аналитиков. Однако произошло в значительной степени благодаря сокращению нетто-импо.

Ранее на украинских НПЗ перерабатывалось от 24 млн тонн нефти (данные за 2004 год) до 10 млн тонн (2010 год). В последние годы ежегодные объемы переработки нефти в Украине соста.

В 2017 году специалисты Омского НПЗ реализовали 29 мероприятий в области повышения производственной эффективности. Совокупный экономический эффект по итогам года составил 2, 3 млрд ру.

К 2019 году объём вложений в разработку нефти на шельфовых месторождениях может достичь рекорда за 13 лет

К 2019 году объём вложений в разработку нефти на шельфовых месторождениях может достичь рекорда за 13 лет

ООО «Ижевский нефтеперерабатывающий завод» единственное предприятие в Удмуртской Республике, которое осуществляет переработку нефти.

Установленная мощность завода – 19, 5 млн тонн в год. В 2006 году предприятием было переработано 16, 3 млн. тонн нефти В структуре Газпрома Одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в России.

Бакинский нефтеперерабатывающий завод имени Гейдара Алиева (сокращенное название – ОАО «Бакинский НПЗ») – основан 29 июля 1953 года. За прошедшее время Бакинский нефтеперерабатывающи.

Трубки (системы) подачи СОЖ (для промышленного оборудования и станков) Используются на промышленном оборудовании и станках. Служат для подачи СОЖ ( Смазочно Охлаждающей Жидкости) в зону резания. Собст.

Продажа с завода в Туле или со склада в Москве шарнирных пластиковых сегментных трубок для подачи сож. Продажа от производителя. Оптовикам и заводам скидки.

Предлагаем центраторы внутренние гидравлические ЦВ, которые предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве трубопроводов. Вну.

Завод – изготовитель RIR-standart, является производителем топочных блоков/ теплогенераторов/ теплообменников марки RIR Топочные блоки RIR ТБ-ТО с косвенным нагревом теплоносителя исключают возможнос.

Антрацит АО класс 30-70 мм навалом и в упаковке – мешки – биг-беги ООО «Промтопресурсы» • Компания с безупречной репутацией работает на рынке с 1996 года • С 2005 года организована бесперебойная ра.

Производим и Поставляем Линии Гранулирования Комбикормов до 4 т/ч: В состав линии входят: 1. Комбикормовый мини-завод по приготовлению сыпучих кормов, до 4 т/ч; 2. Бункер накопитель на 5 куб. м; 3. Гр.

Http://www. benzol. ru/ferganskij-neftepererabatyvayushchij-zavod. htm

ФЕРГАНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД Ферганский нефтеперерабатывающий завод является одним из ведущих предприятий по производству горюче-смазочных материалов в Центрально-Азиатском регионе. На Ферганском НПЗ разработаны, внедрены и успешно функционируют три международные системы управления, одна из них была сертифицирована нашей компанией в 2006 году, согласно требованием стандарта ISO 9001:2008 СМК и дважды ре сертифицирована в 2009г. и 2012 гг.

Разработка и внедрение системы менеджмента в соответствии с требованиями следующих стандартов: ISO 9001 Система менеджмента качества; ISO 14001 Система экологического менеджмента; OHSAS 18001 Система менеджмента охраны здоровья и обеспечения безопасности труда; ISO 50001 Система энергетического менеджмента; ISO 22000 (НАССР, FSSC) Система менеджмента пищевой безопасности; ISO 27000 Cистема менеджмента информационной безопасности; ISO 13485 Система менеджмента при производстве мед. изделий; директивы GMP Требования к фармацевтическим предприятиям; CE Marking Подготовка к получение товарного знака одобренного поставщика Еврозоны (для экспортеров, имеющих представителя в странах Евросоюза). Проведение внутренних аудитов систем менеджмента по процедуре предприятия; Оказание услуг по поддержанию систем менеджмента в рабочем состоянии (функции уполномоченного от представителя руководства по системе менеджмента); Проведение пред сертификационного аудита систем менеджмента, по результатам которого составляется детальный отчет содержащий оценку готовности к сертификации, рекомендациями по подготовке к внешнему аудиту; Проведение оценочного аудита систем менеджмента, по результатам которого составляется детальный отчет с рекомендациями по разработке или поддержанию систем менеджмента в рабочем состоянии; BPR (Business Process Reengineering) – оптимизация бизнес-процессов (включая построение СУБП) под требования Заказчика с применением нотации IDEF 0, BPMN. В область проекта могут входить как отдельные виды деятельности, таки и вся деятельность организация в целом. Проведение бизнес семинаров по стандартам серии ISO 9000, ISO 14000, OHSAS 18000 и др.

— разумные и обоснованные цены при высоком качестве предоставляемых услуг.

— Объективная оценка и профессиональное выявление всех проблем менеджмента на предприятии клиента

— Решение специфических задач, на которые у компании не всегда хватает квалифицированных кадров, опыта и времени;

— Реализация скрытого потенциала клиента посредством сбора, оценки идей, исходящих от персонала компании, и содействие в их продвижении

— дополнительные консультации по отдельным вопросам, возникающим в ходе проекта;

— гарантия прохождения сертификации в любом международно-признанном органе по сертификации

— Объективная оценка и профессиональное выявление всех проблем менеджмента на предприятии клиента

— Решение специфических задач, на которые у компании не всегда хватает квалифицированных кадров, опыта и времени;

— Реализация скрытого потенциала клиента посредством сбора, оценки идей, исходящих от персонала компании, и содействие в их продвижении

— дополнительные консультации по отдельным вопросам, возникающим в ходе проекта;

— гарантия прохождения сертификации в любом международно-признанном органе по сертификации</p>

Риски, влияющие на организации, могут иметь последствия с точки зрения экономической эффективности, деловой репутации, окружающей среды, безопасности и социальные последствия. Таким образом, эффективное управление рисками позволяет организациям показывать хорошие результаты в условиях полной неопределенности.

Серия международных стандартов ISO 22000 посвящена управлению безопасности продуктов питания.

Последствия потребления опасных продуктов питания могут быть серьезными. Стандарты ИСО помогают организациям выявлять и контролировать угрозы, связанные с безопасностью пищевых продуктов. Поскольку большинство современных продуктов питания постонно пересекают международные границы, для гарантии безопасности глобальной цепи поставок необходимы международные стандарты.

Серия стандартов ИСО 14000 затрагивает различные аспекты экологического менеджмента. Она предоставляет практический инструментарий для компаний и организаций, стремящихся определить и контролировать их воздействие на окружающую среду и постоянно улучшать свои экологические показатели.

В ИСО 14000:2004 и ИСО 14000:2004 основное внимание уделено системам экологического менеджмента. В других стандартах серии акцент сделан на конкретные экологические аспекты, такие как анализ жизненного цикла, обмен информацией и аудит.

Серия стандартов ИСО 9000 затрагивает различные аспекты управления качеством и включает некоторые из наиболее известных стандартов ИСО. Стандарты содержат руководства и инструментарий для компаний и организаций, которые хотят, чтобы их продукция и услуги постоянно отвечали требованиям заказчика, а качество постоянно улучшалось.

ИСО 9000:2008 устанавливает требования к системе менеджмента качества, ИСО 9000 содержит основные понятия и словарь, ИСО 9000 сосредоточено на том, как сделать систему управления качеством, более эффективной и работоспособной. ИСО 9000 руководство по проведению внутреннего и внешнего аудитов систем менеджмента качества.

Http://advisory. podrom. com/%D1%84%D0%B5%D1%80%D0%B3%D0%B0%D0%BD%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9-%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9-%D0%B7%D0%B0/

Предприятие по переработке нефти и производству нефтепродуктов и выпуску ТНП. Список продукции:· бензин автомобильный,· бензин-растворитель,· керосин осветительный,· керосин технический,· топливо дизельное,· топливо для реактивных двигателей (керосин авиационный),· топливо печное бытовое,· мазут топочный (валовой),· кокс нефтяной,· парафин жидкий,· парафин твердый,· масло дизельное,· масло индустриальное,· масло компрессорное,· масло моторное,· масло трансмиссионное,· присадки к маслам,· смазка.· гудрон.

Предприятие по переработке нефти и производству нефтепродуктов и выпуску тнп. список продукции:· бензин автомобильный,· бензин-растворитель,· керосин осветительный,· керосин технический,· топливо дизельное,· топливо для реактивных двигателей.

Нефтепродукты и топливо (торговые поставки), Смазочные материалы на основе нефтепродуктов – торговые поставки, Топливо и горючие жидкости на основе нефтепродуктов – торговые поставки

"Ростех" нашел "Тракторным заводам" нового владельца Главы минэнерго России и Саудовской Аравии обсудили сделку ОПЕК+ "Ростелеком" назвал "затруднительным" исполнение "закона Яровой" Депутат Госдумы заявил о планах создать криптовалютный офшор в Крыму Глава ФАС назвал причины роста цен на бензин в России Центробанк заявил о замедлении снижения ключевой ставки из-за санкций

Более 700 тысяч компаний и индивидуальных предпринимателей России и стран СНГ.

Любое копирование информации возможно только при использовании активной обратной ссылки на источник. Контактная информация

Http://comchart. ru/company/108539

Пожалуйста включите JavaScript в вашем браузере для полноценной работы сайта.

АО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (ННП) ведет разработку отдаленных нефтяных и газовых месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре. ННП было основано в 1999 году путем реорганизации одного из старейших нефтедобывающих предприятий — Нефтегазодобывающего управления «Нижневартовскнефть» имени Ленина. НК «Роснефть» контролирует 100% акций Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия.

Предприятие владеет лицензиями на разработку Пермяковского, Хохряковского, Колик-Еганского, Окуневского, Чехлонейского, Хохловского, Ван-Еганского, Ай-Еганского, Кошильского, части Мегионского, Орехово-Ермаковского и Западно-Ермаковского месторождений. Эти месторождения прошли свой пик добычи, что требует от специалистов особого внимания к геологическим вопросам, грамотного и умелого применения современных технологий разработки пластов, таких, к примеру, как зарезка боковых стволов скважин, проведение многостадийных гидроразрывов пласта, реорганизация поддержания пластового давления и третичные методы повышения нефтеотдачи.

На Ван-Еганском месторождении (Ван-Еганский лицензионный участок) ННП проводит опытно-промышленные работы по добыче высоковязкой нефти. С 2004 года накопленная добыча высоковязкой нефти Нижневартовского нефтегазодобывающего предприятия составляет более 97 тысяч тонн. Извлекаемые запасы высоковязкой нефти пласта, на который приходятся основные залежи уникального углеводорода, составляют 49 миллионов тонн.

С 2013 года ННП владеет лицензией на разработку части Узунского месторождения в пределах Южно-Узунского лицензионного участка. Извлекаемые запасы Узунского месторождения в пределах разрабатываемого предприятием лицензионного участка составляют

Свыше 1,5 миллиона тонн нефти. Активная фаза эксплуатационного бурения на однопластовом месторождении началась в 2014 году.

Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие в 2016 году приступило к вводу в промышленную разработку Окуневского месторождения. В ближайших планах начать разработку Хохловского и Вонтерского месторождения.

Отдаленность месторождений, разрабатываемых ННП, от г. Нижневартовска составляет от 60 до 300 километров. Поэтому работа на участках организована вахтовым методом. В рабочих общежитиях на промыслах созданы современные комфортные условия для полноценного труда и отдыха.

Накопленный объем добычи нефти ННП с начала разработки месторождений составляет 201,286 миллиона тонн.

Http://nignevartovskneftegaz. rosneft. ru/

В 2019 году аналитики норвежской консалтинговой компании Rystad Energy прогнозируют «бум инвестиций» в добычу углеводородов на шельфе. Так, если нефтяные котировк.

На прошлой неделе запасы нефти и особенно нефтепродуктов в США заметно снизились вопреки прогнозам аналитиков. Однако произошло в значительной степени благодаря сокращению нетто-импо.

Ранее на украинских НПЗ перерабатывалось от 24 млн тонн нефти (данные за 2004 год) до 10 млн тонн (2010 год). В последние годы ежегодные объемы переработки нефти в Украине соста.

В 2017 году специалисты Омского НПЗ реализовали 29 мероприятий в области повышения производственной эффективности. Совокупный экономический эффект по итогам года составил 2, 3 млрд ру.

Антипинский НПЗ, основное производственное предприятие группы компаний «Новый Поток» (New Stream Group), приступил к пусконаладочным работам на комбинированной установке по производс.

Антипинский НПЗ, основное производственное предприятие Группы компаний «Новый Поток» (New Stream Group), приступил к пусконаладочным работам на комбинированной установке по производс.

К 2019 году объём вложений в разработку нефти на шельфовых месторождениях может достичь рекорда за 13 лет

В Украине погибает нефтепереработка и приходится удваивать закупки бензина и дизтоплива в России

К 2019 году объём вложений в разработку нефти на шельфовых месторождениях может достичь рекорда за 13 лет

В Украине погибает нефтепереработка и приходится удваивать закупки бензина и дизтоплива в России

Округ: Уральский федеральный округ Расположение: Ханты-Мансийский автономный округ.

ООО «Ижевский нефтеперерабатывающий завод» единственное предприятие в Удмуртской Республике, которое осуществляет переработку нефти.

Установленная мощность завода – 19, 5 млн тонн в год. В 2006 году предприятием было переработано 16, 3 млн. тонн нефти В структуре Газпрома Одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в России.

Бакинский нефтеперерабатывающий завод имени Гейдара Алиева (сокращенное название – ОАО «Бакинский НПЗ») – основан 29 июля 1953 года. За прошедшее время Бакинский нефтеперерабатывающи.

Трубки (системы) подачи СОЖ (для промышленного оборудования и станков) Используются на промышленном оборудовании и станках. Служат для подачи СОЖ ( Смазочно Охлаждающей Жидкости) в зону резания. Собст.

Продажа с завода в Туле или со склада в Москве шарнирных пластиковых сегментных трубок для подачи сож. Продажа от производителя. Оптовикам и заводам скидки.

Предлагаем центраторы внутренние гидравлические ЦВ, которые предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве трубопроводов. Вну.

Завод – изготовитель RIR-standart, является производителем топочных блоков/ теплогенераторов/ теплообменников марки RIR Топочные блоки RIR ТБ-ТО с косвенным нагревом теплоносителя исключают возможнос.

Антрацит АО класс 30-70 мм навалом и в упаковке – мешки – биг-беги ООО «Промтопресурсы» • Компания с безупречной репутацией работает на рынке с 1996 года • С 2005 года организована бесперебойная ра.

Производим и Поставляем Линии Гранулирования Комбикормов до 4 т/ч: В состав линии входят: 1. Комбикормовый мини-завод по приготовлению сыпучих кормов, до 4 т/ч; 2. Бункер накопитель на 5 куб. м; 3. Гр.

Http://www. benzol. ru/nizhnevartovskij-neftepererabatyvayushchij-zavod. htm

Разделы

Анкета Реорганизация в процессе реорганизации”> Реквизиты Госзакупки Связи Лицензии ОКВЭД Выписка из ЕГРЮЛ ФНС РФ”> Бухотчетность

Организация находится в процессе реорганизации в форме присоединения к ней других юридических лиц.

Для получения полной информации ознакомьтесь с бухгалтерской отчетностью АО «ННП» за 2011–2016 годы.

За период с 2015 года в отношении АО «ННП» проведено 229 проверок (69 плановых, 160 внеплановых). По результатам проведённых проверок выявлено 574 нарушения.

Найдена информация о 7 исполнительных производствах в отношении АО «ННП» на сумму 1 156 637,92 . Остаток непогашенной задолженности: 829 344,00 .

АО «ННП» действует с 17 мая 1999 г., ОГРН присвоен 20 сентября 2002 г. регистратором ИНСПЕКЦИЯ ФЕДЕРАЛЬНОЙ НАЛОГОВОЙ СЛУЖБЫ ПО СУРГУТСКОМУ РАЙОНУ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА – ЮГРЫ. Руководитель организации: генеральный директор Онешко Игорь Владимирович. Юридический адрес АО «ННП» – 628616, Ханты-Мансийский Автономный округ – Югра, город Нижневартовск, улица Ленина, дом 17 корпус п. Основным видом деятельности является «Добыча сырой нефти», зарегистрировано 13 дополнительных видов деятельности. Организации АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ" присвоены ИНН 8603089941, ОГРН 1028600944250, ОКПО 41248798.

Организация АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ" находится в процессе реорганизации в форме присоединения других юридических лиц.

Телефон, адрес электронной почты, адрес официального сайта и другие контактные данные АО «ННП» отсутствуют в ЕГРЮЛ и могут быть добавлены представителем организации.

Http://www. rusprofile. ru/id/301296

Межрегиональная профсоюзная организация Компании «Роснефть» приняла участие в ежегодной Всероссийской неделе охраны труда (ВНОТ), проходившей с 9 по 13 апреля в Сочи. Главная тема всех мероприятий Недели, которые проходили на дискуссионных площадках, – «Сфера охраны труда: достижения и вызовы». От МПО «Роснефть» в работе Недели участвовали Председатель МПО «Роснефть» Евгений Черепанов, Главный технический инспектор МПО Ираклий Хагулашвили, технические инспекторы, руководители и специалисты структурных профсоюзных организаций производственных предприятий Компании «Роснефть».

Межрегиональная профсоюзная организация Компании «Роснефть» отмечает 10-летний Юбилей своей деятельности. В Центральном офисе Компании на Софийской набережной состоялось торжественное заседание, посвященное юбилейной дате. На заседании были приглашены топ-менеджеры Компании, руководители и профсоюзные лидеры региональных производственных предприятий, руководство НГСП России, ветераны профсоюзного движения.

Профсоюзная организация Нефтеюганского филиала ООО «РН-Транспорт» организовала и провела для сотрудников транспортного предприятия соревнования по зимней рыбалке. Более 100 работников и ветеранов филиала собрались на льду Гусиного озера, неподалеку от Усть-Балыкского месторождения, чтобы с пользой и с удовольствием провести досуг.

Первый молодёжный слёт профсоюзной организации ОАО «Томскнефть» прошёл в учебном центре предприятия. Когда появились и зачем нужны профсоюзы, как стать частью этой большой команды и почему это важно, что такое коллективный договор и на защиту каких интересов и прав работника направлена деятельность организации — на целый ряд действительно важных и серьёзных вопросов получили ответ молодые нефтяники «Томскнефти».

Предприятие ведет разработку отдаленных нефтяных и газовых месторождений в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре. Было основано в 1999 году путем реорганизации одного из старейших нефтедобывающих предприятий — НГДУ «Нижневартовскнефть» им. В. И. Ленина.

ОАО «ННП» владеет лицензиями на разработку 6 месторождений: Пермяковского, Хохряковского, Кошильского, Колик-Еганского, Малосикторского и Восточно-Коликъеганского. Эти месторождения прошли свой пик и требуют особого внимания к геологическим вопросам, грамотного и умелого применения современных технологий разработки пластов (зарезки вторых стволов скважин, проведения многостадийных гидроразрывов пласта, реорганизации поддержания пластового давления, третичных методов повышения нефтеотдачи).

ОАО «ННП» также оказывает операторские услуги по разведке и разработке Орехово-Ермаковского, Западно-Ермаковского, Чехлонейского, Хохловского, Ван-Еганского Ай-Еганского месторождений.

Первичная профсоюзная организация ОАО «ННП» образована в 1978 году. Cегодня в ППО состоит более 1600 членов профсоюза, организация входит в структуру Нижневартовской объединенной профсоюзной организации.

628616, Тюм. область, ХМАО – Югра, г. Нижневартовск, ул. Ленина, дом 17/П

Http://www. mporosneft. ru/index. php? id=1816

В каталог включаются только те производители, по которым на торговой площадке размещаются предложения продавцов и заявки покупателей нефтепродуктов.

Является производителем высококачественной продукции элитного ассортимента. Завод входит в нефтеперерабатывающий комплекс ОАО НК «РуссНефть». Предприятие производит ряд конкурентоспособных товаров для нужд медицинской, пищевой, парфюмерной, машиностроительной, газовой, электронной промышленности.

ЗАО «Нефтехимия» расположено в г. Новокуйбышевске в 20 км от г. Самара и является одним из ведущих производителей синтетического этилового спирта в России. Общее число работающего персонала предприятия – около 1400 человек. На производственных площадях применяются процессы пиролиза, фракционирования и органического синтеза. Результирующий пакет заказов на продукцию предприятия включает спирт этиловый синтетический различных марок с концентрацией этанола 92,5-99,9%. В ассортимент продуктов компании также включены жидкие продукты пиролиза, используемые в качестве сырья для получения моторного топлива, растворителя и ароматических углеводородов, и сжиженные газовые пиролизные фракции углеводородов С3-С4 различного назначения.

ООО Нижегородская Финансово-промышленная группа занимается продажей высококачественных нефтепродуктов и предоставляет широкий спектр сопутствующих услуг.

АО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (ННП) разрабатывает 10 месторождений: Пермяковское, Хохряковское, Кошильское, Колик-Еганское, Ершовое, Сороминское, Туль-Еганское, Сабунское, Северо-Тарховское и Эниторское. Кроме того, предприятие является оператором по разведке и разработке трех лицензионных участков ОАО «ТНК-BP Технологии» — Мало-Сикторского, Восточно-Коликъеганского и Ермаковской группы месторождений (Орехово-Ермаковского, Чехлонейского, Западно-Ермаковского, Хохловского), лицензии на которые находятся у Тюменнефтегаза. В настоящее время в составе ННП три укрупненных нефтепромысла, база производственного обслуживания и Центр научно-инженерных и производственных работ.

Вырабатывает автомобильные бензины, дизельное топливо и авиационный керосин.

Http://www. nge. ru/passport_21.htm

Почтовый адрес: 626440, Тюменская обл., г. Нижневартовск, ул. Менделеева, д. 14.

Нижневартовскнефтегаз (ННГ) является правопреемником государственного производственного объединения “Нижневартовскнефтегаз”, которое было образовано в составе “Главтюменнефтегаза” в 1977 году. После образования Тюменской нефтяной компании (ТНК) в 1995 году ННГ вошел в ее состав и стал основным добывающим подразделением НК. При этом следует отметить, что ННГ также является компанией холдингового типа. В ее состав входят ряд нефтегазодобывающих и буровых управлений, среди которых НГДУ “Белозернефть”, НГДУ “Нижневартовскнефть”, НГДУ “Приобьнефть”, НГДУ “Самотлорнефть”, Нижневартовское УБР № 1, Нижневартовское УБР № 2, Нижневартовское УБР № 4, Специализированное УБР.

С момента образования до конца 80-х годов объединение “Нижневартовскнефтегаз” являлось лидером по объемам добываемой нефти. Максимальный годовой объем добычи ННГ составлял более 156 млн. тонн нефти. Однако в 90-х годах объемы добычи существенно снизились. Одной из причин этого стала высокая выработанность разрабатываемых компанией месторождений. Кроме того, для них характерна высокая обводненность. Содержание воды в добываемой жидкости составляет около 90%.

По итогам 1999 года компании удалось улучшить свои производственные результаты. Кроме того, в 1999 году наметилась тенденция к улучшению финансового состояния компании. 9 месяцев 1999 года компания закончила с прибылью. Вместе с тем на предприятии по-прежнему действует режим внешнего управления. Решение о введении внешнего управления в ННГ сроком на 12 месяцев было принято арбитражным судом Ханты-Мансийского автономного округа 11 декабря 1997 года. После этого срок внешнего управления несколько раз продлевался. Собрание кредиторов ННГ, которое состоялось в июне 1999 года, проголосовало за продление сроков внешнего управления до 11 июня 2000 года.

АО “Нижневартовскнефтегаз” образовано в 1994 году в результате приватизации по первому варианту льгот государственного производственного объединения “Нижневартовскнефтегаз”. В связи с преобразованием ГП в АО была проведена эмиссия 13693047 обыкновенных и 4524236 привилегированных акций номиналом 1000 руб. Выпуск ценных бумаг зарегистрирован 27 апреля 1999 года. В 1998 году в связи с деноминацией рубля номинальная стоимость ценных бумаг компании была снижена в 1000 раз. В 1999 году после переоценки основных фондов зарегистрирован выпуск 13693047 обыкновенных и 4524236 привилегированных акций номиналом 0.8 руб. Размещенние ценных бумаг проводилось путем конвертации акций номинальной стоимостью 1 руб. в акции номинальной стоимостью 0.8 руб. При этом предыдущий выпуск акций ННГ был аннулирован.

Структура уставного капитала ННГ, по данным на 1 октября 1999 года, приведена на рисунке 5.3. Реестр акционеров ведет ЗАО “Иркол” (Москва).

За всю историю существования акционерного общества ННГ ни разу не выплачивал дивиденды.

Тюменская область, образованная 14 августа 1944 года, является одним из крупнейших регионов России. Ее территория занимает свыше 1.4 млн. кв. км (8.4% площади России). Население области составляет более 3 млн. человек. В состав Тюменской области входят два автономных округа – Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий. На территории области расположено 28 городов, наиболее крупными из которых являются Тюмень, Сургут, Нижневартовск, Тобольск, Нефтеюганск, Ноябрьск, Новый Уренгой и Ишим.

Тюменская область входит в состав Западно-Сибирского экономического района РФ и граничит с Омской, Томской, Курганской, Свердловской, Архангельской областями, Красноярским краем, Республикой Коми и Казахстаном. Область играет значительную роль в экономике этого региона и России в целом, что связано с наличием на ее территории значительных природно-сырьевых ресурсов. Основным достоянием области является углеводородное сырье (64% российских запасов нефти и 91% – природного газа). На территории области открыто и учтено около 500 нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений. Кроме этого, имеются запасы других полезных ископаемых, среди которых можно выделить торф, бурый уголь, железные и хромовые руды, марганец и другие ископаемые. По лесным ресурсам область занимает третье место в России после Красноярского края и Иркутской области. Общий запас древесины оценивается в объеме 5.4 млрд. куб. м.

Основой экономики области являются отрасли топливно-энергетического комплекса, на которые приходится 93% всего промышленного производства. Кроме этого, хорошо развиты машиностроение, металлообработка, лесная и деревообрабатывающая промышленности. По оценкам экспертов, область в ближайшие 10 – 15 лет останется главным поставщиком энергоресурсов для российских потребителей и будет играть важную роль в обеспечении стран Западной и Восточной Европы.

По объему экспорта область занимает одно из первых мест в России. Основным экспортным товаром является продукция топливно-энергетического комплекса, на долю которой приходится 86.3% от общего объема экспорта.

Основным направлением деятельности ННГ является добыча и реализация нефти и газового конденсата. Компания разрабатывает месторождения, расположенные на территории Тюменской области. При этом следует отметить, что многие из разрабатываемых компанией месторождений в значительной степени выработаны. В связи с этим руководством предприятия значительное внимание уделяется работам, направленным на получение лицензий на освоение новых месторождений, а также внедрение новых технологий добычи на разрабатываемых месторождениях.

В настоящее время ННГ имеет лицензии на разработку нефтегазоносных участков 7 месторождений: Самотлорское, Ершовое, Пермяковское, Хохряковское, Кошильское, Сороминское, Колик-Еганское. Объемы запасов нефти на лицензионных участках компании приведены в таблице 5.3.

Обеспеченность запасами нефти ННГ составляет 56 лет. Однако практически 100% остаточных запасов относятся к категории трудноизвлекаемых, что существенно повышает себестоимость добычи. Кроме того, основное месторождение, разработку которого ведет компания, – Самотлорское – эксплуатируется более 20 лет и находится в состоянии падающей добычи. В связи с этим руководством компании существенное внимание уделяется работам, направленным на увеличение объемов геологоразведочных работ и внедрение новых технологий добычи нефти. Проводимые мероприятия позволили предприятию переломить тенденцию к снижению объемов добычи нефти, которая наблюдалась до 1998 года включительно (рисунок 5.4). В 1999 году ННГ добыл 18206 млн. тонн нефти, что на 98 тыс. тонн больше, чем в 1998 году, и на 2.3% выше запланированного уровня.

В 1999 году начался процесс реструктуризации ННГ, основной целью которого является оптимизация производственной деятельности, сокращение затрат и привлечение инвестиций на разработку Сомотлорского месторождения в рамках Соглашения о разделе продукции (СРП). Из состава компании были выделены два акционерных общества: ОАО “Самотлорнефтегаз” и ОАО “Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие”.

Основной сферой деятельности Самотлорнефтегаза является добыча нефти на реконструируемых нефтепромысловых объектах Самотлорского нефтяного месторождения на основе заключения СРП. Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие осуществляет деятельность, направленную на стабилизацию и увеличение добычи нефти на действующих месторождениях, не входящих в группу месторождений, включенных в СРП, а также поиск, разведку и добычу нефти на новых месторождениях.

С декабря 1997 года по настоящее время практически весь объем добываемой ННГ нефти реализуется через сбытовые подразделения ТНК. Причем, ТНК в последнее время существенно активизировала усилия по укреплению своих позиций на рынках сбыта, что может оказать благоприятное воздействие на объемы реализации ННГ. Кроме того, в последнее время наблюдается тенденция к увеличению объемов нефтепереработки на Рязанском НПЗ – основном нефтеперерабатывающем предприятии ТНК. В 1999 году Рязанский НПЗ переработал нефти на 37% больше, чем в 1998 году. В случае сохранения наметившейся тенденции можно ожидать увеличения спроса на сырье со стороны этого предприятия, который может быть реализован за счет поставок нефти, добываемой ННГ.

В настоящее время финансовое положение ННГ можно охарактеризовать как неустойчивое. Значение большинства финансовых коэффициентов компании, которые приведены в таблице 5.4, ниже рекомендуемых.

Одним из основных факторов, негативно характеризующих ННГ, является острый дефицит собственных средств, о чем свидетельствуют отрицательные значения коэффициента автономии, коэффициента финансирования, коэффициента финансовой устойчивости и коэффициента обеспеченности собственными оборотными средствами. Кроме того, у предприятия довольно низкие коэффициенты ликвидности, что связано с тем, что в структуре баланса значительная доля приходится на его обязательства.

Вместе с тем следует отметить, что в 1999 году наметилась тенденция к улучшению финансового положения компании. 9 месяцев 1999 года ННГ закончил с прибылью, в то время как по итогам трех кварталов 1998 года был зафиксирован балансовый убыток.

Динамика основных финансовых коэффициентов АО “Нижневартовскнефтегаз”

По итогам трех кварталов 1999 года балансовая прибыль ННГ составила 321552 тыс. руб., в то время как по итогам 9 месяцев 1998 года был зафиксирован балансовый убыток в размере 209765 тыс. руб. Одним из факторов, который способствовал улучшению финансового результата деятельности предприятия, стал рост доходов от продажи продукции. Выручка от реализации ННГ за три квартала 1999 года составила 9451048 тыс. руб., а прибыль от реализации – 653371 тыс. руб., что соответственно на 57.83% и 471.32% больше, чем за аналогичный период 1998 года. Кроме того, существенно сократились управленческие и коммерчески затраты, а также внереализационные расходы.

Рост объемов реализации и сокращение затрат привели к повышению рентабельности предприятия. Рентабельность продаж ННГ по итогам 9 месяцев 1999 года составила 6.91% ( 1.91% за три квартала 1998 года), рентабельность основной деятельности – 7.43% (1.95%), общая рентабельность отчетного периода – 3.40% (-3.50%).

В настоящее время ННГ испытывает острый дефицит собственных средств, что является одним из основных факторов, негативно характеризующих его финансовое положение. Причем в последнее время наблюдается тенденция к снижению значений коэффициентов, характеризующих финансовую независимость предприятия (коэффициент автономии, коэффициент финансовой устойчивости, коэффициент финансирования и коэффициент обеспеченности собственными оборотными средствами), что свидетельствует об увеличении доли заемных средств в структуре баланса.

Такая ситуация связана с тем, что до 1999 года предприятие работало с убытками, размер которых увеличивался, что вело к ухудшению структуры баланса, так как для финансирования деятельности ННГ было вынуждено привлекать заемные средства. В 1998 году объем непокрытых убытков прошлых лет увеличился на 33.8%, а их доля в валюте баланса выросла с 29.8% на 1 января 1998 года до 43.5% на 1 января 1999 года. Однако три квартала 1999 года компания закончила с прибылью и, в случае сохранения наметившейся тенденции, ситуация с обеспеченностью собственными средствами может улучшиться.

Ликвидность баланса ННГ в настоящее время можно охарактеризовать как невысокую, что подтверждают низкие значения соответствующих финансовых коэффициентов. Это связано с тем, что объем обязательств компании существенно превышает объем ликвидных активов. Причем в последнее время наблюдается тенденция к росту долгов компании. В течение 1998 года объем кредиторской задолженности ННГ увеличился на 40.1%, а ее доля в структуре баланса выросла с 47.4% на 1 января 1998 года до 61.0% на 1 января 1999 года. В январе – сентябре 1999 года кредиторская задолженность выросла еще на 3.56%.

Вместе с тем следует отметить, что в последнее время наблюдаются и некоторые положительные изменения, к которым можно отнести рост объема наиболее ликвидных активов (денежные средства и краткосрочные финансовые вложения). В 1998 году их объем вырос более чем в 5 раз, а в течение 9 месяцев 1999 года еще на 536.4%. Это привело к повышению коэффициента абсолютной ликвидности.

В настоящее время финансовое положение ННГ хуже, чем у некоторых других нефтедобывающих компаний. Значения его финансовых коэффициентов в большинстве случаев ниже, чем значения аналогичных показателей ряда других предприятий отрасли. При этом следует отметить, что в последнее время финансовое положение ННГ улучшается.

Http://www. akm. ru/rus/analyt/report/samples/nijng_20000207.stm

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

Производственная практика – вид (форма) учебной деятельности, направленной на формирование и развитие умений, профессиональных навыков, знаний и профессиональной компетентности в процессе выполнения определенных видов работ, связанных с будущей профессиональной деятельностью.

Целью производственной практики является закрепление знаний, полученных студентами в процессе обучения в ВУЗе, на основе изучения опыта работы предприятия, а также овладение производственными навыками и основами научной организации труда.

Ь Выделение отраслевых особенностей функционирования организации;

Ь Выявление специфики развития региона и особенностей технологии производства;

Предметом производственной практики является изучение сущности предприятия и анализа его характеристики.

Объектом производственной практики является предприятие ОАО «НПП».

ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» (ННП) разрабатывает 10 месторождений: Пермяковское, Хохряковское, Кошильское, Колик-Еганское, Ершовое, Сороминское, Туль-Еганское, Сабунское, Северо-Тарховское и Эниторское. Кроме того, предприятие является оператором по разведке и разработке трех лицензионных участков ОАО «ТНК-BP Технологии» — Мало-Сикторского, Восточно-Коликъеганского и Ермаковской группы месторождений (Орехово-Ермаковского, Чехлонейского, Западно-Ермаковского, Хохловского), лицензии на которые находятся у Тюменнефтегаза. В настоящее время в составе ННП три укрупненных нефтепромысла, база производственного обслуживания и Центр научно-инженерных и производственных работ.

Предприятие основано в 1964 году, одновременно с открытием самого большого в СССР Самотлорского месторождения и созданием Нефтепромыслового Управления «Мегионнефть». В 1971 году на базе НПУ было организовано Нефтегазодобывающее Управление «Нижневартовскнефть» им. В. И. Ленина. В 1990-е его преемником стало Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие.

С момента своего создания ННП показало себя как стабильное и успешно развивающееся предприятие, в числе приоритетов которого – увеличение объемов добычи, совершенствование нефтедобывающих технологий и внедрение инновационных методов производства.

В 2001 году из скважин ОАО “ННП” добыто 5215 тыс. тонн нефти, что на 822 тыс. тн. выше объема добычи 2000 года, но на 38,3 тыс. тн. ниже плана.

Всего за 2006 год пролонгировано и вновь заключено 27 договоров, касающихся сбыта нефти, газа и других конечных продуктов производства. Основными потребителями нефти на топливо в 2006 году были:

Объем добычи в 2008 году составил 5,847 млн тонн нефти и 361 млн куб. м газа. Для достижения этого результата в течение всего года предприятие активно осуществляло программу геолого-технических мероприятий, число которых на конец года достигло 425. Высокую эффективность показали эксплуатационное бурение и операции по гидроразрыву пласта. Так, по программе бурения на месторождениях ННП были введены в эксплуатацию 27 новых скважин, которые дали прирост добычи в 179 тыс. тонн нефти. Благодаря 186 произведённым ГРП был получен прирост нефтедобычи в 251 тыс. тонн.

Кроме того, в 2008 году Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие продолжило работы по сокращению фонда бездействующих скважин. Было проведено 13 геологотехнологических мероприятий на бездействующих добывающих скважинах и 28 – на нагнетательных. За 2008 год ННП реконструировало более 99 км трубопроводов и рекультивировало более 20 га загрязненных земель.

Предприятие продолжает развивать инфраструктуру месторождений. Построены и сданы в эксплуатацию 10 промышленных и социально-бытовых объектов, произведена установка оборудования, запущен проект строительства энергообъектов.

Основной целью изучаемой организации, согласно также Уставу ОАО «ННП», является получение прибыли.

Открытое акционерное общество «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» является дочерним предприятием ОАО «Тюменская нефтяная компания – ВР» в городе Нижневартовске, наряду с ОАО «Самотлорнефтегаз», ОАО «Варьеганнефтегаз», ОАО «ТНК-Нижневартовск». Основано в мае 1999 года.

Добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки.

В соответствии с учредительным документом, предприятие осуществляет следующие виды деятельности:

– бурение параметрических, поисковых, разведочных, структурных, наблюдательных и эксплуатационных скважин на углеводородное сырье, воду;

– добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья и продуктов его переработки;

– добыча подземных вод, общераспространенных полезных ископаемых (песок и др.);

– ведение государственного баланса запасов нефти, газа, конденсата, попутных компонентов и учет совместно с ними залегающих полезных ископаемых в границах лицензионных участков;

– производство товаров народного потребления, продовольствия, продукции производственно-технического назначения, оказание услуг населению;

– производство топографо-геодезических и картографических работ в составе маркшейдерских работ;

– перевозка грузов, пассажиров, ремонт и техническое обслуживание автотранспортных средств;

– производство, ремонт и прокат оборудования на региональном и межрегиональном уровнях;

– инвестиционная деятельность, включая операции с ценными бумагами;

– управление всеми принадлежащими Обществу акциями акционерных обществ и иными ценными бумагами;

– выполнение проектных и строительно-монтажных работ, производство строительных материалов, конструкций и изделий;

– ремонт и содержание внутрипромысловых и межпромысловых автомобильных дорог и дорог общего пользования;

– выполнение изыскательских, проектных, строительно-монтажных, научно-исследовательских, опытно-конструкторских, технологических, инжиниринговых и других работ;

– организация выполнения заказов и поставок для государственных нужд и региональных потребителей производимой продукции;

– изучение конъюнктуры рынка товаров и услуг, проведение исследовательских, социологических и иных работ;

– организация рекламно-издательской деятельности, проведение выставок, выставок-продаж, аукционов;

– посредническая, консультационная, маркетинговая деятельность, другие виды деятельности;

– внешнеэкономическая деятельность, осуществление экспортно-импортных операций;

– благотворительная, культурно-просветительная и иная некоммерческая деятельность;

– обеспечение экономической безопасности Общества, сохранение его собственности, защита коммерческой тайны;

– осуществление любых иных видов деятельности, не запрещенных российским законодательством.

По типу организационно-правовой структуры данное предприятие создано в форме открытого акционерного общества путем выделения из состава ОАО «Нижневартовскнефтегаз» в соответствии с решением Общего собрания акционеров ОАО «Нижневартовскнефтегаз» от 15 марта 1999 года.

Для обеспечения деятельности Общества создаются органы управления: Общее собрание акционеров и исполнительные органы: Генеральный директор и Правление.

Высшим органом управления Общества является Общее собрание акционеров. Как уже говорилось, единственным акционером ОАО «ННП» является ОАО «ТНК-ВР Холдинг». Руководство текущей деятельностью Общества осуществляется единоличным исполнительным органом Общества – Генеральным директором и коллегиальным исполнительным органом Общества – Правлением.

Генеральный директор и члены Правления Общества избираются Общим собранием акционеров Общества сроком на один календарный год.

Организационная структура управления ОАО «ННП» представлена в приложении 1 и по классификации относится к линейно-функциональной. Такая структура имеет линейный тип департаментизации при организации работ в низовых производственных звеньях. Данный тип характеризуется в целом простотой и одномерностью связей (только вертикальные) и используется при группировке работ и людей, когда выполняемые работы очень однотипны, а люди не дифференцируются (рисунок 1).

Рисунок 1 – Линейный тип департаментизации в низовых производственных звеньях

· уменьшает дублирование усилий и потребление материальных ресурсов в функциональных областях,

· отделы могут быть более заинтересованы в реализации целей и задач своих подразделений, чем общих целей всей организации. Это увеличивает возможность конфликтов между функциональными областями,

· в большой организации цепь команд от руководителя до непосредственного исполнителя становится слишком длинной.

При функциональном делении организации на части специализированные работы группируются преимущественно вокруг ресурсов. Так, отдел планирования управляет таким ресурсом, как время, отдел кадров – это люди, отдел финансов – деньги, отдел информационных систем – данные и т. д. (рисунок 2).

Рисунок 2 – Функциональная департаментизация на примере высших звеньев руководства ОАО «ННП»

В организации, состоящей из многих частей, должна осуществляться определенным образом координация их деятельности. Данная координация выступает основой структуры организации, которую обычно определяют как совокупность устойчивых связей в организации: вертикальных, горизонтальных, линейных, функциональных, косвенных и др. (рисунок 3).

Рисунок 3 – Связи в организации на примере экономического и финансового департаментов ОАО «ННП»

Вертикальные связи соединяют иерархические уровни в организации и ее частях. В рамках вертикальных связей решаются проблемы власти и влияния, т. е. реализуется «вертикальная загрузка» работы. Горизонтальные связи – это связи между двумя или более равными по положению в иерархии или статусу частями и членами организации. Линейные связи – это отношения, в которых начальник реализует свои властные права и осуществляет прямое руководство подчиненными, т. е. эти связи идут в сверху вниз и выступают, как правила, в форме приказа, распоряжения, команды, указания и т. д.

Функциональные связи имеют в организационной иерархии направленность снизу вверх и выступают в форме совета, рекомендации, альтернативного решения и т. п. Косвенные связи обычно ограничены ответом на вопрос «как», иногда – на вопрос «когда» и реже – на вопросы «где» и «кто».

Данная организация имеет узкий масштаб управляемости, который характеризуется минимальным количеством подчиненных у одного руководителя. В результате, чтобы соединить нижние звенья организации с высшим звеном, увеличивается количество иерархических уровней. Такое группирование людей и работ имеет ряд преимуществ. При меньшем количестве подчиненных руководителю легче осуществлять контроль за их работой, и поэтому у него появляется возможность делать это более качественно.

Аппарат управления руководит производственно-хозяйственной и финансово-экономической деятельность предприятия, определяет техническую политику и направления технического развития предприятия, организует работу и эффективное взаимодействие всех структурных подразделений, организует бухгалтерский учет в обществе, формирует единую экономическую политику комплекса, организует работу по обеспечению подбора, расстановки кадров, обеспечивает комплекс материально-техническими ресурсами.

«Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие» зарегистрировано в виде акционерного общества (АО).

Акционерным обществом признается хозяйственное общество, уставный капитал которого разделен на определенное число акций; участники акционерного общества (акционеры) не отвечают по его обязательствам и несут риск убытков, связанных с деятельностью общества, в пределах стоимости принадлежащих им акций.

Акционеры, не полностью оплатившие акции, несут солидарную ответственность по обязательствам акционерного общества в пределах неоплаченной части стоимости принадлежащих им акций.

Правовое положение акционерного общества и права и обязанности акционеров определяются в соответствии с настоящим Кодексом и законом об акционерных обществах.

На основании ст.7 ФЗ «Об акционерных обществах» от 26.12.1995 №208-ФЗ открытое общество вправе проводить размещение акций и эмиссионных ценных бумаг, конвертируемых в его акции, посредством открытой подписки. Акции непубличного общества и эмиссионные ценные бумаги, конвертируемые в его акции, не могут размещаться посредством открытой подписки или иным образом предлагаться для приобретения неограниченному кругу лиц.

Годовой отчет общества, годовую бухгалтерскую (финансовую) отчетность;

Проспект ценных бумаг общества в случаях, предусмотренных правовыми актами Российской Федерации;

Сообщение о проведении общего собрания акционеров в порядке, предусмотренном настоящим Федеральным законом;

Открытое акционерное общество обязано представить для внесения в единый государственный реестр юридических лиц сведения о фирменном наименовании общества, содержащем указание на то, что такое общество является открытым.

Акционерное общество приобретает право публично размещать (путем открытой подписки) акции и ценные бумаги, конвертируемые в его акции, которые могут публично обращаться на условиях, установленных законами о ценных бумагах, со дня внесения в единый государственный реестр юридических лиц сведений о фирменном наименовании общества, содержащем указание на то, что такое общество является открытым.

В открытом акционерном обществе образуется коллегиальный орган управления общества, число членов которого не может быть менее пяти. Порядок образования и компетенция указанного коллегиального органа управления определяются законом об акционерных обществах и уставом открытого акционерного общества.

В АО не могут быть ограничены количество акций, принадлежащих одному акционеру, их суммарная номинальная стоимость, а также максимальное число голосов, предоставляемых одному акционеру. Уставом публичного акционерного общества не может быть предусмотрена необходимость получения чьего-либо согласия на отчуждение акций этого общества. Никому не может быть предоставлено право преимущественного приобретения акций открытого акционерного общества, кроме случаев, предусмотренных ГК РФ.

Дополнительные требования к созданию и деятельности, а также к прекращению публичных акционерных обществ устанавливаются законом об акционерных обществах и законами о ценных бумагах.

Учредители акционерного общества несут солидарную ответственность по обязательствам, возникшим до регистрации общества.

Общество несет ответственность по обязательствам учредителей, связанным с его созданием, только в случае последующего одобрения их действий общим собранием акционеров.

Учредительным документом акционерного общества является его устав, утвержденный учредителями.

Устав акционерного общества должен содержать сведения о фирменном наименовании общества и месте его нахождения, условия о категориях выпускаемых обществом акций, об их номинальной стоимости и количестве, о размере уставного капитала общества, правах акционеров, составе и компетенции органов общества и порядке принятия ими решений, в том числе по вопросам, решения по которым принимаются единогласно или квалифицированным большинством голосов. В уставе акционерного общества также должны содержаться иные сведения, предусмотренные законом.

Уставный капитал акционерного общества составляется из номинальной стоимости акций общества, приобретенных акционерами. Минимальный размер уставного капитала должен составлять не менее 100 000 рублей. Не допускается освобождение акционера от обязанности оплаты акций общества.

Открытая подписка на акции акционерного общества не допускается до полной оплаты уставного капитала. При учреждении акционерного общества все его акции должны быть распределены среди учредителей.

АО «ННП» учреждено на неограниченный срок деятельности является юридическим лицом и имеет в собственности обособленное имущество, учитываемое на его балансе, может от своего имени приобретать и осуществлять имущественные и личные неимущественные права, от своего имени совершать любые допустимые законом сделки, нести обязанности, быть истцом и ответчиком в суде общей юрисдикции, арбитражном суде и третейском суде.

Права и обязанности юридического лица общество приобретает с даты его государственной регистрации.

Общество имеет круглую печать, содержащую его полное фирменное наименование на русском языке и указание на его место нахождения. Общество имеет штампы и бланки со своим наименованием, может иметь зарегистрированный в установленном порядке товарный знак, эмблему и другие средства индивидуализации.

Общество вправе в установленном законодательством РФ порядке открывать банковские счета в рублях и иностранной валюте на территории Российской Федерации и за ее пределами.

АО «ННП» владеет лицензией, дающей право на виды деятельности: эксплуатация нефтегазодобывающих производств (эксплуатация нефтегазодобывающих скважин, в том числе деятельность по их техническому обслуживанию, повышению нефтеотдачи пластов, ликвидации открытых нефтегазовых фонтанов; эксплуатация систем сбора нефти, газа, газового конденсата, подготовка этого сырья до товарных кондиций; эксплуатация систем поддержания пластового давления и воздействия на пласты).

· Импорт научно-технической продукции и оборудования, необходимых для осуществления производственно-хозяйственной деятельности, а также товарного народного потребления;

· Экспорт продукции, товаров, производимых Обществом, а также предоставляемых им услуг.

Общество вправе привлекать для работы российских и иностранных специалистов, самостоятельно определяя формы, размеры и виды оплаты труда.

Общество в целях реализации технической, социальной, экономической и налоговой политики несет ответственность за сохранность документов (управленческих, финансово-хозяйственных, по личному составу и т. д.); обеспечивает передачу на государственное хранение документы по личному составу.

Общество вправе совершать все действия, не запрещенные действующим законодательством. Деятельность Общества не ограничивается в Уставе. Сделки, выходящие за пределы уставной деятельности, но не противоречащие закону, являются действительными.

Объект исследования является предприятие ОАО «ННП» является типичным представителем нефтяной и газовой отрасли.

АО «ННП» старается улучшить экологическую безопасность и осуществляет постоянный контроль состояния водоемов, почв, сточных вод и иных параметров на всех территориях добычи. Также «ННП» специализируется на бурении скважин по специальной – безамберной технологии, создает очистные сооружения для сточных вод.

Объемы добычи нефти в АО «ННП» с начало разработки составляют 128,87 млн тонн.

Месторождения, разрабатываемые АО «ННП», интегрированы в региональную транспортную инфраструктуру. Поставки нефти на экспорт и внутренний рынок осуществляются по магистральному трубопроводу АК «Транснефть».

Округ является основным нефтегазоносным районом России и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира, относится к регионам-донорам России и лидирует по целому ряду основных экономических показателей:

Добыча нефти и газа приносит округу положительные результаты, а это: быстрый подъем экономики ХМАО, активное повышение уровня жизни населения, заселение территории, образование посёлков, городов, возможность трудоустройства населения.

В 2011 году добыча нефти на территории автономного округа составила 262,5 млн. тонн. Доля Югры в общероссийской добыче нефти – 51,3%. Основной объём добычи в округе обеспечивают 10 нефтедобывающих компании, в том числе «Роснефть», «Сургутнефтегаз», «Лукойл», ТНК-ВР, «Славнефть», «Газпромнефть» и другие.

В настоящее время на долю России приходится более 80 % общего объема добычи нефти и газа и 50 % угля бывшего СССР, что составляет почти седьмую часть суммарного производства первичных энергоресурсов в мире.

В России сосредоточено 12,9 % мировых разведанных запасов нефти и 15,4% ее добычи. На ее долю приходится 36,4 % мировых запасов газа и 30,9 % его добычи.

В нашей области находиться крупнейшее в России и 6-е по размеру в мире нефтяное месторождение – Самотлор. Из данного месторождения за годы его эксплуатации было добыто 2,3 млрд т нефти.

Добыча нефти – сложный последовательный процесс, начинающийся с геологоразведки, бурения и обустройства скважин, их дальнейшего ремонта и обслуживания, затем очистки извлеченной сырой нефти от примесей воды, серы парафина, обработки до нужного состояния и т. п.

Бурение скважин – до сих пор единственный способ достичь залежей нефти. После бурения скважины из – за высокого давления скопившихся газо – и нефтеносных смесей внутри полости в земной коре, нефть обычно начинает фонтанировать из глубины сама.

Приток жидкости к забоям скважин происходит под воздействием разности между пластовым и забойным давлениями. Если давление столба жидкости, заполняющей скважину до устья, меньше пластового, то скважина будет переливать на поверхность, т. е. будет фонтанировать. В зависимости от режима работы залежи фонтанирование скважины может происходить

Насосным способом извлекается до 85% всей добываемой нефти. Глубина нефтяных скважин может варьироваться от нескольких десятков очень редко) и сотен метров до нескольких километров. Диаметр скважин бывает от 10 см до 1 метра. В России залежи нефти в основном располагаются на большой глубине – от 1 до 5 км.

Газлифтная добыча – способ подъема жидкости из скважины за счет энергии газа, находящегося под избыточным давлением.

Ь Поступление нефти скважине создается искусственно создаваемым давлением в пласте;

Ь Поступление нефти из места вокруг и из забоя скважины до ее устья на поверхность земли – подъем нефти и извлечение;

Ь Собирание нефти и смешанных с ней газов и воды, их сепарация, извлечение из нефти минеральных солей и примесей, извлечение и сбор попутного нефтяного газа.

Таким образом, нефтяная промышленность обеспечивает поиск и разведку нефтяных месторождений, бурение и освоение нефтяных скважин, добычу нефти и конденсата, сбор, подготовку и транспортирование нефти и газа, обустройство промыслов и переработку нефтяного газа. В нефтяной промышленности на всех стадиях деятельности, в том числе при бурении и непосредственной добыче нефти, применяются всевозможные машины и оборудование, обеспечивающие нормальное проведение рабочего процесса.

На данном предприятии применяется тарифная система оплаты труда. Среднемесячная заработная плата одного работающего человека равна 58808 рублей.

Http://knowledge. allbest. ru/economy/2c0b65625a3ac79a4c43a89421206c36_0.html

Компания расположена по адресу Россия, Ханты-Мансийский автономный округ – Югра, Нижневартовск г. Авиаторов улица. Схему проезда до организации на карте смотрите ниже.

Добрый день! Меня зовут Роман, являюсь сотрудником Краснокутского Агродорстоя, расположенного в Харьковской области. Нас заинтересовала технология Цеоформинга, которую предлагает сибирская. Показать полностью технологическая компания Цеосит, находится в Новосибирске. В интернете, они ссылаются на то, что на Вашем предприятии Нижневартовский ГПЗ используется технология Цеоформинга с 1992. Кроме Вашего предприятия данная технология внедрялась в Польше, в городе Горличе, и в Грузии, город Рустави. Но, к сожалению, данные предприятия на данный момент не функционируют, и нас это настораживает, т. к. использование технологии Цеоформинг должно наоборот давать больше преимуществ.

Мы также хотим внедрить данную технология на нашем предприятии и нас интересует:

– находится ли данная установка с технологией Цеоформинг на Вашем предприятии в рабочем состоянии?

– какие недостатки были замечены у данного процесса в ходе эксплуатации?

– когда, как и с кем можно связаться, чтобы обсудить данные вопросы?

Общая информация: Основные виды продукции нефтяных и газовых предприятий России, нефтеперерабатывающих и нефтегазодобывающих компаний, нефтеперерабатывающих заводов: топливо, нефть, бензин, дизельное топливо, масла. автомобильные и промышленные, газ горючий природный.

В настоящем каталоге представлена организация НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, ОАО ЗАО СИБУР-ТЮМЕНЬ. Адрес: Россия Тюменская обл. Нижневартовск

Вы можете отказаться от одной из ваших подписок, перейдя по ссылке ниже. Мои подписки

Вы уже подписаны на рассылку Новые объявления Продажа домов и дач в Нижневартовске, цены на недвижимость

Оповещение о новых объявлениях Продажа домов и дач в Нижневартовске, цены на недвижимость

Вы можете оформить не более трех оповещений. Количество доступных подписок: Для того, чтобы отказаться от любой из имеющихся подписок перейдите по ссылке Мои подписки

Общая информация: Основные виды продукции нефтяных и газовых компаний России, нефтегазодобывающих и нефтеперерабатывающих предприятий, нефтеперерабатывающих заводов: нефть, дизельное топливо, бензин, масла автомобильные и промышленные, газ горючий природный.

Выпускаемая продукция: Газ

Http://nizhnevartovsk3.my1.ru/publ/novoe/gazopererabatyvajushhij_zavod_nizhnevartovsk_vakansii/10-1-0-357

"НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

Начальная максимальная цена контракта 1162500.00 рублей. Оказание услуг по поставке топлива для автотранспорта Центрального РЭС филиала АО Тюменьэнерго Урайские электрические сети

Начальная максимальная цена контракта 1979418.52 рублей. Поставка бензина и дизельного топлива

Начальная максимальная цена контракта 3130512.00 рублей. Поставка бензина и дизельного топлива

Начальная максимальная цена контракта 3130512.00 рублей. Нефтепродукты для заправки транспортных средств через автозаправочные станции с использованием топливных карт

Начальная максимальная цена контракта 18000.00. Поставка нефтепродуктов путем заправки автотранспорта на автозаправочных станциях с использованием топливных электронных карт

Начальная максимальная цена контракта 430393.20 рублей. АЭ-0604 17 Поставка автомобильного бензина и дизельного топлива

Начальная максимальная цена контракта 13079301.00 RUB. Поставка бензина автомобильного АИ – 95

Начальная максимальная цена контракта 121 650,00. Поставка бензина автомобильного АИ – 92

Компания "НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОАО, полное название: "НИЖНЕВАРТОВСКИЙ ГАЗОПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО, категория "Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов". Располагается в регионе: Тюменская область, Нижневартовск. Юридический адрес: 628600, ТЮМЕНСКАЯ область, ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТ. ОКРУГ, г. НИЖНЕВАРТОВСК, 6, ПРОМЗОНА.

Http://menfo. biz/com/2356433/nizhnevartovsky-gazopererabatyvayuschy-zavod-oao

Фирма ООО "ННПО" зарегистрирована 3 августа 1998 года. Регистратор – Инспекция Министерства России по налогам и сборам по г. Нижневартовску Ханты-Мансийского автономного округа.

Организации, учрежденные юридическими лицами или юридическими лицами и гражданами

Компания зарегистрирована 3 августа 1998 года (Инспекция Министерства России по налогам и сборам по г. Нижневартовску Ханты-Мансийского автономного округа). Полное название: "НИЖНЕВАРТОВСКОЕ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЕ ОБЪЕДИНЕНИЕ", ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ, ОГРН: 1028600940565, ИНН: 8603087285. Регион: Тюменская область, г. Нижневартовск. Фирма ООО "ННПО" расположена по адресу: 628609, ТЮМЕНСКАЯ область, ХАНТЫ-МАНСИЙСКИЙ АВТОНОМНЫЙ ОКРУГ – ЮГРА, г. НИЖНЕВАРТОВСК, ул. СЕВЕРНАЯ, д. 6А/П, ЗАПАДНЫЙ ПРОМЫШЛЕННЫЙ УЗЕЛ, панель 17. Основной вид деятельности: "Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов". Дополнительные направления: "Оптовая торговля прочим жидким и газообразным топливом", "Производство общестроительных работ по возведению зданий", "Производство нефтепродуктов". Отрасль: "Нефтеперерабатывающая промышленность".

Если вы считаете, что информация о компании, размещенная на этой странице устарела, неверна или каким-то образом ущемляет ваши права — сообщите нам об этом по адресу support@querycom. ru — и мы примем необходимые меры.

Бензин автомобильный с октановым числом более 95, но не более 98 по исследовательскому методу экологического класса К5

Бензин автомобильный с октановым числом более 92, но не более 95 по исследовательскому методу экологического класса К5

И бизнеса

Новак: уровень исполнения соглашения ОПЕК+ с начала года составил 113% Турция вывезла свой золотой резерв из США Аксенов рассказал о судьбе моряков с судна "Норд"

Http://querycom. ru/company/1428991

Дайте определение понятию «химмотология». Опишите элементный состав нефти и перечислите группы углеводородов, которые составляют основную массу нефти

Химмотология – это наука об эксплуатационных свойствах, качестве и рациональном применении в технике топлива, смазочных материалов и специальных жидкостей.

Углерод (С) – 83. 87%; водород (Н) – 11. 14%; кислород (О) – 0,1. 1,3%; сера (S) – 0,01. 5,5%; азот (N) – 0,03. 1,7%.

Парафиновые углеводороды (имеют высокую температуру застывания, поэтому нежелательны в зимних видах топлива и смазочных масел);

Ароматические углеводороды (повышают детонационную стойкость бензинов, в дизельных топливах нежелательны, так как повышается жесткость работы двигателя);

Непредельные углеводороды – образуются в процессе термической переработки нефти (легко окисляются, нежелательны для моторного топлива и смазочных масел).

Кроме того, в состав нефти входят органические кислоты, смолисто-асфальтовые вещества, сернистые соединения.

Перечислите способы переработки нефти. Опишите способ получения автомобильного топлива прямой перегонкой.

Автомобильные топлива получают из нефти путем ее переработки физическим или химическим способом.

К химическим способам переработки нефти относятся: термический крекинг, каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг, изомеризация.

Прямая перегонка (физический способ) – разделение нефти на фракции, основанное на разнице в температурах кипения углеводородов. Процесс проходит без протекания химических реакций изменения структуры молекул. Выполняется прямая перегонка при атмосферном давлении и вакуумная перегонка. Процесс перегонки осуществляют в ректификационных колоннах. Нефть под давлением подается насосом в трубчатую печь, проходя по змеевику, она нагревается до температуры 360-380 0 С. Пары нефти поступают в ректификационную колонну и поднимаются вверх, встречая на своем пути колпачки, соприкасаясь с которыми частично конденсируются и стекают в металлические ректификационные тарелки. Легкие углеводороды поднимаются выше по колонне, а самые легкие достигают верха. Таким образом, в колонне углеводороды нефти делятся на фракции. В результате атмосферной перегонки нефти отгоняются фракции, выкипающие при температуре от 30 до 360 0 С. Получают бензин, керосин, лигроин, газойль, в остатке – мазут.

Тяжелые фракции нефти отделяются от паров и отводятся из нижней колонны в виде мазута.

Мазут подогревают во второй трубчатой печи и подают в вакуумную ректификационную колонну. При нагревании в условиях пониженного давления тяжелые углеводороды испаряются, получают масляные дистилляты (соляровый, машинный, цилиндровый, веретенный) которые после очистки используют для изготовления масел.

3. Дайте определение понятию «автомобильный бензин» и опишите эксплуатационные требования к качеству автомобильных бензинов.

Автомобильный бензин – смесь легких ароматических, нафтеновых, парафиновых углеводородов с числом углеродных атомов от 5 до 12, выкипающая при температуре

К автомобильным бензинам предъявляются следующие эксплуатационные требования:

-минимальное отложение нагара и смолистых отложений во впускном трубопроводе, на клапанах и деталях системы питания

-сохранение первоначальных свойств при перекачке, транспортировке и хранении

Http://mydocx. ru/10-82815.html

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

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

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

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

11) Первичные (физические, прямая перегонка) и вторичные (химические) методы переработки нефти. Глубина переработки нефти.

11.1) Первичные (физические, прямая перегонка) и вторичные (химические) методы переработки нефти.

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

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

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

Методы переработки нефти и жидких нефтепродуктов делятся на две группы: 1) физические, 2) химические.

Физические методы переработки заключаются в том, что из нефти или нефтепродуктов получаются индивидуальные углеводороды или чаще их смеси на основании разницы в их физических свойствах – температуре кипения, кристаллизации, растворимости и т. д. Наибольшее распространение получила основанная на разнице в температурах кипения отдельных фракций нефти, так называемая прямая перегонка нефти и нефтепродуктов.

Химические методы основаны на глубоких химических деструктивных превращениях, которые претерпевают углеводороды, содержащиеся в нефти или нефтепродуктах под влиянием температуры, давления, катализаторов. Наибольшее распространение среди этих методов получили различные виды крекинга.

Глубина переработки нефти (ГПН) – показатель, характеризующий эффективность использования сырья. В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого определения этого показателя. В России ГНП определяют как суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. Однако выход непревращенного остатка зависит не только от технологии нефтепереработки, но и от качества нефти, а также от направления его использования: в качестве котельного топлива, сырья для производства битума и т. д. 3а рубежом глубину переработки нефти определяют как суммарный выход светлых нефтепродуктов на нефть, то есть как глубину топливной переработки нефти. В современной нефтепереработке НПЗ принято подразделять на НПЗ с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает возможностью для производства большего количества нефтепродуктов на тонну сырья, и, следовательно, для более углубленной переработки нефти

Http://cyberpedia. su/12x12ad. html

Прямая гонка относится к процессам переработки нефти фи­зическими методами – ее проводят в условиях, предотвращающих разложение углеводородов. Для понижения температуры кипения дистиллятов применяют вакуум, а в некоторых случаях вводят острый водяной нар. Благодаря этому состав дистиллятов прямой гонки соответствует составу исходной нефти.

При таком способе переработки получаемое количество легких дистиллятов невелико. Так, бензинового дистиллята при прямой гонке получается всего 5 – 20% от количества исходной нефти.

Для увеличения выхода бензина и других светлых продуктов дистилляты прямой гонки и мазут подвергают вторичной переработке с частичным разложением (деструкцией) углеводородов. Благодаря применению деструктивной переработки нефтяного сырья (крекинг, пиролиз и др.) стало возможным резко увеличить выход легких дистиллятов из нефтей самых различных месторождений. В 1909 г., когда единственным способом переработки нефти являлась прямая гонка, из 100 л перерабатываемой нефти получали в среднем 11 л бензина, В настоящее время известны способы деструктивной переработки, позволяющие увеличить выход бензина до 60 – 70% и более от количества перерабатываемого сырья.

В противоположность дистиллятам прямой гонки, продукты деструктивной переработки отличаются по составу от исходной нефти. Они содержат значительные количества непредельных углеводородов (олефинов, диенов) и больше ароматических углеводородов. Непредельные и ароматические углеводороды представляют наибольшую ценность как сырье для синтезов.

Различные процессы деструктивной переработки нефтяного сырья можно разделить на две основные группы:

2) процессы с использованием катализаторов (каталитический или термокаталитический крекинг).

Первичная перегонка нефти (прямая гонка) — процесс переработки нефти, основанный на разделении смеси составляющих ее углеводородов методом фракционной разгонки (ректификации) на отдельные дистилляты (фракции) с определенными интервалами температур кипения. Прямой гонке подвергается вся добываемая нефть. В соответствии с назначением получаемых дистиллятов различают три варианта прямой гонки:

— нефтехимический процесс (получение сырья для химического производства).

Процесс прямой гонки проводится в установках трубчатого типа (название — по названию трубчатых печей), которые включают трубчатые печи различного типа, ректификационные и отпарные колонны, теплообменники и холодильники. В зависимости от глубины переработки нефти установки прямой гонки делятся на:

— двухступенчатые (атмосферно-вакуумные АВТ), в которых одна ступень работает при атмосферном давлении, а другая при остаточном давлении 5–8 кПа.

Продуктами прямой гонки на установках AT являются моторные топлива (бензин, авиационный керосин), дизельное топливо и значительное количество остатка – мазута. На установках АВТ на второй ступени подвергается разгонке мазут с обра­зованием смазочных масел и остатка – гудрона, перерабатываемого в битум, пек, нефтяной кокс. Этим на установках АВТ достигается большая глубина переработки нефти, нежели на установках AT. На рис. 1 представлена технологическая схема установки АВТ, работающей по топливно-масляному варианту.

1 — трубчатая печь подогрева нефти, 2 — сепаратор газа, 3 — ректификационная колонна атмосферного давления, 4 — теплообменники-конденсаторы, 5 — холодильники, 6, 7 — отпарные колонны, 8 — трубчатая печь подогрева мазута, 9 — вакуумная ректификационная колонна. I — бензин, II —лигроин, III — керосин, IV — дизельное топливо, V — газойль, VI — мазут, VII — пар, VIII — веретенное масло, IX — машинное масло, X — легкое цилиндровое мас­ло, XI — тяжелое цилиндровое масло, XII — гудрон, XIII — газы

Нефть из ЭЛОУ последовательно проходит через теплообменники 4, нагреваясь за счет теплоты дистиллятов атмосферной и вакуумной перегонки, и подается насосом под давлением 1,5 – 2,0×105 Па в трубчатую печь 1, где нагревается до 350 0С. Из печи парожидкостная смесь поступает в ректификационную колонну I ступени 3, в которой давление снижается до 0,1 МПа и происходит испарение летучих фракций нефти и отделение их паров от мазута. По высоте колонны в точно определенных интервалах температур отбираются дистилляты, которые поступают в секции отпарной колонны 6 для дополнительного отделения летучих углеводородов, которые вместе с водяным паром возвращаются в колонну 3. Отобранные дистилляты проходят через теплообменники 4 и после охлаждения в холодильниках 5 отводятся как товарные продукты из установки. Бензиновый дистиллят через теплообменник 4 поступает в сепаратор газа 2 и после отделения газа выводится как товарный продукт, а частично подается на орошение колонны. Образующийся в количестве до 55% мазут из нижней части колонны 3 подается в печь 8 и оттуда в колонну II ступени 9, работающую при остаточном давлении 0,005 – 0,008 МПа, где разделяется на дистилляты. В нижнюю часть колонн 3 и 9 подается острый пар, что снижает температуру кипения и способствует более полному отделению легких фракций.

Аппаратура, применяемая при прямой гонке нефти и других процессах нефтепереработки должна обеспечивать нагревание сырья до высоких температур, при которых процесс протекает с достаточной скоростью и достаточно четкое разделение получаемых продуктов. Основными аппаратами в этих процессах нефтепереработки являются трубчатые печи и ректификационные колонны.

В трубчатых печах нефть и мазут проходят по трубам, расположенным внутри печи и нагреваются за счет теплоты сгорания жидкого или газообразного топлива. Печь состоит из двух камер: радиационной, где размещаются горелки и радиантные трубы, воспринимающие теплоту излучения и конвекционной, в которой расположены трубы, обогреваемые дымовыми газами, выходящими из камеры радиации. Конструкции трубчатых печей весьма разнообразны. Они различаются способом передачи тепла (радиантные, конвекционные, радиантно-конвекционные), способом сжигания топлива (с пламенным и беспламенным горением), расположением труб змеевика. Экономически наиболее эффективным являются печи беспламенного типа с излучающими стенками. Производительность трубчатых печей установок АВТ составляет от 100 до 1000 т/ч при коэффициенте полезного действия (коэффициенте использования теплоты) до 80% .

Из многочисленных конструкций ректификационных колонн в установках прямой гонки используются, главным образом, барботажные колиачковые колонны тарельчатого типа. Они содержат от 30 до 60 тарелок прямоточного действия с подвижными клапанами, что обеспечивает динамический резким работы колонны и постоянство скорости паров ректифицируемого продукта.

Http://www. newreferat. com/ref-36027-2.html

Существуют две группы методов переработки нефти для получения топлив и масел: физические и химические. К физическим методам относятся прямая атмосферная перегонка для получения топлив и прямая вакуумная перегонка для получения масел. Сущность прямой перегонки нефти заключается в ее разделении на различные фракции по температурам их выкипания (дистилляции). Структура углеводородов при этом не изменяется. При атмосферной перегонке обессоленная и обезвоженная нефть нагревается до 360ОС и подается в нижнюю часть так называемой ректификационной колонны, которая по своей высоте разделена тарельчатыми перегородками на которых конденсируются соответствующие фракции – в верхней части наиболее легкие бензиновые, ниже керосиновые и на нижней перегородке дизельное топливо. В нижней части ректификационной колонны остается мазут, используемый в дальнейшем как сырье для вакуумной перегонки, а также как печное топливо и сырье для битума.

Температура нагрева нефти свыше 360ОС приведет к химическому разложению углеводородов. Для того чтобы этого не произошло, при получении масел мазут нагревается и перегоняется в ректификационной колонне в вакууме. В результате вакуумной перегонки получают легкие, средние и тяжелые масляные дистилляты и остаток – гудрон (полугудрон), используемый как сырье для химической переработки и для получения битума. Бензин, полученный прямой перегонкой обладает высокой химической стабильностью, однако очень низкой детонационной стойкостью, поэтому используется в дальнейшем как сырье для химической переработки и как компонент при производстве товарных сортов бензинов. При прямой перегонке в верхней части колонны образуются также газы.

К химическим методам относятся крекинг-процессы, риформинг, изомеризация, алкилирование и полимеризация. При использовании химических методов структура углеводородов получаемых нефтепродуктов значительно изменяется, а соответственно изменяются и их химические свойства.

Крекинг заключается в разложении более сложных и тяжелых углеводородов на более простые и легкие, которые формируют, как правило, светлые нефтепродукты. Схема крекинг-процесса может быть продемонстрирована на примере:

Крекинг-процессы подразделяются на термический, каталитический и гидрокрекинг. При термическом крекинге основным фактором, способствующим расщеплению углеводородов является высокая температура. Топлива, получаемые термическим крекингом обладают низкой химической стабильностью в связи с присутствием непредельных углеводородов. Сырьем является гудрон (полугудрон). При каталитическом крекинге основными факторами, способствующими расщеплению углеводородов являются высокая температура и присутствие катализаторов – алюмосиликатов и цеолитов.

В качестве сырья используется гудрон (полугудрон) и масляные дистилляты. Гидрокрекинг проводится при температуре 350 – 400ОС, давлении 3 – 14 Мра в присутствии катализаторов-алюмосиликатов и цеолитов, а также в присутствии водорода. В зависимости от сырья (гудрон, полугудрон, вакуумные дистилляты), режима и типа катализатора получают высококачественные топлива и масла.

Риформинг представляет собой процесс реформирования нормальных парафиновых и нафтеновых углеводородов в изопарафиновые и ароматические с высокой детонационной стойкостью. Сырьем являются бензиновые фракции прямой перегонки.

Изомеризация представляет собой процесс структурной перестройки нормальных парафиновых углеводородов в их изомеры, обладающие высокой детонационной стойкостью. Сырьем являются легкие бензиновые фракции прямой перегонки.

Алкилирование представляет собой процесс присоединения непредельного углеводорода к ароматическому или парафиновому с образованием более тяжелого углеводорода с высокой детонационной стойкостью, например:

Исходным сырьем для процесса алкилирования служат газы, образуемые при прямой перегонке нефти.

В результате полимеризации олефиновых углеводородов с 3-4 атомами углерода получают бензины с высокой детонационной стойкостью. Сырьем служат газы, образуемые при прямой перегонке нефти. Полимеризация (олигомеризация) олефинов используется также для получения синтетических масел (полиальфаолефинов).

Схема производства одного из современных нефтеперерабатывающих заводов:

Http://studbooks. net/2266206/matematika_himiya_fizika/metody_pererabotki_nefti

Современные методы получения топлива из нефти – раздел Промышленность, Общая характеристика топлив Первичным И Обязательным Процессом Переработки Нефти Является Прямая Перегонк.

Первичным и обязательным процессом переработки нефти является прямая перегонка. Этот процесс относится к физическим способам переработки нефти. При перегонке нефть нагревается до температуры 330-350°С в трубчатой печи и затем подается в среднюю часть ректификационной колонны, где происходит процесс испарения, в результате чего получают дистиллят и остаток, который по составу отличается от исходной смеси. При однократном испарении низкокипящие фракции, перейдя в пары, остаются в аппарате и снижают парциальное давление испаряющихся высококипящих фракций. Это дает возможность вести перегонку при более низких температурах, но при однократном испарении достичь требуемого разделения компонентов нефти и получить конечные продукты, кипящие в заданных температурных интервалах, нельзя, поэтому после однократного испарения нефти она подвергается ректификации паровой и жидкой фаз на отдельные фракции за счет противоточного многократного контактирования паров и охлажденной жидкости.

Нефтеперерабатывающие установки наряду с одно – и двухступенчатыми трубчатыми устройствами и ректификационными колоннами включают в свою конструкцию большое количество теплообменников, конденсаторов и прочих устройств.

Рабочий процесс современной атмостферновакуумной установки для перегонки нефти следующий. Нефть под давлением около 1,5 МПа прокачивают через ряд теплообменников, в которых она нагревается до 170-175°С за счет тепла охлаждаемых дистиллятов и поступает в трубчатую печь, где нагревается до 300-350°С, затем нагретая нефть в парожидкостном состоянии поступает в испарительную часть атмосферной ректификационной колонны, где вследствие снижения давления происходит испарение низкокипящих фракций и разделение на паровую и жидкую фазы. Жидкая фаза стекает вниз, а пары фракций поднимаются вверх и конденсируются в виде дистиллятов на горизонтальных ректификационных тарелках. Эти тарелки установлены на различной высоте колонны. На первых тарелках конденсируются более высококипящие углеводороды. Пары среднекипящих углеводородов расположены выше ввода нефти в колонну. Низкокипящие углеводороды с газами проходят всю колонну в виде пара. Из верхней части колонны выводятся пары бензина, которые охлаждаются и конденсируются в теплообменниках. В нижней части колонны собирается мазут, который подвергают дальнейшей перегонке для получения из него смазочных масел.

Продуктами прямой перегонки нефти являются дистилляты: 1) бензиновый; 2) лигроновый; 3) керосиновый; 4) газойлевый; 5) соляровый.

Средний выход бензиновых фракций при разгонке в зависимости от свойств нефти колеблется от 15 до 25%. На долю остальных топлив приходится от 30 до 40%. Прямогонные нефтепродукты обладают высокой химической стабильностью, т. к. в них отсутствуют непредельные углеводороды. Но эти нефтепродукты не являются конечными и подвергаются дальнейшей вторичной переработке с целью увеличения выхода получаемых из нефти топливных фракций.

Http://allrefs. net/c41/3qw7h/p3/

Бурный научно-технический прогресс и высокие темпы развития различных отраслей науки и мирового хозяйства в XIX – XX вв. привели к резкому увеличению потребления различных полезных ископаемых, особое место среди которых заняла нефть.

Считают, что современный термин “нефть” произошел от слова “нафата”, что на языке народов Малой Азии означает просачиваться.

Нефть начали добывать на берегу Евфрата за 6 – 4 тыс. лет до нашей эры. Использовалась она и в качестве лекарства. Древние египтяне использовали асфальт (окисленную нефть) для бальзамирования. Нефтяные битумы использовались для приготовления строительных растворов. Нефть входила в состав “греческого огня”. В средние века нефть использовалась для освещения в ряде городов на Ближнем Востоке, Южной Италии. В начале XIX века в России, а в середине XIX века в Америке из нефти путем возгонки был получен керосин. Он использовался в лампах. До середины XIX века нефть добывалась в небольших количествах из глубоких колодцев вблизи естественных выходов ее на поверхность. Изобретение парового, а затем дизельного и бензинового двигателя привело к бурному развитию нефтедобывающей промышленности.

Современный уровень цивилизации и технологии был бы немыслим без той дешевой и обильной энергии, которую предоставляет нам нефть. Сегодня она имеет несколько значений для народного хозяйства страны:

· 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.

Нефть – наше национальное богатство, источник могущества России, фундамент ее экономики.

Россия занимает промежуточное положение между полюсами “сверх потребителя” – США и “сверх добытчика” – Саудовской Аравии. В настоящее время нефтяная промышленность Российской Федерации занимает 2 место в мире. По уровню добычи мы уступаем только Саудовской Аравии. В 2002 году добыто углеводородов: нефти – 379,6 млн. тонн, природного газа – 594 млрд. м3 .

На территории Российской Федерации находятся три крупные нефтегазоносные провинции: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печерская.

Западно-Сибирская – это основная провинция РФ. Крупнейший нефтегазоносный бассейн в мире. Расположен он в пределах Западно-Сибирской равнины на территории Тюменской, Омской, Курганской, Томской и частично Свердловской, Челябинской, Новосибирской областей, Красноярского и Алтайского краев, площадью около 3,5 млн. км2 Нефтегазоносность бассейна связана с отложениями юрского и мелового возраста. Большая часть нефтяных залежей находиться на глубине 2000-3000 метров. Нефть Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна характеризуется низким содержанием серы (до 1,1%), и парафина (менее 0,5%), содержание бензиновых фракций высокое (40-60%), повышенное количество летучих веществ.

Сейчас на территории Западной Сибири добывается 70% российской нефти. Основной ее объем извлекается насосным способом, на долю фонтанной добычи приходится не более 10%. Из этого следует, что основные месторождения находятся на поздней стадии разработки, что заставляет задуматься над важной проблемой топливной промышленности — старением месторождений. Этот вывод подтверждается и данными по стране в целом.

В Западной Сибири находятся несколько десятков крупных месторождений. Среди них такие известные, как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Усть-Балыкское, Убинское, Толумское, Муравленковское, Суторминское, Холмогорское, Талинское, Мортымья-Тетеревское и другие. Большая часть из них расположена в Тюменской области – своеобразном ядре района. В республиканском разделении труда она выделяется как главная база России по снабжению ее народнохозяйственного комплекса нефтью и природным газом. В Тюменской области добывается более 220 млн. тонн нефти, что составляет более 90% всей добычи Западной Сибири и более 55% от всего объема добычи по России. Анализируя данную информацию, нельзя не сделать следующий вывод: нефтедобывающей промышленности Российской Федерации свойственна чрезвычайно высокая концентрация в ведущем районе.

Для нефтяной промышленности Тюменской области характерно снижение объемов добычи. Достигнув максимума в 1988 году 415,1 млн. т, к 1990 году нефтедобыча снизилась до 358,4 млн. т, то есть на 13.7%, причем тенденция падения добычи сохраняется и сейчас.

Основные нефтяные компании работающие на территории Западной Сибири, это – ЛУКОЙЛ, ЮКОС, Сургутнефтегаз, Сибнефть, СИДАНКО, ТНК.

Вторая по значению нефтяная провинция – Волго-Уральская. Она расположена в восточной части Европейской территории Российской Федерации, в пределах республик Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, а также Пермской, Оренбургской, Куйбышевской, Саратовской, Волгоградской Кировской и Ульяновской областей. Нефтяные залежи находятся на глубине от 1600 до 3000 м, т. е. ближе к поверхности по сравнению с Западной Сибирью, что несколько снижает затраты на бурение. Волго-Уральский район дает 24% нефтедобычи страны.

Подавляющую часть нефти и попутного газа (более 4/5) области дают Татария, Башкирия, Куйбышевская область. Добыча нефти ведется на месторождениях Ромашкинское, Ново-Елховское, Чекмагушское, Арланское, Краснохолмское, Оренбургское и другие. Значительная часть нефти, добываемая на промыслах Волго-Уральской нефтегазоносной области, поступает по нефтепроводам на местные нефтеперерабатывающие заводы, расположенные главным образом в Башкирии и Куйбышевской области, а также в других областях (Пермской, Саратовской, Волгоградской, Оренбургской).

Основные нефтяные компании работающие на территории Волго-Уральской провинции: ЛУКОЙЛ, Татнефть, Башнефть, ЮКОС, ТНК.

Третья по значимости нефтяная провинция – Тимано-Печерская. Она расположена в пределах Коми, Ненецкого автономного округа Архангельской области и частично на прилегающих территориях, граничит с северной частью Волго-Уральского нефтегазоносного района. Вместе с остальными Тимано-Печерская нефтяная область дает лишь 6% нефти в Российской Федерации (Западная Сибирь и Урало-Поволжье – 94%). Добыча нефти ведется на месторождениях Усинское, Харьягинское, Войвожское, Верхне-грубешорское, Ярегское, Нижне-Омринское, Возейское и другие. Тимано-Печорский район, как Волгоградская и Саратовская области, считается достаточно перспективным. Добыча нефти в Западной Сибири сокращается, а в Ненецком автономном округе уже разведаны запасы углеводородного сырья, соизмеримые с западносибирскими. По оценке американских специалистов, недра арктической тундры хранят 2,5 млрд. тонн нефти.

Почти каждое месторождение, а тем более каждый из нефтегазоносных районов отличаются своими особенностями по составу нефти и поэтому вести переработку, используя какую-либо “стандартную” технологию нецелесообразно. Нужно учитывать уникальный состав нефти для достижения максимальной эффективности переработки, по этой причине приходиться сооружать заводы под конкретные нефтегазоносные области. Существует тесная взаимосвязь между нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленностью. Однако развал Советского Союза обусловил появление новой проблемы – разрыв внешних хозяйственных связей нефтяной промышленности. Россия оказалась в крайне невыгодном положении, т. к. вынуждена экспортировать сырую нефть ввиду дисбаланса нефтяной и нефтеперерабатывающей промышленности (объем переработки в 2002 году составил – 184 млн. тонн), в то время как цены на сырую нефть гораздо ниже, чем на нефтепродукты. Кроме того, низкая приспособляемость российских заводов, при переходе на нефть, которая ранее транспортировалась на заводы соседних республик, вызывает некачественную переработку и большие потери продукта.

Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются. Так, например, по геологическим условиям средний дебит одной новой скважины в Тюменской области упал с 138 т в 1975 г. до 10-12т в 1994 г., т. е. более чем в 10 раз. Значительно возросли затраты финансовых и материально-технических ресурсов на создание 1 т новой мощности.

Нефтяной комплекс России включает 148 тыс. нефтяных скважин, 48,3 тыс. км магистральных нефтепроводов, 28 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью около 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.

Высокопродуктивные запасы крупных месторождений выработаны более, чем на половину, и по крупным залежам происходит интенсивное снижение объемов добычи нефти. Например, Арланско е месторождение (Башкирия) выработано на 77,5%, а Мортымья-Тетеревско е (Западная Сибирь) – на 95%. Практически весь фонд нефтяных скважин переведен с фонтанного на механизированный способ добычи. Начался массовый ввод в разработку мелких, низкопродуктивных месторождений. Указанные факторы вызвали резкий рост потребностей отрасли в материальных и финансовых ресурсах для своего освоения, выделение которых в условиях экономического и политического кризиса России в 90-х годах было сокращено.

Нефть залегает в земле, заполняя пустоты между частицами различных горных пород. Для добывания её бурят скважины. Если нефть богата газами, она под их давлением сама поднимается на поверхность, если же давление газов для этого недостаточно, в нефтяном пласту создают искусственное давление путём нагнетания туда газа, воздуха или воды.

В настоящее время география нефтеперерабатывающей промышленности не всегда совпадает с районами ее переработки. Поэтому задачи транспортировки нефти привели к созданию большой сети нефтепроводов. Нефтеперерабатывающие заводы располагаются во всех районах страны, т. к. выгоднее транспортировать сырую нефть, чем продукты ее переработки, которые необходимы во всех отраслях народного хозяйства. В прошлом она из мест добычи в места потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефтепроводам и их доля в транспортировке продолжает расти. В состав нефтепроводов входят трубопроводы, насосные станции и нефтехранилища. Пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм составляет 80-90 млн. тонн в год при скорости движения потока нефти 10-12 км/ч. По эффективности с нефтепроводами могут соперничать только морские перевозки танкерами. Кроме того, они менее опасны в пожарном отношении и резко снижают потери при транспортировке (доставке). По размеру грузооборота нефтепроводный транспорт в 2,5 раза превзошел железнодорожный в части перевозок нефти и нефтепродуктов. Транспортировка нефти по нефтепроводам стоит в настоящее время дороже, чем перевозка по воде, но значительно дешевле, чем перевозка по железной дороге.

Стоимость строительства магистрального нефтепровода обычно окупается за 2-3 года. Характерной особенностью развития нефтепроводного транспорта России является увеличение удельного веса трубопроводов большого диаметра, что объясняется их высокой рентабельностью.

Сейчас по грузообороту трубопроводного транспорта Россия стоит на первом месте. Протяженность нефтепроводов составляет 66000 км. Строительство магистральных нефтепроводов продолжается и в настоящее время. Так, например, в 2001 году введена в эксплуатацию первая очередь нефтепровода КТК на 28 млн. т/год (максимальная мощность – 65 млн. тонн), диаметром 1490 мм и протяженностью 1500 км, связывающая нефтяные месторождения юга России и западного Казахстана с терминалом на Черноморском побережье в г. Новороссийске.

Вопросы об исходном веществе, из которого образовалась нефть, о процессах нефтеобразования и формирования нефти в концентрированную залежь, а отдельных залежей в месторождения до сего времени ещё не являются окончательно решёнными. Существует множество мнений как об исходных для нефти веществах, так и о причинах и процессах, обусловливающих её образование. В последние годы благодаря трудам главным образом советских геологов, химиков, биологов, физиков и исследователей других специальностей удалось выяснить основные закономерности в процессах нефтеобразования. В настоящее время установлено, что нефть органического происхождения, т. е. она, как и уголь, возникла в результате преобразования органических веществ.

Наиболее благоприятные условия для формирования нефти – морские, с так называемым некомпенсированным прогибанием. В теплых водах, на дне доисторического моря, веками накапливалась сапропель – глинистая почва, перемешанная с органическими останками умерших рыб, водорослей, моллюсков и прочей живности. В ней шла биохимическая стадия образования нефти. Микроорганизмы при ограниченном доступе кислорода перерабатывали белки, углеводы и т. д. При этом образовывался метан, углекислый газ, вода и немного углеводородов. Данная стадия происходила в нескольких метрах от дна моря. Затем осадок уплотнился: произошел диагенез. Вследствие природных процессов дно моря опускалось, а сапропель накрывали материалы, которые из-за природных разрушений или потоками воды сносились с гор. Органика попадала в застойные, бескислородные условия. Когда сапропель опустилась до глубины в 1,5 км, подземная температура достигла 100°C и стала достаточной для нефтеобразования. Начинаются химические реакции между веществами под действием температуры и давления. Сложные вещества разлагаются на более простые. Биохимические процессы затухают. Потом породу должна накрыть соль (в Прикаспийской впадине ее толщина достигает 4 км) или глина. С увеличением глубины растет содержание рассеянной нефти. Так, на глубине до 1,5 км идет газообразование, на интервале 1,5-8,5 км идет образование жидких углеводородов – микронефти – при температуре от 60 до 160°С. А на больших глубинах при температуре 150-200°С образуется метан. По мере уплотнения сапропели микронефть выжимается в вышележащие песчаники. Это процесс первичной миграции. Затем под влиянием различных сил микронефть перемещается вверх по наклону. Это вторичная миграция, которая является периодом формирования самого месторождения.

Один из первых, кто высказал научно обоснованную концепцию о происхождении нефти, был М. В. Ломоносов. В середине XVIII века в своём тракте «О слоях земных» великий русский учёный писал, что нефть произошла из каменного угля. Исходное вещество было одно: органический материал, преобразованный сначала в уголь, а потом в нефть. М. В. Ломоносов первый указал на связь между горючими полезными ископаемыми – углём и нефтью и выдвинул первую в мире гипотезу о происхождении нефти из растительных остатков.

В XIX в. среди ученых были распространены идеи, близкие к представлениям М. В. Ломоносова. Споры велись главным образом вокруг исходного материала: животные или растения? Немецкие ученые Г. Гефер и К. Энглер в 1888 г. поставили опыты, доказавшие возможность получения нефти из животных организмов. Была произведена перегонка сельдевого жира при температуре 400 °С и давлении 1 МПа. Из 492 кг жира было получено масло, горючие газы, вода, жиры и разные кислоты. Больше всего было отогнано масла (299 кг, или 61 %) плотностью 0,8105 г/см3, состоящего на 9/10 из УВ коричневого цвета. Последующей разгонкой из масла получили предельные УВ (от пентана до нонана), парафин, смазочные масла, в состав которых входили олефины и ароматические УВ. Позднее, в 1919 г. академиком Н. Д. Зелинским был осуществлен похожий опыт, но исходным материалом служил органогенный ил преимущественно растительного происхождения (сапропель) из озера Балхаш. При его перегонке были получены: сырая смола – 63,2 %; кокс – 16,0%; газы (метан, оксид углерода, водород, сероводород) – 20,8 %. При последующей переработке смолы из нее извлекли бензин, керосин и тяжелые масла.

В конце XIX в., когда в астрономии и физике получило развитие применение спектральных методов исследования и в спектрах различных космических тел были обнаружены не только углерод и водород, но и углеводороды, русский геолог Н. А. Соколов выдвинул космическую гипотезу образования нефти. Он предполагал, что когда земля была в огненно-жидком состоянии, то углеводороды из газовой оболочки проникли в массу земного шара, а впоследствии при остывании выделились на его поверхности. Эта гипотеза не объясняет ни географического, ни геологического распределения нефтяных месторождений.

Академик В. И. Вернадский обратил внимание на наличие в нефти азотистых соединений, встречающихся в органическом мире.

Предшественники академика И. М. Губкина, русские геологи Андрусов и Михайловский также считали, что на Кавказе нефть образовалась из органического материала. По мнению И. М. Губкина, родина нефти находится в области древних мелководных морей, лагун и заливов. Он считал, что уголь и нефть – члены одного и того же генетического ряда горючих ископаемых.

Уголь образуется в болотах и пресноводных водоёмах, как правило, из высших растений. Нефть получается главным образом из низших растений и животных, но в других условиях. Нефть постепенно образовывалась в толще различных по возрасту осадочных пород, начиная от наиболее древних осадочных пород – кембрийских, возникших 600 млн. лет назад, до сравнительно молодых – третичных слоёв, сложившихся 50 млн. лет назад. Накопление органического материала для будущего образования нефти происходило в прибрежной полосе, в зоне борьбы между сушей и морем.

По вопросу об исходном материале существовали разные мнения. Некоторые учёные полагали, что нефть возникла из жиров погибших животных (рыбы, планктона), другие считали, что главную роль играли белки, третьи придавали большое значение углеводам. Теперь доказано, что нефть может образоваться из жиров, белков и углеводов, т. е. из всей суммы органических веществ.

И. М. Губкин дал критический анализ проблемы происхождения нефти и разделил органические теории на три группы: теория, где преобладающая роль в образовании нефти отводится погибшим животным; теория, где преобладающая роль отводится погибшим растениям, и, наконец, теория смешанного животно-растительного происхождения нефти.

Последняя теория, детально разработанная И. М. Губкиным, носит название сапропелитовой от слова “сапропель” – глинистый ил – и является господствующей. В природе широко распространены различные виды сапропелитов.

Различие в исходном органическом веществе является одной из причин существующего разнообразия нефтей. Другими причинами являются различие температурных условий вмещающих пород, присутствие катализаторов и др., а также последующие преобразования пород, в которых заключена нефть.

В СССР были проведены исследования, в результате которых удалось установить роль микроорганизмов в образовании нефти. Т. Л. Гинзбург-Карагичева, открывшая присутствие в нефти разнообразнейших микроорганизмов, привела в своих исследованиях много новых, интересных сведений. Она установила, что в нефтях, ранее считавшихся ядом для бактерий, на больших глубинах идёт кипучая жизнь, не прекращавшаяся миллионы лет подряд.

Целый ряд бактерий живёт в нефти и питается ею, меняя, таким образом, химический состав нефти. Академик И. М. Губкин в своей теории нефтеобразования придавал этому открытию большое значение. Гинзбург-Карагичевой установлено, что бактерии нефтяных пластов превращают различные органические продукты в битуминозные.

Под действием ряда бактерий происходит разложение органических веществ и выделяется водород, необходимый для превращения органического материала в нефть.

Нефть – это горная порода. Она относится к группе осадочных пород вместе с песками, глинами, известняками, каменной солью и др. Мы привыкли считать, что порода – это твердое вещество, из которого состоит земная кора и более глубокие недра Земли. Оказывается, есть и жидкие породы, и даже газообразные. Одно из важных свойств нефти – способность гореть.

В зависимости от месторождения нефть имеет различный качественный и количественный состав. Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5-87,5% и водорода – 11,0-14,5% от массы нефти. Кроме них в нефтях присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5-8%. В незначительных концентрациях в нефтях встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий. Их общее содержание не превышает 0,02-0,03% от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефтях только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

В состав нефти входит около 425 углеводородных соединений. Главную часть нефтей составляют три группы УВ: метановые, нафтеновые и ароматические. По углеводородному составу все нефти подразделяются на: 1) метаново-нафтеновые, 2) нафтеново-метановые, 3) ароматическо-нафтеновые, 4) нафтеново-ароматические, 5) ароматическо-метановые, 6) метаново-ароматические и 7) метаново-ароматическо-нафтеновые. Первым в этой классификации ставится название углеводорода, содержание которого в составе нефти меньше.

Метановые УВ (алкановые или алканы) химически наиболее устойчивы, они относятся к предельным УВ и имеют формулу Cn H2n+2. Если количество атомов углерода в молекуле колеблется от 1 до 4 (СН4 – С4 Н10 ), то УВ представляет собой газ, от 5 до 16 (C5 H16 – C16 H34 ) то это жидкие УВ, а если оно выше 16 (С17 Н36 и т. д.) – твердые (например, парафин).

Нафтеновые (циклановые или алициклические) УВ (Cn H2n ) имеют кольчатое строение, поэтому их иногда называют карбоциклическими соединениями. Все связи углерода с водородом здесь также насыщены, поэтому нафтеновые нефти обладают устойчивыми свойствами.

Ароматические УВ, или арены (Сn Нn ), наиболее бедны водородом. Молекула имеет вид кольца с ненасыщенными связями углерода. Они так и называются – ненасыщенными, или непредельными УВ. Отсюда их неустойчивость в химическом отношении.

Наряду с углеводородами в нефтях присутствуют химические соединения других классов. Обычно все эти классы объединяют в одну группу гетеросоединений (греч. “гетерос” – другой). В нефтях также обнаружено более 380 сложных гетеросоединений, в которых к углеводородным ядрам присоединены такие элементы, как сера, азот и кислород. Большинство из указанных соединений относится к классу сернистых соединений – меркаптанов. Это очень слабые кислоты с неприятным запахом. С металлами они образуют солеобразные соединения – меркаптиды. В нефтях меркаптаны представляют собой соединения, в которых к углеводородным радикалам присоединена группа SH.

Меркаптаны разъедают трубы и другое металлическое оборудование буровых установок и промысловых объектов.

В нефтях так же выделяют неуглеводородные соединения: асфальто-смолистую части, порфирины, серу и зольную часть.

Асфальто-смолистая часть нефтей – это темноокрашенное вещество. Оно частично растворяется в бензине. Растворившаяся часть называется асфальтеном, нерастворившаяся – смолой. В составе смол содержится кислород до 93 % от общего его количества в нефтях.

Порфирины – особые азотистые соединения органического происхождения. Считают, что они образованы из хлорофилла растений и гемоглобина животных. При температуре 200-250о С порфирины разрушаются.

Сера широко распространена в нефтях и в углеводородном газе и содержится либо в свободном состоянии, либо в виде соединений (сероводород, меркаптаны). Количество ее колеблется от 0,1% до 5%, но бывает и значительно больше. Так, например, в газе Астраханского месторождения содержание Н2 S достигает 24 %.

Зольная часть – остаток, получающийся при сжигании нефти. Это различные минеральные соединения, чаще всего железо, никель, ванадий, иногда соли натрия.

Кислород в нефтях встречается в связанном состоянии также в составе нафтеновых кислот (около 6%) – Cn H2n -1(COOH), фенолов (не более 1%) – C6 H5 OH, а также жирных кислот и их производных – C6 H5 O6 (P). Содержание азота в нефтях не превышает 1%. Основная его масса содержится в смолах. Содержание смол в нефтях может достигать 60% от массы нефти, асфальтенов – 16%.

Асфальтены представляют собой черное твердое вещество. По составу они сходны со смолами, но характеризуются иными соотношениями элементов. Они отличаются большим содержанием железа, ванадия, никеля и др. Если смолы растворяются в жидких углеводородах всех групп, то асфальтены нерастворимы в метановых углеводородах, частично растворимы в нафтеновых и лучше растворяются в ароматических. В “белых” нефтях смолы содержатся в малых количествах, а асфальтены вообще отсутствуют.

Нефть – это вязкая маслянистая жидкость, темно-коричневого или почти черного цвета с характерным запахом, обладающая слабой флюоресценцией, более легкая (плотность 0,73-0,97г/см3 ), чем вода, почти нерастворимая в ней. Нефть сильно варьирует по плотности (от легкой 0,65-0,70 г/см3, до тяжелой 0,98-1,05 г/см3 ). Нефть и ее производные обладают наивысшей среди всех видов топлив теплотой сгорания. Теплоемкость нефти 1,7-2,1 кДж/кг, теплота сгорания нефти – 41 МДж/кг, бензина – 42 МДж/кг. Температура кипения зависит от строения входящих в состав нефти углеводородов и колеблется от 50 до 550°С.

Различные компоненты нефти переходят в газообразное состояние при различной температуре. Легкие нефти кипят при 50–100°С, тяжелые – при температуре более 100°С.

Различие температур кипения углеводородов используется для разделения нефти на температурные фракции. При нагревании нефти до 180-200°С выкипают углеводороды бензиновой фракции, при 200-250°С – лигроиновой, при 250-315°С – керосиново-газойлевой и при 315-350°С – масляной. Остаток представлен гудроном. В состав бензиновой и лигроиновой фракций входят углеводороды, содержащие 6-10 атомов углерода. Керосиновая фракция состоит из углеводородов с C11 – C13, газойлевая – C14 – C17 .

Важным является свойство нефтей растворять углеводородные газы. В 1 м3 нефти может раствориться до 400 м3 горючих газов. Большое значение имеет выяснение условий растворения нефти и природных газов в воде. Нефтяные углеводороды растворяются в воде крайне незначительно. Нефти различаются по плотности. Плотность нефти, измеренной при 20°С, отнесенной к плотности воды, измеренной при 4°С, называется относительной. Нефти с относительной плотностью 0,85 называются легкими, с относительной плотностью от 0,85 до 0,90 – средними, а с относительной плотностью свыше 0,90 – тяжелыми. В тяжелых нефтях содержатся в основном циклические углеводороды. Цвет нефти зависит от ее плотности: светлые нефти обладают меньшей плотностью, чем темные. А чем больше в нефти смол и асфальтенов, тем выше ее плотность. При добыче нефти важно знать ее вязкость. Различают динамическую и кинематическую вязкость. Динамической вязкостью называется внутреннее сопротивление отдельных частиц жидкости движению общего потока. У легких нефтей вязкость меньше, чем у тяжелых. При добыче и дальнейшей транспортировке тяжелые нефти подогревают. Кинематической вязкостью называется отношение динамической вязкости к плотности среды. Большое значение имеет знание поверхностного натяжения нефти. При соприкосновении нефти и воды между ними возникает поверхность типа упругой мембраны. Капиллярные явления используются при добыче нефти. Силы взаимодействия воды с горной породой больше, чем у нефти. Поэтому вода способна вытеснить нефть из мелких трещин в более крупные. Для увеличения нефтеотдачи пластов используются специальные поверхностно-активные вещества (ПАВ). Нефти имеют неодинаковые оптические свойства. Под действием ультрафиолетовых лучей нефть способна светиться. При этом легкие нефти светятся голубым светом, тяжелые – бурым и желто-бурым. Это используется при поиске нефти. Нефть является диэлектриком и имеет высокое удельное сопротивление. На этом основаны электрометрические методы установления в разрезе, вскрытом буровой скважиной, нефтеносных пластов.

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

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

Для сокращения потерь легких компонентов осуществляют стабилизацию нефти, а также применяют специальные герметические резервуары хранения нефти. От основного количества воды и твердых частиц нефть освобождают путем отстаивания в резервуарах на холоду или при подогреве. Окончательно их обезвоживают и обессоливают на специальных установках.

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

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

Центрифугирование – отделение механических примесей нефти под воздействием центробежных сил. В промышленности применяется редко, обычно сериями центрифуг с числом оборотов от 350 до 5000 в мин., при производительности 15-45 м3 /ч каждая.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Братья Дубинины впервые создали устройство для перегонки нефти. Завод Дубининых был очень прост. Котёл в печке, из котла идёт труба через бочку с водой в пустую бочку. Бочка с водой – холодильник, пустая бочка – приёмник для керосина.

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

Процесс первичной переработки нефти (прямой перегонки), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме. Трубчатые установки отличаются более низкой достаточной температурой перегоняемого сырья, меньшим крекингом сырья, и большим КПД. Поэтому на современном этапе нефтепереработки трубчатые установки входят в состав всех нефтеперерабатывающих заводов и служат поставщиками как товарных нефтепродуктов, так и сырья для вторичных процессов (термического и каталитического крекинга, риформинга).

В настоящее время перегонку нефти в промышленности производят на непрерывно действующих трубчатых установках. У них устраивается трубчатая печь, для конденсации и разделения паров сооружаются огромные ректификационные колонны, а для приёма продуктов перегонки выстраиваются целые городки резервуаров.

Трубчатая печь представляет собой помещение, выложенное внутри огнеупорным кирпичом. Внутри печи расположен многократно изогнутый стальной трубопровод. Длина труб в печах достигает километра. Когда завод работает, по этим трубам непрерывно, с помощью насоса, подаётся нефть с большой скоростью – до двух метров в секунду. Печь обогревается горящим мазутом, подаваемым в неё при помощи форсунок. В трубопроводе нефть быстро нагревается до 350-370°. При такой температуре более летучие вещества нефти превращаются в пар.

Так как нефть – это смесь углеводородов различного молекулярного веса, имеющих разные температуры кипения, то перегонкой её разделяют на отдельные нефтепродукты. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

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

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

Четкость разделения нефти на фракции при перегонке с однократным испарением хуже по сравнению с перегонкой с многократным и постепенным испарением. Но если высокой четкости разделения фракций не требуется, то метод однократного испарения экономичнее: при максимально допустимой температуре нагрева нефти 350-370°С (при более высокой температуре начинается разложение углеводородов) больше продуктов переходит в паровую фазу по сравнению с многократным или постепенным испарением. Для отбора из нефти фракций, выкипающих выше 350-370°С, применяют вакуум или водяной пар. Использование в промышленности принципа перегонки с однократным испарением в сочетании с ректификацией паровой и жидкой фаз позволяет достигать высокой четкости разделения нефти на фракции, непрерывности процесса и экономичного расходования топлива на нагрев сырья.

В зависимости от внутреннего устройства, обеспечивающего контакт между восходящими парами и нисходящей жидкостью (флегмой), ректификационные колонны делятся на насадочные, тарельчатые, роторные и др. В зависимости от давления они делятся на ректификационные колонны высокого давления, атмосферные и вакуумные. Первые применяют в процессах стабилизации нефти и бензина. Атмосферные и вакуумные ректификационные колоны в основном применяют при перегонке нефтей, остаточных нефтепродуктов и дистилляторов.

Принципиальная схема для промышленной перегонки нефти приведена на рисунке. Исходная нефть прокачивается насосом через теплообменники 4, где нагревается под действием тепла отходящих нефтяных фракций и поступает в огневой подогреватель (трубчатую печь) 1. В трубчатой печи нефть нагревается до заданной температуры и входит в испарительную часть (питательную секцию) ректификационной колонны 2. В процессе нагрева часть нефти переходит в паровую фазу, которая при прохождении трубчатой печи все время находится в состоянии равновесия с жидкостью. Как только нефть в виде парожидкостной смеси выходит из печи и входит в колонну (где в результате снижения давления дополнительно испаряется часть сырья), паровая фаза отделяется от жидкой и поднимается вверх по колонне, а жидкая перетекает вниз. Паровая фаза подвергается ректификации в верхней части колонны. В ректификационной колонне размещены ректификационные тарелки, на которых осуществляется контакт поднимающихся по колонне паров со стекающей жидкостью (флегмой). Флегма создается в результате того, что часть верхнего продукта, пройдя конденсатор-холодильник 3, возвращается на верхнюю тарелку и стекает на нижележащие, обогащая поднимающиеся пары низкокипящими компонентами.

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

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

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

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

· интенсивно перемешивается кипящая жидкость, что способствует испарению низкокипящих углеводородов;

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

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

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

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

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

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

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

В тарельчатых колоннах 1 для повышения площади соприкосновения потоков пара и флегмы применяют большое число (30-40) тарелок специальной конструкции. Флегма стекает с тарелки на тарелку по спускным трубам 3, причем перегородки 4 поддерживают постоянный уровень слоя жидкости на тарелке. Этот уровень позволяет постоянно держать края колпаков 2 погруженными во флегму. Перегородки пропускают для стока на следующую тарелку лишь избыток поступающей флегмы. Принципом действия тарельчатой колонны является взаимное обогащения паров и флегмы за счет прохождения под давлением паров снизу вверх сквозь слой флегмы на каждой тарелке. За счет того, что пар проходит флегму в виде мельчайших пузырьков площадь соприкосновения пара и жидкости очень высока.

Конструкции тарелок разнообразны. Применяют сетчатые, решетчатые, каскадные, клапанные, инжекционные и комбинированные тарелки. Конструкцию тарелок выбирают исходя из конкретных технологических требований (степень четкости разделения фракций, требование к интенсивности работы, необходимость изменения внутренней конструкции колонны, частота профилактических и ремонтных работ и др.)

При первичной перегонке нефть подвергается только физическим изменениям. От неё отгоняются лёгкие фракции, т. е. отбираются части её, кипящие при низких температурах и состоящие из разных по величине углеводородов. Сами углеводороды остаются при этом неизменёнными. Выход бензина, в этом случае, составляет лишь 10-15%. Такое количество бензина не может удовлетворить всё возрастающий спрос на него со стороны авиации и автомобильного транспорта.

При крекинге нефть подвергается химическим изменениям. Меняется строение углеводородов. В аппаратах крекинг-заводов происходят сложные химические реакции. Выход бензина из нефти значительно увеличивается (до 65-70 %) путем расщепления углеводородов с длинной цепью, содержащихся, например, в мазуте, на углеводороды с меньшей относительной молекулярной массой. Такой процесс называется крекингом (от англ. crack – расщеплять).

Крекинг изобрёл русский инженер Шухов в 1891 г. В 1913 г. изобретение Шухова начали применять в Америке. Крекингом называется процесс расщепления углеводородов, содержащихся в нефти, в результате которого образуются углеводороды с меньшим числом атомов углерода в молекуле.

Процесс ведётся при более высоких температурах (до 600о ), часто при повышенном давлении. При таких температурах крупные молекулы углеводородов раздробляются на более мелкие.

Аппаратура крекинг-заводов в основном та же, что и для перегонки нефти. Это – печи, колонны. Но режим переработки другой. Сырье тоже другое – мазут.

Мазут – остаток первичной перегонки – густ и тяжёл, его удельный вес близок к единице. Это потому, что он состоит из сложных и крупных молекул углеводородов. Когда на крекинг-заводе мазут снова подвергается переработке, часть составляющих его углеводородов раздробляется на более мелкие. А из мелких углеводородов как раз и составляются лёгкие нефтяные продукты – бензин, керосин, лигроин.

Расщепление молекул углеводородов протекает при более высокой температуре (470-550°С) и давлении 2-7МПа. Процесс протекает медленно, образуются углеводороды с неразветвленной цепью атомов углерода. Таким способом получают главным образом автомобильный бензин. Выход его из нефти достигает 70%.

В бензине, полученном в результате термического крекинга, наряду с предельными углеводородами, содержится много непредельных углеводородов. Поэтому этот бензин обладает большей детонационной стойкостью, чем бензин прямой перегонки.

В бензине термического крекинга содержится много непредельных углеводородов, которые легко окисляются и полимеризуются. Поэтому этот бензин менее устойчив при хранении. При его сгорании могут засориться различные части двигателя. Для устранения этого вредного действия к такому бензину добавляют окислители.

Если в нагреваемую на сильном пламени трубку (заполненную железными стружками для улучшения теплопередачи) пускать из воронки по каплям керосин или смазочное масло, очищенные от непредельных углеводородов, то в U-образной трубке вскоре будет собираться жидкость, а в цилиндре над водой – газ. Полученная жидкость, в отличие от взятой для реакции, обесцвечивает бромную воду, т. е. содержит непредельные соединения. Собранный газ хорошо горит и также обесцвечивает бромную воду.

Результаты опыта объясняются тем, что при нагревании произошёл распад углеводородов, например:

Образовалась смесь предельных и непредельных углеводородов с меньшими молекулярными массами, аналогичная бензину.

Получившиеся жидкие вещества частично могут разлагаться далее, например:

Эти реакции приводят к образованию большого количества газообразных веществ. Выделившийся в процессе крекинга этилен широко используется для в качестве сырья для химической промышленности: производства полиэтилена и этилового спирта.

Расщепление молекул углеводородов протекает по радикальному механизму. Вначале образуются свободные радикалы:

CH3 – (CH2 )6 – CH2 :CH2 – (CH2 )6 – CH3 → CH3 – (CH2 )6 – CH2 + CH2 – (CH2 )6 – CH3

Свободные радикалы химически очень активны и могут участвовать в различных реакциях. В процессе крекинга один из радикалов отщепляет атом водорода (а), а другой – присоединяет (б):

При температурах 700-1000°С проводят пиролиз (термическое разложение) нефтепродуктов, в результате которого получают главным образом легкие алкены – этилен, пропилен и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протекание следующих реакций:

Расщепление молекул углеводородов протекает в присутствии катализаторов (обычно алюмосиликатов) и при температуре (450-500° С) и атмосферном давлении. Одним из катализаторов является специально обработанная глина. Эта глина в мелком раздробленном состоянии – в виде пыли – вводится в аппаратуру завода. Углеводороды, находящиеся в парообразном и газообразном состоянии, соединяются с пылинками глины и раздробляются на их поверхности. Такой крекинг называется крекингом с пылевидным катализатором. Этот вид крекинга теперь широко распространяется. Катализатор потом отделяется от углеводородов. Углеводороды идут своим путём на ректификацию и в холодильники, а катализатор – в свои резервуары, где его свойства восстанавливаются.

Главное внимание уделяют бензину. Его стараются получить больше и обязательно лучшего качества. Каталитический крекинг появился именно в результате долголетней, упорной борьбы нефтяников за повышение качества бензина. По сравнению с термическим крекингом процесс протекает значительно быстрее, при этом происходит не только расщепление молекул углеводородов, но и их изомеризация, т. е. образуются предельные углеводороды с разветвленным углеродным скелетом молекул, что улучшает качество бензина.

Этим способом получают авиационный бензин с выходом до 80%. Такому виду крекинга подвергается преимущественно керосиновая и газойлевая фракции нефти.

Бензин каталитического крекинга по сравнению с бензином термического крекинга обладает еще большей детонационной стойкостью, т. к. в нем содержатся углеводороды с разветвленной цепью углеродных атомов.

В бензине каталитического крекинга непредельных углеводородов содержится меньше, и поэтому процессы окисления и полимеризации в нем не протекают. Такой бензин более устойчив при хранении.

Риформинг – (от англ. reforming – переделывать, улучшать) промышленный процесс переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения высококачественных бензинов и ароматических углеводородов. При этом молекулы углеводородов в основном не расщепляются, а преобразуются. Сырьем служит бензинолигроиновая фракция нефти.

До 30-х годов 20 века риформинг представлял собой разновидность термического крекинга и проводился при 540°С для получения бензина с октановым числом 70-72.

С 40-х годов риформинг – каталитический процесс, научные основы которого разработаны Н. Д. Зелинским, а также В. И. Каржевым, Б. Л. Молдавским. Впервые этот процесс был осуществлен в 1940 г в США.

Его проводят в промышленной установке, имеющей нагревательную печь и не менее 3-4 реакторов при t 350-520°С, в присутствии различных катализаторов: платиновых и полиметаллических, содержащих платину, рений, иридий, германий и др. во избежание дезактивации катализатора продуктом уплотнения коксом, риформинг осуществляется под высоким давлением водорода, который циркулирует через нагревательную печь и реакторы. В результате риформинга бензиновых фракций нефти получают 80-85 % бензин с октановым числом 90-95, 1-2% водорода и остальное количество газообразных углеводородов. Из трубчатой печи под давлением нефть подается в реакционную камеру, где и находится катализатор, отсюда она идет в ректификационную колонну, где разделяется на продукты.

Для улучшения свойств бензиновых фракций нефти они подвергаются каталитическому риформингу, который проводится в присутствии катализаторов из платины или платины и рения. При каталитическом риформинге бензинов происходит образование ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилола и др.) из парафинов и циклопарафинов, например:

Циклоалканы превращаются в ароматические соединения, подвергаются изомеризации, гидрированию. Ароматические углеводороды теряют при риформинге боковые цепи, например:

Ранее основным источником получения ароматических углеводородов была коксовая промышленность.

В настоящее время из нефти получают тысячи продуктов. Основными группами являются жидкое топливо, газообразное топливо, твердое топливо (нефтяной кокс), смазочные и специальные масла, парафины и церезины, битумы, ароматические соединения, сажа, ацетилен, этилен, нефтяные кислоты и их соли, высшие спирты.

Наибольшее применение продукты переработки нефти находят в топливно-энергетической отрасли. Например, мазут обладает почти в полтора раза более высокой теплотой сгорания по сравнению с лучшими углями. Он занимает мало места при сгорании и не дает твердых остатков при горении. Замена твердых видов топлива мазутом на ТЭС, заводах и на железнодорожном и водном транспорте дает огромную экономию средств, способствует быстрому развитию основных отраслей промышленности и транспорта.

Бензин применяется в качестве горючего для двигателей внутреннего сгорания. В зависимости от назначения он подразделяется на два основных сорта: авиационный и автомобильный. Бензин используется также в качестве растворителя масел, каучука, для очистки тканей от жирных пятен и т. п. Керосин применяется как горючее для реактивных и тракторных двигателей, а также для бытовых нужд. Он используется также для освещения. Соляровое масло применяется в качестве горючего для дизелей. Смазочные масла для смазки различных механизмов. После перегонки мазута остаётся нелетучая тёмная масса – гудрон, идущая на асфальтирование улиц. Лигроин служит топливом для дизельных двигателей, а также растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие количества его перерабатывают в бензин. Парафин применяют для получения высших карбоновых кислот, для пропитки древесины в производстве спичек и карандашей, для изготовления свечей, гуталина и т. д.

Энергетическое направление в использовании нефти до сих пор остается главным во всем мире. Доля нефти в мировом энергобалансе составляет более 46%.

Однако в последние годы продукты переработки нефти все шире используются как сырье для химической промышленности. Около 8% добываемой нефти потребляются в качестве сырья для современной химии. Например, этиловый спирт применяется примерно в 150 отраслях производства. В химической промышленности применяются формальдегид, пластмассы, синтетические волокна, синтетический каучук, аммиак, этиловый спирт и т. д.

Продукты переработки нефти применяются и в сельском хозяйстве. Здесь используются стимуляторы роста, протравители семян, ядохимикаты, азотные удобрения, мочевина, пленки для парников и т. д. В машиностроении и металлургии применяются универсальные клеи, детали и части аппаратов из пластмасс, смазочные масла и др. Широкое применение нашел нефтяной кокс, как анодная масса при электровыплавке. Прессованная сажа идет на огнестойкие обкладки в печах. В пищевой промышленности применяются полиэтиленовые упаковки, пищевые кислоты, консервирующие средства, парафин, производятся белково-витаминные концентраты, исходным сырьем для которых служат метиловый и этиловый спирты и метан. В фармацевтической и парфюрмерной промышленности из производных переработки нефти изготовляют нашатырный спирт, хлороформ, формалин, аспирин, вазелин и др. Производные нефтесинтеза находят широкое применение и в деревообрабатывающей, текстильной, кожевенно-обувной и строительной промышленности.

В последние годы (наряду с увеличением выработки топлива и масел) углеводороды нефти широко используют как источник химического сырья. Различными способами из них получают вещества, необходимые для производства пластмасс, синтетического текстильного волокна, синтетического каучука, спиртов, кислот, синтетических моющих средств, взрывчатых веществ, ядохимикатов, синтетических жиров и т. д.

Нефть останется в ближайшем будущем основой обеспечения энергией народного хозяйства и сырьем нефтехимической промышленности. Здесь будет многое зависеть от успехов в области поисков, разведки и разработки месторождений. Но ресурсы нефти в природе ограничены. Бурное наращивание в течение последних десятилетий их добычи привело к относительному истощению наиболее крупных и благоприятно расположенных месторождений.

2) В. А. Динков, “Нефтяная промышленность вчера, сегодня, завтра”, Москва, ВНИИОЭНГ 1988г.

4) Большая энциклопедия Кирилла и Мефодия, 2001г. (электронная энциклопедия на 2 CD)

Наглядное изображение лабораторных приборов для перегонки и крекинга нефти.

Http://www. ronl. ru/referaty/tehnologiya/206288/

4.Из жидких и растворенных в них газообразных и твердых углеводородов

3 . Укажите верное суждение: А) перегонка нефти – это физический процесс; Б) крекинг – это физический процесс

4 . Ректификационные газы, образующиеся при перегонке нефти, содержат преимущественно

5 . С увеличением числа атомов углерода в молекулах углеводородов температура кипения этих углеводородов

9. Среди нижеперечисленных характеристик выберите те, которые относятся к нефти:

Ответ дайте в виде последовательности цифр в порядке их возрастания.

10.Ниже перечисленные продукты перегонки нефти расположите в порядке увеличения температур ух кипения: 1.Дизельное топливо 2.Бензин 3.Мазут 4.Керосин 5.Лигроин

11. Установите соответствие между названием метода переработки нефти и характером процессов при этом методе. Ответ дайте в виде последовательности цифр, соответствующих буквам по алфавиту.

Свидетельство о публикации данного материала автор может скачать в разделе «Достижения» своего сайта.

Опубликуйте минимум 3 материала, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную благодарность

Добавьте минимум пять материалов, чтобы получить сертификат о создании сайта

Опубликуйте минимум 10 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту

Опубликуйте минимум 15 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данное cвидетельство

Опубликуйте минимум 20 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту

Опубликуйте минимум 25 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную грамоту

Опубликуйте минимум 40 материалов, чтобы БЕСПЛАТНО получить и скачать данную почётную грамоту

Все материалы, размещенные на сайте, созданы авторами сайта либо размещены пользователями сайта и представлены на сайте исключительно для ознакомления. Авторские права на материалы принадлежат их законным авторам. Частичное или полное копирование материалов сайта без письменного разрешения администрации сайта запрещено! Мнение редакции может не совпадать с точкой зрения авторов.

Ответственность за разрешение любых спорных моментов, касающихся самих материалов и их содержания, берут на себя пользователи, разместившие материал на сайте. Однако редакция сайта готова оказать всяческую поддержку в решении любых вопросов связанных с работой и содержанием сайта. Если Вы заметили, что на данном сайте незаконно используются материалы, сообщите об этом администрации сайта через форму обратной связи.

Http://infourok. ru/test-po-teme-neft-i-sposobi-ee-pererabotki-1047816.html

Тест по химии Нефть и способы ее переработки для учащихся 10 класса с ответами. Тест состоит из 2 частей. Часть А — 15 заданий с выбором ответа. Часть B — 5 заданий с кратким ответом.

4) из жидких и растворенных в них газообразных и твердых углеводородов

А4. Ректификационные газы, образующиеся при перегонке нефти, содержат преимущественно

А5. С увеличением числа атомов углерода в молекулах углеводородов температура кипения этих углеводородов

А9. При термическом крекинге из одной молекулы алкана образуются две молекулы

A10. Детонационная устойчивость (октановое число) выше у бензинов, получаемых в ходе

A11. Процесс получения 2,2,4-триметилпентана (изооктана) из нормального октана:

А12. Детонационная устойчивость будет наименьшей у бензина, который содержит углеводороды

А) качество бензина опреде­ляется его детонационной устойчивостью

А14. Наилучшую детонационную устойчивость имеет бензин со следующим октановым числом

А15. Укажите углеводород, детонационную устойчивость которого принимают за 100

В1. Среди нижеперечисленных характеристик выберите те, которые относятся к нефти

В2. Нижеперечисленные продукты перегонки нефти расположите в порядке увеличения температур их кипения

В3. Установите соответствие между названием метода переработки нефти и характером процессов при этом методе. Ответ дайте в виде последовательности цифр, соответст­вующих буквам по алфавиту.

В4. Установите соответствие между схемой процесса при переработке нефти и названием этого процесса. Ответ дай­те в виде последовательности цифр, соответствующих буквам по алфавиту.

В5. Установите соответствие между углеводородом и соответствующим ему изомером. Ответ дайте в виде после­довательности цифр, соответствующих буквам по алфа­виту.

Http://testschool. ru/2017/10/31/test-po-himii-neft-i-sposobyi-ee-pererabotki-10-klass/

Нефть — природная смесь углеводородов, в основном алканов линейного и разветвленного строения, содержащих в молекулах от 5 и более атомов углерода, с другими органическими соединениями, прежде всего полиароматическими углеводородами (т. е. углеводородами, в молекулах которых содержится несколько соединенных между собой бензольных колец).

Газообразные и твердые компоненты нефти растворены в ее жидких составляющих, что и определяет ее агрегатное состояние.

Нефть — это черная, а иногда темно-коричневая или бурая густая маслянистая (по-английски нефть так и называется oil — масло) жидкость со своеобразным запахом. Нефть нерастворима в воде. Плотность у нее меньше» чем у воды, поэтому, попадая в воду, нефть растекается по поверхности, препятствуя растворению кислорода и других компонентов воздуха в воде. Поэтому в случае аварий перевозящих нефть судов (танкеров) разливы нефти вызывают гибель микроорганизмов и других водных обитателей, приводя к экологическим катастрофам (рис. 27).

Существуют бактерии, способные использовать компоненты нефти в качестве пищи, преобразуя ее в безвредные продукты жизнедеятельности. Применение таких культур бактерий является наиболее экологически безопасным и перспективным путем борьбы с загрязнениями окружающей среды нефтью в процессе ее добычи, транспортировки и переработки.

Представляя собой смесь различных веществ, нефть не имеет постоянной температуры кипения. Каждый ее компонент сохраняет в смеси свои индивидуальные свойства, что и позволяет разделить смесь на составляющие. Для этого нефть очищают от механических примесей, серосодержащих органических соединений и подвергают фракционной перегонке, или ректификации.

Фракционную перегонку осуществляют на нефтеперегонных заводах в специальных установках — ректификационных колоннах (рис. 28), в которых повторяются циклы испарения и конденсации жидких веществ, содержащихся в нефти.

Схема установки (ректификационной колонны) для непрерывной перегонки нефти и области применения нефтепродуктов

В ректификационную колонну поступает очищенная нефть, нагретая в трубчатой печи до температуры 320— 350 °С.

Ректификационная колонна имеет горизонтальные перегородки с отверстиями — тарелки (рис. 29), на которых происходит конденсация фракций нефти.

На высоких тарелках скапливаются более легкокипящие фракции, на нижних — высококипящие. В таком промышленном процессе нефть разделяют на следующие фракции:

ректификационные газы — смесь низкомолекулярных углеводородов, преимущественно пропана и бутана (tкип < 40 °С); газолиновую фракцию (бензин) — углеводороды состава от С5Н12 до С11Н24 (tкип = 40—200 °С); при более тонком разделении этой фракции получают газолин (петролейный эфир, tкип = 40—70 °С) и бензин = = 70—120 °С); лигроиновую фракцию — углеводороды состава от С8Н18 до С14Н30 (tкип = 150-250 °С); керосиновую фракцию (керосин) — углеводороды состава от С12Н26 до С18Н38 (tкип = 180—300 °С); дизельное топливо — углеводороды состава от C13H28 до C19H36 (tкип = 200—360 °С).

Остаток перегонки нефти — мазут содержит углеводороды состава от С15Н32 до С50Н102. Перегонкой при пониженном давлении из мазута получают соляровое масло (С18Н38—С25Н52), смазочные масла (С28Н58—С38Н78), вазелин и парафин — легкоплавкие смеси твердых углеводородов. Твердый остаток перегонки мазута — гудрон и продукты его переработки — битум и асфальт используют для изготовления дорожных покрытий.

Наиболее ценная фракция перегонки нефти — это бензин, который применяется главным образом как топливо для автомобильных и авиационных двигателей внутреннего сгорания. Однако в процессе ректификации его выход составляет не более 18—20% от массы сырой нефти. Значительно больше получается лигроиновой и керосиновой фракций, в которых содержатся углеводороды, имеющие в среднем в два раза более длинную углеродную цепь, чем в бензине.

Возможно ли из керосина получить бензин? Для этого необходимо разорвать длинные молекулы углеводородов пополам. Способ осуществления такого химического превращения предложил в 1891 г. русский инженер В. Г. Шухов. При нагревании углеводородов керосиновой фракции до температуры 500—600 °С молекула ал-кана разрывается примерно пополам, образуя два углеводорода с более короткой углеродной цепочкой, например:

Один из продуктов реакции — октан — это углеводород бензиновой фракции.

Второму продукту реакции расщепления до состояния насыщенности не хватает двух атомов водорода. Следовательно, октен относится к непредельным углеводородам.

Описанный процесс с конца XIX в. стал широко внедряться в промышленность и получил очень точное название — крекинг (от англ. crack — расщеплять).

Крекинг, проведенный в присутствии катализаторов, называют каталитическим. Он приводит к получению бензина высокого качества.

Качество бензина определяется его детонационной устойчивостью, т. е. способностью выдерживать при высоких температурах сильное сжатие в цилиндре двигателя без самопроизвольного возгорания.

В двигателях внутреннего сгорания воспламенение горючего происходит от запальной свечи, дающей искру в момент наибольшего сжатия поршнем смеси газов (рис. 30). Однако при сжатии смеси паров бензина и воздуха углеводороды нормального строения образуют вещества, вызывающие преждевременное воспламенение, что приводит к быстрому износу двигателя. Это явление называют детонацией.

Способность предельных углеводородов к детонации зависит от строения алкана. Так, углеводороды разветвленного и циклического строения способны выдерживать более высокую степень сжатия по сравнению с линейными молекулами.

Количественным показателем качества бензина является его октановое число. За начало отсчета в октановой шкале принята детонационная устойчивость гептана нормального строения (октановое число 0), а за 100 — октановое число изооктана. Октановое число бензина, например АИ-92, показывает, что данное горючее имеет такую же детонационную устойчивость, как смесь 92% изооктана и 8% м-гептана.

В результате каталитического крекинга получают бензин с более высоким значением октанового числа, поскольку наряду с процессами крекинга протекают также процессы изомеризации алканов, например:

Для повышения октанового числа используют также процесс риформинга низкосортных сортов бензина, который подвергают нагреванию в присутствии катализаторов, например платины. При этом углеводороды линейного строения не только изомеризуются, но также превращаются в циклические и ароматические, что и приводит к повышению октанового числа.

В отличие от двигателя внутреннего сгорания, в дизельных двигателях отсутствует свеча зажигания, так как смесь дизельного топлива с воздухом воспламеняется только в результате сжатия. Поэтому дизельные двигатели должны быть хорошо отрегулированы, чтобы поли-ароматические углеводороды, входящие в состав топлива, успевали полностью сгореть.

Нефть. Фракционная перегонка, или ректификация. Ректификационные газы, газолиновая фракция (бензин), лигроиновая фракция, керосиновая фракция, дизельное топливо, мазут. Продукты перегонки нефти. Крекинг и рнформинг. Детонационная устойчивость, октановое число. Назовите важнейшие месторождения нефти в Российской Федерации, используя карты из географического атласа. Как мировые цены на нефть влияют на бюджет нашей страны? Предложите свои варианты уменьшения зависимости экономики России от колебаний мировых цен на нефть. Как утечки нефти при ее добыче и транспортировке влияют на состояние окружающей среды? Приведите примеры последних сообщений из средств массовой информации о катастрофах, связанных с разливами нефти. Каков состав нефти? Какие физические свойства компонентов нефти лежат в основе ее перегонки? Что такое бензины; октановое число? Как его повышают? Назовите по международной номенклатуре изооктан

Запишите уравнения реакций крекинга эйкозана С20Н42 до углеводородов бензиновой фракции. Как связана ваша будущая профессия (например, экономист, юрист, эколог, геолог, инженер) с добычей и переработкой углеводородного сырья? Как связана повседневная жизнь человека с добычей и переработкой углеводородного сырья и мировыми ценами на нефть?

Http://tepka. ru/himiya_10/8.html

Нефть – природная маслянистая горючая жидкость со специфическим запахом, состоящая в основном из сложной смеси углеводородов различной молекулярной массы и некоторых других химических соединений.

Цель переработки нефти – производство нефтепродуктов, прежде всего различных видов топлива и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой её физическое разделение на фракции. (процес называется дистиляция нефти) При первичном переработки нефти получается следующие фракции:

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив ( то есть увеличивается количества бензина ).

Углубляющие: каталический крекинг, термический крекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг. Облагораживающие: риформинг, гидроочиствка, изомеризация и т. д.

Из переработки нефти получают мазут и бензин, разнообразные виды смазок, масла, растворители и охлаждающие жидкости. Строительные материалы в большом количестве, в частности битум, синтезируется из нефти. Современная, сегодняшняя промышленность автомобилей также полностью зависит от переработки нефти, а в частности от нефтепродуктов. И неудивительно, ведь пластмассовые детали, которые находятся внутри салона; колеса, которые изготовлены из резины; краска, которой покрыт кузов – это все нефтепродукты. И даже асфальтовое покрытие, по которому колесят автомобили – то же звено, из той же цепочки!

В наше время из переработки нефти получают вещества, которые нашли свое применение в медицине, промышленности, сельском хозяйстве. На самом деле невозможно найти область, где материалу этому не нашли бы применения.

Http://znanija. com/task/24918465

НПП «Экоэнергомаш» предлагает специальное высокоэффективное теплообменное оборудование для использования в системах:

утилизации сбросной теплоты, теплоснабжения, холодоснабжения водоподготовки, переработки сточных вод,

Рациональное использование вторичных энергетических ресурсов (сбросного тепла) энергоемких промышленных предприятий химического и нефтехимического комплекса. Данная отрасль потребляет около 20 % энергоресурсов от всех промышленных отраслей страны. При этом полезный расход энергии составляет лишь 15-20 %, а остальные 80-85 % сбрасываются в окружающую среду, вызывая так называемое тепловое загрязнение окружающей среды. Например, современный нефтеперерабатывающий завод мощностью 12 млн. тонн сернистой нефти в год потребляет тепло в количестве примерно 1,35 млн. Гкал/год, и сбрасывает в окружающую среду 1-1,1 млн. Гкал/год тепла преимущественно низкого потенциала (менее 150ºС). Поэтому одним из перспективных направлений экономии энергоресурсов и защиты окружающей среды является рациональное использование вторичных энергетических ресурсов (сбросного тепла) промышленных предприятий.

На цели отопления, горячего водоснабжения предприятия и прилегающего жилищного комплекса, на нагрев различных технологических сред с использованием специального теплоутилизационного оборудования (установок мгновенного вскипания для утилизации загрязненных жидких высокоминерализованных сред, теплообменников с промежуточным теплоносителем, циклонно – пенных аппаратов, другого специального теплоутилизационного оборудования). Отечественный опыт показывает, что себестоимость производимого тепла таким способом в 5-10 раз ниже стоимости тепла, производимого традиционным способом, а срок окупаемости капитальных вложений не превышает 0,5-1 года. Выработка холода на технологические цели с использованием абсорбционных холодильных машин. Экономия электроэнергии по сравнению с парокомпрессионными электроприводными машинами составляет 200-250 кВт. ч на 1000 кВт. ч производимого холода. Данные машины являются экологически чистым оборудованием, в них отсутствуют хладоны (аммиак, хлорфторсодержащие углеводороды). Получение обессоленной воды и переработка сточных вод на базе дистилляционных установок мгновенного вскипания вместо химического обессоливания. Аппараты мгновенного вскипания для термического обессоливания воды в системах промышленной водоподготовки, охлаждения и утилизации теплоты горячих, сильнозагрязненных, коррозионноактивных сточных вод и технологических растворов. Себестоимость продукции по сравнению с аналогами снижается на 30-40 %, в 5-10 раз снижается объём сточных вод. Тригенерационные установки для выработки электроэнергии, тепла и холода с использованием абсорбционных холодильных машин. Себестоимость вырабатываемого холода при этом по сравнению с парокомпрессионными электроприводными машинами снижается в 2-3 раза. Водогрейные вакуумные котлы с промежуточным теплоносителем мощностью 600-2000 кВт на газовом и жидком топливе, для отопления и горячего водоснабжения на газовом топливе, защищенные от накипеобразования на котельных поверхностях. Не требуют специальной подготовки нагреваемой воды, пригодны для открытых систем отопления и горячего водоснабжения. КПД не менее 92 %. Срок службы – не менее 25 лет. Высокоэффективные водонагреватели (бойлеры) с паровым, водяным, обогревом кожухотрубчатого типа с трубами специального профиля для систем отопления и горячего водоснабжения, с интенсифицированным теплообменом и пониженным накипеобразованием. Экономия цветных металлов (латуни) – 25-30%. Время между чистками увеличивается в 5-10 раз. Тепловые насосы различных типов для горячего водоснабжения и отопления. Экономия топлива по сравнению с котлом составляет 40-55 %, а себестоимость производимого тепла снижается на 25-30 %. Тепло-массообменные циклонно-пенные аппараты для газоочистки, нагрева и охлаждения газов и жидкостей, утилизации сбросной теплоты.

Http://www. eemkzn. ru/articles/article14-spetsialnoe-energosberegayuschee-teploobmennoe-oborudovanie

Перечень разработок технологий и оборудования для получения обессоленной воды, переработки сточных вод, охлаждения и утилизации теплоты высокоминерализованных жидкостей, упаривания различных технологических жидкостей и др.

Установка мгновенного вскипания для охлаждения надсмольной воды Алтайского (г. Заринск) коксохимического завода (II очередь). 2004г. Установка мгновенного вскипания для упаривания щелочи Новосибирского завода химконцентратов.2002г. Холодильники закалочной воды для этиленовой установки Э-100 ОАО «Казаньоргсинтез». 2006г. Установка для упаривания концентрата обратного осмоса производительностью 1,0 т/час. ОАО «ЗСМК» г. Новокузнецк. 2007г. Установка для выпаривания засоленных стоков – концентрата обратноосмотической установки в комплексе очистных сооружений производительностью 1,0 т/час. ООО «Северстальавто-Елабуга» 2007г. Установка для термического обессоливания сточных вод первичной переработки нефти производительностью 7,0 т/час по исходной воде. Беларусь.2007г. Установка для выпаривания засоленных стоков гальванического производства производительностью по исходным стокам 10,0 т/час РУП «Белорусский металлургический завод», г. Жлобино. 2007г. Установка для упаривания послеспиртовой барды производительностью 15 т/ч. ООО Завод топливного биоэтанола «Миранда», г. Владикавказ Установка для упаривания солевого концентрата обратного осмоса производительностью до 2 т/ч. 2007 г. ОАО «Полоцк-Стекловолокно», Беларусь Установки для упаривания концентрата отработанных смазочно-охлаждающих жидкостей после обратноосмотической установки. ОАО «Челябинский трубопрокатный завод» 2008г. Установка для переработки мазута 2008г. Выпарная установка для получения концентрированного раствора семиводного сульфата магния. ЗАО «ТехМаш»,2008г. Установки для упаривания солевого концентрата обратного осмоса производительностью 6,4 м3/ч по концентрату, ОАО «Энергетик-ПМ2», г. Пермь. 2009г. Термодистилляционное и кристаллизационное оборудование для опытно-промышленной установки по комплексной безотходной переработке морской воды и рассолов. г. Дубай, ОАЭ 2009г. Установки мгновенного вскипания охлаждения пульпы автоклавирования ООО «Амурский гидрометаллургический комбинат», г. Амурск, Хабаровский край 2009г.

Теплонасосная установка на газовом топливе, тепловой мощностью 4000 кВт, для теплоснабжения комбината.

Производство полиэтилена, холодильная машина АБХМ – 3000П, мощностью 3000 кВт.

Производство хрома, холодильная станция мощностью 3500 кВт, для охлаждения технологического оборудования.

Холодильные машины – АБХМ – 1500П с паровым обогревом – две машины.

Административное здание, холодильная машина – тепловой насос АБХМ – 100Т на газовом топливе,

Мощностью по холоду 100 кВт, по теплу 240 кВт, для кондиционирования и горячего водоснабжения.

Производство перекиси водорода. Холодильная машина АБХМ – 600П с паровым обогревом,

Производство ДФП, холодильная станция мощностью 5000 кВт, для охлаждения технологического оборудования.

Холодильные машины – АБХМ-1500П и АБХМ2-1500П с паровым обогревом – три машины.

Холодильная установка мощностью 650 кВт на сбросном тепле для охлаждения технологического оборудования.

Установка мгновенного вскипания для охлаждения надсмольной воды производительностью 100 м 3 /ч.

«РУП» Белорусский металлургический завод», г. Жлобино, республика Беларусь.

Установка для выпаривания гальванических стоков производительностью 10 м 3 /ч.

Разработаны и запущены в серийное производство 3 типа вакуумных водогрейных котлов мощностью 600 кВт, 1200 кВт, 2000кВт.

НЗХК, г. Новосибирск. Установка мгновенного вскипания для упаривания щелочи.

Холодильная машина мощностью 1000 кВт с пленочным генератором АБХМ-1000ВН, для охлаждения сельхозпродукции.

Западно-Сибирский металлургический комбинат, г. Новокузнецк, производительность 1 м 3 /ч.

Вакуум-выпарная установка с кристаллизатором для получения солевой суспензии из сточных вод.

Вакуум-выпарная установка для концентрирования сточных вод гальванического производства металлургического завода, 7 м 3 /ч.

Установка для упаривания фугата послеспиртовой барды производительностью 15 м 3 /ч.

Холодильная установка АБХМ-3000П для охлаждения технологического оборудования.

Http://www. itp. nsc. ru/Laboratory/SET/Set. htm

В ходе переработки нефти на различных этапах получается легкая фракция в виде углеводородного газа, в котором могут присутствовать этан, пропан, бутан, метан, водород и др. Доля таких летучих фракций в исходном сырье может достигать 20 %. Состав этого газа зависит от применяемой технологии и может меняться во времени. Несмотря на его специфические особенности, этот газ можно использовать в качестве топлива для энергетических установок. Создание подобных установок собственной генерации электроэнергии позволит повысить надёжность электроснабжения предприятия, снизить расходы на электроэнергию, покупаемую у сетевой компании. В случае создания когенерационных комплексов с выработкой пара и/или холода на технологические нужды возможно заметное повышение эффективности основного технологического процесса и, как следствие, снижение себестоимости продукции. Далее рассматриваются несколько технических решений создания подобных установок, в том числе с применением, получающей всё большее распространение, ОЦР-технологии (Органический Цикл Ренкина).

Один из вариантов применения технологического газа – это его непосредственное сжигание в термомасляном котле, чтобы в дальнейшем выработать электроэнергию в ОЦР-установке. Использование такого топливного газа в традиционной, паротурбинной технологии, в паровых котлах, вызывает определённые сложности из-за его нестабильного состава. Термомасляный котёл работает стабильно, в нём нет процесса парообразования, по простоте конструкции он похож на водогрейный котёл, только термостойкое масло, циркулирующее в нём, нагревается не до 90 °С, а до 300…320 °С. Кроме того, нагрев и охлаждение термического масла процесс достаточно инерционный. Это позволит обеспечить постоянство вырабатываемой энергии при частом изменении состава топливного газа (а значит и его калорийности). Нагретое термомасло передаёт тепло низкокипящему рабочему телу, которое работает по органическому циклу Ренкина и по аналогии с паротурбинным циклом вращает турбину, на валу которой генератор вырабатывает электроэнергию.

Пробы брались в разное время с интервалами в несколько дней. Средняя калорийность топлива принимается равной 5848 ккал/м3 Для расчёта принимается расход топливного газа – 500 т/день. Для заданных параметров, сжигая такой газ в термомасляных котлах, можно получить 33 МВт тепловой мощности, из которой в ОЦР-установке можно получить 8 МВт полезной электрической мощности.

Схема электростанции представлена на рисунке ниже. Для отвода тепла из цикла предлагается использовать воздушный конденсатор-охладитель. Это позволит полностью отказаться от применения воды, которой понадобилось бы значительное количество для паротурбинной технологии.

На рисунке ниже показан пример подобного термомасляного котла. В основном всё оборудование размещается на открытом воздухе, только турбина с насосами размещается в легковозводимом здании для удобства обслуживания. Электро-оборудование и автоматика размещаются в двух стандартных сорокафутовых контейнерах. Значительную площадь занимает воздушный конденсатор-охладитель – требуется отвести около 25 МВт тепла. Для случая, если требуется тепло на технологию в виде пара или горячей воды, то конденсатор будет небольших габаритов. При этом будет более высоким коэффициент использования топлива, а срок окупаемости проекта небольшим. ОЦР-технология позволяет получить после турбины горячую воду (от 105 °С), или даже пар не очень высоких параметров. При этом электрическая мощность немного снизится. Вырабатываемый пар или горячую воду можно подать в абсорбционную холодильную машину (АБХМ) и на выходе из неё получить холод в виде холодной воды с температурой 5…7 °С (имеются АБХМ, дающие холод -5 °С). Улучшение охлаждения в технологическом процессе нефтепереработки позволит повысить его эффективность. Подобный проект был реализован компанией Turboden на УППН-0501 «Оса» ЦДНГ № 5 ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» (недалеко от гор. Оса Пермского края). Установка сжигает попутный нефтяной газ и вырабатывает 1,8 МВт электричества и 10 МВт тепла в виде горячей воды.

Другой вариант создания собственной электростанции – применение газотурбинных установок. Компания «Авиадвигатель» имеет богатый опыт реализации проектов с использованием попутного нефтяного газа в своих газотурбинных установках (см. http://www. avid. ru, топливо – попутный нефтяной газ). Это могут быть установки «Урал-4000» или «Урал-6000» соответственно мощностью 4 и 6 МВт. На фото ниже – Электростанция Собственных Нужд Ильичёвского МНГ ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», работающая на газе, близком по составу к вышеупомянутому.

На данном объекте агрегаты «Урал-4000» работают в простом цикле, без утилизации. Чтобы повысить КПД электростанции и не выбрасывать тепло в атмосферу можно добавить утилизационный комплекс на базе ОЦР-технологии. Если такой комплекс установить за установкой «Урал-4000», мощность которой равна 4,13 МВт с КПД=23,3 %, то мощность ОЦР-установки составит 1,4 МВт. Общая мощность электростанции получится 5,53 МВт и КПД=30,7 % Компания Turboden предлагает одноконтурную ОЦР-установку (нет термомасляного контура) на негорючем рабочем веществе. Установка «Урал-4000» поставляется в контейнере максимальной заводской готовности, также о ОЦР-установка. Соответственно нет зданий что сокращает сроки и упрощает строительство. Схема электростанции на базе ГТЭС «Урал-4000/6000» с утилизацией показана на рисунке ниже.

В случае, если требуется пар или горячая вода, то на выхлопе ГТУ можно установить паровой или водогрейный утилизационный котёл. При утилизации тепла в водогрейном котле и снижении температуры выхлопных газов до 110 °С можно получить до 8,4 Гкал/ч тепла в виде горячей воды 90 °С. Для данного варианта нужно принимать в расчёт, что колебания состава газа могут повлиять на стабильность в выработке мощности. Возможность работы ГТУ на конкретном составе газа необходимо согласовывать с производителем – «ОДК-Авиадвигатель».

3. Использование тепла уходящих газов технологического оборудования

В некоторых случаях для нагрева сырья в технологических установках углеводо-родный газ сжигается в горелочных устройствах эти установок. Выбрасываемые отработанные горячие газы могут иметь достаточно высокую температуру. Например, выхлопные газы после печей установки каталитического риформинга имеют температуру 360…380 °С. Если в выхлопном тракте установить утилизационный котёл ОЦР-установки, то можно получить свою недорогую электроэнергию, без расхода топлива. Рассмотрим следующий конкретный пример. В печи каталитического риформинга сжигается топливный газ следующего состава:

Расход указанного топливного газа составляет 90 тонн/сутки. Температура дымовых газов – 380 °С. Для указанного состава и расхода топлива расчётное значение расхода дымовых газов составит Gдг = 24,8 кг/с. Количество тепла, которое можно получить в утилизационном котле при охлаждении газов до 150°С составит Q= Gдг∙Cp∙(tвх-tвых)=24,8∙1,08∙(380-150)=6160 кВт. При этом полезная электрическая мощность ОЦР-установки составит 1,25 МВт

Специалисты нашей компании «Малая и Альтернативная энергетика» в случае заинтересованности готовы предложить оптимальное решение для создания комплексов собственной генерации на вашем предприятии.

Http://maenerg. ru/npz. html

1 НТП «Трубопровод» ЗАО «ИПН» Энергосбережение на нефтеперерабатывающих заводах России Утилизация тепла на технологических установках по переработке нефти

2 Цели реконструкции НПЗ в России: Углубление переработки нефти Организация производства экологически чистых топлив Увеличение производства моторных топлив – автобензинов, дизельного топлива, реактивных топлив Многократное увеличение расхода различных видов энергии, в том числе электрической и тепловой Проблема:

3 Пути обеспечения завода дополнительными объемами энергии: Электрическая энергия Наращивание региональных (или заводских) генерирующих мощностей и энергосетей Реализация организационно – технических мероприятий по снижению энергоёмкости технологических установок и объектов ОЗХ Тепловая энергия Наращивание мощности заводской котельной (паровые, водогрейные котлы) Реализация организационно – технических мероприятий по снижению энергоёмкости технологических процессов и объектов ОЗХ Увеличение степени утилизации невостребованной в настоящее время тепловой энергии (температура потоков от С и выше), образующихся в процессах переработки нефти

4 Основные методы энергосбережения: 1. Новые технологические печи оснащаются узлами предварительного нагрева воздуха и топливного газа, что позволяет повысить КПД до 92% и снизить расход топлива 2. Увеличиваются поверхности рекуперативных теплообменников, оптимизируются схемы тепловых потоков, что позволяет увеличить степень рекуперации тепла в рамках технологической установки, а также позволяет уменьшить расход топлива 3. Широко применяются экономичные источники освещения 4. Значительный вклад в снижение потребления электроэнергии вносят системы частотного регулирования электроприводов насосов, вентиляторов и т. п.

5 «Резерв» тепловой энергии: 1. Потоки нефтепродуктов (и полупродуктов), выводимые из технологических установок в резервуарные парки 2. Потери тепла при охлаждении потоков «острого» орошения, подаваемого в верхнюю часть ректификационных колонн РЕЗЕРВРЕЗЕРВ Как правило, температура потоков – в пределах 80…160 0 С Получение горячей воды (при использовании дополнительных рекуперативных теплообменников) на производственные и бытовые нужды «Развеивание по ветру» посредством воздушных холодильников и водяных градирен Дополнительный расход электроэнергии, воды и других необходимых ресурсов Традиционное использование

6 Традиционная схема потоков тепла на установке атмосферной перегонки нефти ЭЛОУ-АТ: Расход тепла в атмосферу Расход электроэнергии на привод циркуляционных насосов и вентиляторов Потери свежей воды В теплообменниках Т-1, 2, 3 осуществляется рекуперация тепла путём последовательного нагрева нефти потоками керосина, дизельного топлива и мазута. Окончательное охлаждение потоков керосина, дизтоплива (до 40…50 0 С) и мазута (до 60…95 0 С) осуществляется посредством воздушных холодильников АВО-3, АВО-4, АВО-5. Разница температур потоков (вход/выход АВО) составляет до С Пары бензина выводятся из верхней части колонн К-1 и К-2 (а также С 3 –С 4 углеводороды) с Т=120…160 0 С, охлаждаются в воздушных холодильниках АВО-1, 2; затем доохлаждаются до Т=30…45 0 С в водяных холодильниках. Оборотная вода охлаждается в градирне, где теряется не только тепло, но и вода (до 2% от потока).

7 Типовая принципиальная схема установки ЭЛОУ-АТ Сырая нефть Дизельная фракция Мазут Н-1 Т-1 Т-2 Э-1 Т-3 К-1 Н-2 Н-3 АВО-1 ВХ-1 Охлаждающая вода Е-1 АВО-2 ВХ-2 Охлаждающая вода Вода на очистку Е-2 К-2 К-3/1 К-3/2 П-1 Т-1 Т-2 Т-3 АВО-3 АВО-4 АВО-5 Н-4 Топливный газ Прямогонный бензин ТС-1 Градирня Вода на подпитку Охлаждённая вода Заиленная вода на очистку Нагретая вода потери Э-1 – электродегидратор нефти П-1 – печь К-1 – отбензинивающая колонна Н-1, 2, 3, 4 – насосы К-2 – основная ректификационная колонна К-3/1 – отпарная колонна керосиновой фракции К-3/2 – отпарная колонна дизельной фракции Е-1 – рефлюксная емкость К-1 Е-2 – рефлюксная емкость К-2 Т-1 – теплообменник нефть/керосин Т-2 – теплообменник нефть/дизтопливо Т-3 – теплообменник нефть/мазут АВО-1 – аппарат воздушного охлаждения бензиновых фракций из К-1 ВХ-1 – водяной холодильник бензиновых фракций из К-1 АВО-2 – аппарат воздушного охлаждения бензиновых фракций из К-2 ВХ-2 – водяной холодильник бензиновых фракций из К-2 АВО-3 – аппарат воздушного охлаждения керосиновых фракций АВО-4 – аппарат воздушного охлаждения дизельных фракций АВО-5 – аппарат воздушного охлаждения мазута потери

8 Альтернативный вариант теплообмена: «Бесхозное» тепло нефтеперерабатывающих установок может быть конвертировано в электрическую энергию. Нормальный бутан в жидком состоянии насосом Н-5 прокачивается через теплообменники-испарители ТИ-1, 2, затем образовавшиеся пары перегреваются в ТИ-3 и направляются в турбодетандер ТД, который вращает генератор ЭГ, производящий электрическую энергию. Отработанные пары бутана при пониженном давлении и температуре доохлаждаются сначала в АВО-6, а затем в Т-4 происходит их конденсация потоком холодной нефти. Уменьшение негативного воздействия на окружающую среду Выработка дополнительной электрической энергии Экономия воды

9 Принципиальная схема установки ЭЛОУ-АТ с генерацией электроэнергии Сырая нефть Н-1 Т-4 Т-1 Т-2 Э – 1 К-1 Н-2 Е-1 Вода на очистку Н-3 Дизельная фракция Мазут Вода на очистку Е-2 К-2 ТС-1 П-1 Прямогонный бензин Топливный газ ТИ-1 ТИ-2 ТИ-3 Т-3 Т-2 Т-1 АВО-5 АВО-4 АВО-3 К – 3/2 К-3/1 Н-4 Т-3 Н-5 ГЭ АВО-6 Е-1 – емкость-сборник н-бутана Н-5 – насос подачи жидкого н-бутана ТИ-1, 2, 3 – теплообменники-испарители ТД – турбодетандер ЭГ – генератор электроэнергии АВО-6 – аппарат воздушного охлаждения н-бутана ТД Е-1

10 Схема теплообмена для двух установок ЭЛОУ – АТ мощностью по 2,5 млн тонн в год: Традиционная схема Альтернативная схема (для каждой установки) 1. Строительство блока оборотного водоснабжения (БОВ) производительностью по воде 2000 м 3 /час; 2. Использование дорогостоящих реагентов для функционирования БОВ: – ингибитор коррозии и солеотложений – до 15 тонн в год; – биоцид и биодиспергатор – до 7 тонн в год. 1. Приобретение и монтаж ёмкости Е-1 объёмом 10…20 м 3 ; 2. Приобретение и монтаж насоса Н-3 (с резервом) производительностью до 200 м 3 /час; 3. Установка дополнительного теплообменника Т-4; 4. Замена АВО-1 и АВО-2 на теплообменники-испарители ТИ-1 и ТИ-2; 5. Установка АВО-6, ТИ-3, турбодетандера и генератора электроэнергии.

11 Сравнение технико-экономических показателей вариантов схем охлаждения: п/п Наименование показателейСуществующая схема Альтернативный вариант 1.Капиталовложения, млн рублей400,00 2.Потребление электроэнергии, кВт1000– 3.Производство электроэнергии, кВт– Потребление свежей воды, м 3 /часдо 48,0– 5. Необходимая площадь для размещения оборудования, тыс. м 2 4,5 0,4 в рамках технологической установки 6. Затраты на приобретение химических реагентов, млн рублей в год 2,2– 7. Затраты на электроэнергию, млн рублей в год 35,04– 8. Прибыль от реализации электроэнергии, млн рублей в год –70,08

12 Преимущества технологии: 1. В случае реконструкции старых установок при практически одинаковых затратах можно получить дополнительно около 3 МВт электроэнергии, что эквивалентно 105 млн рублей в год. 2. При строительстве новых технологических установок целесообразно максимально заменять традиционное оборудование, обеспечивающее охлаждение готовой продукции, на комплекты оборудования, позволяющие производить электроэнергию из «бросового» тепла. 3. Предложенный способ утилизации тепла также решает проблему образовавшегося в последние годы во многих регионах России дефицита электроэнергии. 4. Предложенный способ генерации электроэнергии также отчасти решает вопросы защиты воздушного бассейна от загрязнений, так как при производстве 3 МВт электроэнергии удается избежать сжигания около 6,5 тыс. тонн углеводородного топлива в год, а также уменьшить выплаты за загрязнение воздуха. 5. Предлагаемая технология позволяет экономить около 200…300 тыс. м 3 воды в год, а также снизить нагрузку на заводские очистные сооружения для очистки заиленной воды с градирни. 6. Экономический эффект при внедрении новой системы теплообмена с генерацией электроэнергии на двух установках ЭЛОУ-АТ общей мощностью 5 млн тонн перерабатываемой нефти в год может достигать 150 млн рублей ежегодно.

13 Специалисты ЗАО «ИПН» готовы выполнить: 1.Предпроектную проработку модернизации системы охлаждения товарных нефтепродуктов для конкретных условий Заказчика с определением планируемых технико-экономических показателей и сравнением с традиционным подходом. 2.Проектную и рабочую документацию системы охлаждения товарных нефтепродуктов с прохождением Государственной экспертизы. 3.Заказ оборудования. 4.Авторский надзор за строительством.

14 Адрес: , Москва, ул. Плеханова, 7 стр. 1 Тел. (495) Тел/факс (495) Зам. генерального директора по развитию Г. С. Яицких Контакты: Спасибо за внимание!

Http://www. myshared. ru/slide/741999

Повышение энергоэффективности и экономия энергоресурсов – государственная стратегическая задача, поддержанная на законодательном уровне. В 2009 г. вступил в силу Федеральный закон 261 «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской федерации». В развитие данного закона были приняты ряд законодательных актов и программ, включая государственную программу «Энергоэффективность и развитие энергетики», целью которой является надежное обеспечение страны топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР); повышение эффективности использования ТЭР; снижение антропогенного воздействия ТЭК на окружающую среду.

В нефтеперерабатывающей промышленности (первичная переработка, гидрокрекинг, термический крекинг, каталитический крекинг, каталитический риформинг, производство масел, коксование тяжелых нефтяных остатков, производство катализаторов и др.) экономия первичной энергии и снижение выбросов парниковых газов предполагается за счет вывода из эксплуатации старого оборудования и ввода новых мощностей, соответствующих по удельным расходам лучшей мировой практике; модернизации действующих мощностей с повышением индекса энергетической эффективности в нефтеперерабатывающей промышленности до 54% к 2015 г. и до 56% к 2020 г.

В частности, задачей подпрограммы «Развитие нефтяной отрасли» являются:

повышение глубины переработки нефти; увеличение выпуска топлива, соответствующего техническим регламентам; повышение эффективности рационального использования попутного нефтяного газа;

Одним из запланированных результатов реализации мероприятий программы является снижение энергоемкости ВВП РФ на 9,54% к 2020 г. (по отношению к уровню 2007 г.), а также увеличение глубины переработки нефти до 85% к 2020 г.

Основным инструментом государственной поддержки проектов по энергосбережению и повышению энергетической эффективности на энергоемких промышленных производствах является предоставление налоговых льгот и государственных гарантий по кредитам на реализацию этих проектов.

В июле 2011 г. было подписано соглашение между 11 крупнейшими нефтегазовыми компаниями и правительством РФ о модернизации нефтеперерабатывающего комплекса России до 2020 г., в результате которой все произведенное на НПЗ топливо должно соответствовать стандарту Евро-5, а глубина переработки увеличена с существующих 72 до 85% и более.

Эти планы могут быть эффективно реализованы за счет применения в различных технологических процессах теплоиспользующих абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машин (АБХМ) и тепловых насосов (АБТН), производства компании Тhermax – мирового лидера в области абсорбционных холодильных технологий.

Компания Тhermax – это международная корпорация с офисами в 19 странах мира. В собственности компании находятся заводы в Германии, США, Дании, Индии и Китае. В России комплексные решения на базе оборудования Thermax представляет официальный дистрибутор – инжиниринговая компания ООО «Энергия холода».

Абсорбционные холодильные машины утилизируют теплоту для производства холода (как правило, для производства охлажденной воды температурой до 5°С и выше), а тепловые насосы – для производства теплоты более высокого потенциала (горячая вода или пар).

При этом осуществляется один и тот же термодинамический цикл, но в разных температурных диапазонах.

Принципиальное отличие абсорбционного холодильного оборудования от различных рекуперативных теплообменников – это возможность охлаждения потоков теплоносителя ниже температуры окружающей среды или нагрев теплоносителя на 30…50°С выше температуры источника низкопотенциальной теплоты, при этом экономия энергоресурсов составляет от 40 до 50%.

Важнейшее преимущество абсорбционных холодильных машин и тепловых насосов – возможность их использования в качестве теплоутилизаторов, поэтому стоимость «производства абсорбционного холода» минимальна.

Электроэнергию АБХМ и АБТМ потребляют в незначительном количестве – порядка нескольких киловатт при холодильной мощности, исчисляемой в мегаваттах.

Охлаждение (нагрев) теплоносителя могут быть осуществлены как за счет утилизации бросовой теплоты в виде: пара, выхлопных газов, горячей воды, так и за счет непосредственного сжигания газообразного и жидкого топлива. На рис. 1–4 представлены типы абсорбционных холодильных машин производства Thermax.

Рис 1. АБХМ Thermax на горячей воде используются для комфортного и промышленного холодоснабжения. Обычно они используются там, где имеется источник горячей воды (котельная или горячая вода от технологических процессов). Мощность – 35…7 000 кВт. Температура греющей воды – 75…200°С, холодной воды – минимум 0°С

Кроме того, выпускаются комбинированные АБХМ, работающие на нескольких источниках теплоты.

Рис. 2. АБХМ Thermax на сжигании топлива (газ, дизельное топливо и др.). Оснащаются горелками, которые могут работать на различных видах топлива. Могут производить только холодную (летом), только горячую (зимой)

На горячей воде отличаются более высокой энергетической эффективностью. Мощность – 70…5 350 кВт. Температура холодной воды – минимум 0°С

Применение АБХМ в системах охлаждения технологического оборудования позволяет стабилизировать температуру процессов на более низком температурном уровне, чем тот, который может обеспечить оборотная система охлаждения (например, на базе открытых испарительных или закрытых градирен) вне зависимости от температуры окружающей среды.

Рис. 3. АБХМ Thermax на выхлопных газах. Идеально подходят для объектов с газотурбинными установками, позволяют для выработки холода утилизировать теплоту выхлопные газов газовых турбин, когенерационных установок, генераторов. Мощность – 180…7 000 кВт.

На нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях нашей страны имеются различные технологические участки по переработке углеводородного сырья, в которых выделяются легкие фракции углеводородов. Производственная задача состоит в том, чтобы полностью сконденсировать пары легких фракций углеводородов и обеспечить их охлаждение до заданной регламентом температуры в диапазоне 32…40°С. Успешно решить эту задачу путем использования стандартного теплообменного оборудования зачастую оказывается затруднительным (особенно в летнее время). Это связано, в первую очередь, с тем, что для охлаждения легких фракций углеводородов используют оборотную воду, которая в летние сезоны имеет начальную температуру на входе в теплообменники на уровне 25…30°С, а на выходе 35…45°С. Без применения искусственного холода охладить углеводородные продукты до требуемой температуры (32…40°С) практически невозможно. С учетом того, что на подобных предприятиях имеется достаточное количество бросовой теплоты (как правило, в виде пара или горячей воды) применение абсорбционных холодильных машин оказывается безальтернативным вариантом решения проблемы.

Рис. 4. АБХМ Thermax на паре. Применимы, например,

При наличии паровых котлов. Актуальны для технологических процессов, в которых используется или попутно производится пар. Мощность – 175…12 300 кВт.

Температура холодной воды – минимум 0°С. Давление пара – 0,06…0,4 МПа для одноступенчатых и 0,4…1 МПа для двухступенчатых АБХМ

Конкретные примеры: абсорбционно-стабилизационный аппарат играет ключевую роль при производстве таких продуктов, как высокооктановый бензин, сжиженный газ, получаемый путем каталитического крекинга.

Утилизация низкотемпературной побочной теплоты от каталитических установок с дальнейшим использованием для производства холода в АБХM, понижение температуры абсорбирующих агентов, улучшение рабочих параметров абсорбционной колонны – это путь снижения энергопотребления установок, минимизации потерь и увеличения рентабельности.

В технологии производства азотных удобрений синтез аммиака и мочевины является экзотермической реакцией, при которой выделяется много бросовой теплоты.

С другой стороны, используется много низкотемпературной охлаждающей воды в процессе сепарации аммиака, охлаждения пропенилового эфира и в других процессах. Низкотемпературную охлаждающую воду можно вырабатывать с использованием бросовой теплоты с помощью АБХМ. Таким образом, удовлетворяются технологические потребности производства, повышается производительность предприятия, снижается потребление электроэнергии холодильными машинами (компрессионные холодильные машины для аммиака), т. е. осуществляется энергосбережение и снижение потребления в индустрии производства удобрений.

Рис. 5. Схема тригенерационного комплекса на базе комбинированных абсорбционных холодильных машин Termax

Другая проблема, с которой сталкиваются предприятия по производству удобрений, – это охлаждение конечного гранулированного продукта (в частности азотно-фосфорных удобрений), его хранение в среде с относительно низкой влажностью. Это – задача кондиционирования воздуха, которая также может быть эффективно решена за счет применения АБХМ.

Еще один пример использования абсорбционных технологий на химических предприятиях: ОАО «ПОЛИЭФ» – ведущий в России завод по выпуску терефталевой кислоты (ТФК) и один из крупнейших по выпуску полиэтилентерефталата (ПЭТФ). Продукция завода является сырьем для полимерной упаковки, в том числе для газированной воды, молочных продуктов, соков, медицинских препаратов, бытовой химии и т. п. АБХМ в данном проекте работает за счет утилизации бросового пара, возникающего в технологическом процессе.

Компанией Thermax накоплен опыт реализации проектов и в других областях нефтехимии и нефтепереработки, таких, как:

очистка сточных вод; охлаждение в процессах дегазации; процессы жидкофазной каталитической конверсии (регенерация пропилена); установки вакуумной перегонки; аппараты абсорбции моноэтиленгликоля; установки, использующие отработанный пар процесса регенерации серы для кондиционирования офисных зданий.

Несмотря на широкое использование абсорбционных холодильных машин на химических предприятиях в различных технологических процессах, наибольшее распространение АБХМ получили в системах технологического и комфортного кондиционирования воздуха. При этом наибольшая эффективность применения проявляется в системах собственной генерации энергоресурсов, т. е. в тригенерационных комплексах. В этом случае «холод» помимо производимой электрической и тепловой энергии является третьим энергетическим ресурсом, получаемым за счет утилизации теплоты электрогенерирующих установок. Низкий КПД современных электрогенерирующих установок позволяет в избытке обеспечивать бросовым теплом абсорбционные холодильные машины в объеме достаточным для выработки холода, необходимого системам холодоснабжения.

На рис. 5. представлен один из вариантов схемы тригенерационного комплекса на базе комбинированных абсорбционных холодильных машин Thermax.

Разнообразие применения абсорбционных холодильных технологий не ограничивается рассмотренными примерами. Там, где существует потребность в охлаждении теплоносителя ниже температуры окружающей среды и имеется ресурс бросовой теплоты, природный газ или жидкое топливо эффективным инженерным решением будет использование абсорбционных холодильных машин.

Если имеется источник низкопотенциальной бросовой теплоты, например система оборотного водоснабжения, возможно осуществить нагрев теплоносителя до температуры 90°С при помощи абсорбционного теплового насоса, сэкономив при этом до 40% энергоресурсов.

Http://chemtech. ru/opyt-primenenija-absorbcionnogo-holodilnogo-oborudovanija-dlja-povyshenija-jenergojeffektivnosti-pri-modernizacii-neftepererabatyvajushhih-i-neftehimicheskih-predprijatij/

М. т.н. Н. Талцис, председатель правления, м. э.н. А. Церс, руководитель ТЦ «Иманта»,

Д. т.н. Д. Турлайс, профессор, Рижский технический университет, г. Рига, Латвия

Прошло почти два года с того момента, когда в журнале НТ [1] было рассказано о планах АО «Ригас Силтумс» (АО «Rigas Siltums») установить абсорбционный тепловой насос (ТН) для утилизации тепла охлаждающей технологической воды когенерационного энергоблока теплоцентрали «Иманта» (Imanta). Поставленная цель повышения энергоэффективности когенерацион – ного энергоблока достигнута. Приобретенный опыт развеял мифы и опасения и подтвердил на практике методику подбора оборудования, подходящего климатическим условиям Латвии.

Теплоцентраль «Иманта» была введена в эксплуатацию в 1974 г для обеспечения тепловых нагрузок потребителей Рижского левобережья реки Даугава. До реконструкции производство тепловой энергии обеспечивали три водогрейных котла КВГМ-100 единичной мощностью 116 МВт и два паровых котла ДКВР-20-13/250 единичной мощностью 16 МВт. Мощность установленного при реконструкции теплоцентрали когенерационного энергоблока [2] составляет 48 МВт (электрическая) и 48 МВт (тепловая). Во время отопительного сезона водогрейные котлы работают параллельно с оборудованием энергоблока, а в летний период находятся в состоянии резерва.

После установки когенерационного энергоблока дальнейшие усилия в повышении энергоэффективности теплоцентрали были сосредоточены на внедрении теплонасосных технологий. Источником утилизируемого тепла были выбраны градирни открытого типа (рис. 1), охлаждающие технологическую воду энергоблока (из системы охлаждения масла турбин и газового компрессора).

Реализованный проект позволяет утилизировать низкопотенциальное тепло в объеме 2 МВт и тем самым предотвратить его потери в атмосферу или в дренажную канализацию. В то же время технологический процесс абсорбционного теплового насоса требует подведение высокопотенциальной тепловой энергии (3 МВт), что обеспечивается паровым котлом, установленным на теплоцентрали для собственных нужд.

Общие затраты на реализацию проекта составили 696,7 тыс. евро. С учетом нынешнего высокого уровня цен на природный газ в Латвии и планируемой ежегодной экономии его потребления в объеме 842 тыс. м 3 , проект предполагается окупить в течение трех лет. Повлиять на снижение срока окупаемости могут государственные планы по введению акцизного налога на природный газ. Реализованный проект позволяет ежегодно дополнительно экономить около 1580 эмиссионных квот CO2, а также снизить потребление химически подготовленной воды как минимум на 30%.

Следует отметить, что описываемая в статье теплонасосная установка (рис. 2) признана самым инновационным техническим проектом 2010 г. в Латвии.

При подготовке проекта рассматривались две различные теплонасосные технологии: с применением компрессорных и абсорбционных ТН. Их принципиальное различие – вид подводимой движущей энергии: электрическая и тепловая соответственно. Использование электроэнергии ТН неизбежно повлекло бы за собой снижение ее полезной выработки когенерационным энергоблоком. Потребляемая электрическая мощность компрессорного ТН в зависимости от реальных температур обратной сетевой воды в среднем составит 500-600 кВт. В связи с тем, что для повышения потенциала тепловой энергии компрессорный ТН использует только электрическую энергию, количество отводимой в тепловую сеть тепловой энергии будет меньше, чем при установке абсорбционного ТН. В зависимости от охлаждающей мощности отводимая от компрессорного ТН в сеть тепловая мощность составит около 2,2-2,5 МВт (1,9-2,15 Гкал/ч). В свою очередь для приведения в действие абсорбционного ТН необходима большая мощность источника высокопотенциальной тепловой энергии – около 3 МВт (2,58 Гкал/ч). Это означает, что от абсорбционного ТН передаваемая в сеть тепловая мощность составит около 5 МВт (4,3 Гкал/ч), т. е. в два раза больше чем от компрессорного ТН.

При использовании компрессорного ТН может возникнуть проблема обеспечения процесса охлаждения в условиях повышенных температур обратной сетевой воды. Необходимо применение турбокомпрессионных установок с дополнительным охлаждением, что влечет за собой существенное удорожание оборудования и увеличение эксплуатационных затрат.

В случае, когда потребителям не требуются большие объемы тепловой энергии, возможности утилизации низкопотенциального тепла сильно ограничены. При низких сетевых нагрузках предпочтительнее использовать компрессорный ТН, а, следовательно, теоретически годовое число часов работы ТН такого типа может быть большим по сравнению с абсорбционным ТН. При базовых тепловых нагрузках это преимущество сводится к минимуму.

Эксплуатационные затраты теплонасосной системы включают в себя затраты на энергию, персонал и обслуживание. У компрессорных ТН сравнительно высоки затраты на потребляемую электроэнергию.

Производство энергии для приведения в действие абсорбционного ТН осуществляется с такими же затратами, как и производство тепла на других котлах (при условии, что применяемое топливо и энергоэффективность котлов одинаковы). Принимая во внимание тот факт, что это тепло только «пересекает» ТН перед попаданием в теплосеть, получается, что движущая энергия не требует дополнительных затрат.

Следует отметить, что режимы работы обеих рассматриваемых теплонасосных систем полностью автоматизированы. Функция оперативного персонала заключается в контроле их деятельности. Компрессорные установки требуют большего внимания в связи с общей инертностью технологического процесса. Планируемые затраты на техническое обслуживание тоже отличаются – компрессорные ТН используют масло, которое необходимо заменять и пополнять. Имеет место также утечка охлаждающей жидкости (согласно гарантии в пределах 1% в год).

В абсорбционных установках несколько небольших вспомогательных насосов являются единственными движущимися составными элементами. Следовательно, затраты на техническое обслуживание минимальны. Возникающие ошибки легко устранимы, что уменьшает убытки при простое оборудования. При этом не надо забывать, что абсорбционная установка является полностью замкнутой.

В нашем случае температура утилизируемого низкопотенциального тепла достаточно высока (45-55 О С). С точки зрения энергоэффективности это является позитивным моментом, и в то же время вызывает определенные трудности. При такой температуре утилизируемого тепла в компрессорных ТН необходимо использовать другое рабочее тело – более дорогое и обладающее, к тому же, так называемым парниковым эффектом, а также использовать более мощный, и, естественно, более дорогой компрессор. Напротив, в абсорбционном ТН в этом случае может применяться традиционное рабочее тело (раствор бромида лития).

Можно сделать вывод, что применение процесса абсорбции в данном конкретном случае обладает рядом неоспоримых преимуществ. В результате после тщательной оценки, учитывая, что в отопительный период большое количество тепловой энергии вырабатывается с помощью водогрейных котлов, было принято решение об установке абсорбционного ТН.

В первом варианте предполагалось для нужд абсорбционого ТН использовать перегретую воду из контура теплоснабжения котла-утилизатора когенерационной установки. При рассмотрении данного варианта было констатировано, что в различных режимах работы установки (особенно при неполной нагрузке), температура и степень перегрева существенно меняются. Также нерешенным оставался вопрос обеспечения необходимого перегрева в случае остановки коге – нерационного блока или недостаточно высоких для охладительного процесса температур.

Во втором варианте предполагался отбор пара из турбины. При рассмотрении данного варианта были отмечены следующие риски:

■ возможна ситуация, когда паровая турбина не разогрета или находится в переходном режиме эксплуатации;

■ теоретически возможно загрязнение водяной системы котла-утилизатора рабочим телом ТН (раствором бромида лития) или сетевым теплоносителем;

■ одновременно с увеличением количества отбираемого пара снижается выработка электроэнергии.

В третьем варианте рассматривалась возможность обеспечения абсорбционого ТН паром от котла, предназначенного для собственных нужд теплоцентрали (рис. 3). В связи с тем, что в последнее время использование данного котла свелось к минимуму, именно этот вариант был признан наиболее целесообразным как с точки зрения снижения всех вышеупомянутых рисков, так и с точки зрения эффективности и обеспечения потребностей и резервов ТН.

Влияние режимов работы теплосети на эффективность теплового насоса

Для эффективной работы ТН большое значение имеет количество часов в году, когда температура обратной сетевой воды достаточно низкая и количество потребляемого пара невелико. На рис. 4 отображена почасовая динамика изменения температуры обратной сетевой воды на протяжении четырех лет. Следует отметить, что базовым для городского теплоснабжения г. Риги является температурный график 130/70 О С (со срезкой 118/65 О С при температуре наружного воздуха -15 О С и ниже), а также то, что городские потребители в своих домах имеют возможность осуществлять регулировку температуры отопительной системы и ГВС. Два последних отопительных сезона прошли с нетипично низкими отрицательными температурами наружного воздуха, и количество часов, когда температура обратной сетевой воды превышала отметку 46 О С, было достаточно большим.

Кроме того при температуре выше 50 О С создаются определенные проблемы в работе конденсационного экономайзера, установленного ранее [3], т. к. достижение точки росы дымовых газов и утилизация латентного (скрытого) тепла заметно усложняется.

Почасовая динамика изменения температуры обратной сетевой воды отопительного сезона 2010-2011 гг. отображена на рис. 5.

По результатам эксплуатации абсорбционного ТН определено, что при утилизации низкопотенциального тепла технологической воды когенера – ционного энергоблока в размере 2 МВт передаваемая от ТН в сети суммарная тепловая мощность при температуре обратной сетевой воды 40 О С составляет 4,4 МВт, при температуре 47 О С – 5 МВт, а при максимальной температуре 63 О С – 6,2 МВт. Если необходимо утилизировать меньшее количество тепла, количество требуемого пара пропорционально уменьшается. Проверка гарантированных параметров ТН проводилась при температуре обратной сетевой воды 47 О С.

Визуализация технологического процесса установленного абсорбционного ТН показана на рис. 6, а основные технические параметры представлены в таблице.

1. Необходимо вовремя и правильно расставить приоритеты, главным из которых является обеспечение надежного и качественного охлаждения когенерационного энергоблока или же получение наибольшего количества тепловой энергии, которую следует передать в теплосеть. В первом случае речь идет об охладителе, во втором – о ТН. Качественно обеспечить оба процесса одновременно не представляется возможным.

2. Оборудовать абсорбционным ТН проще когенерационные установки с охладителями технологических жидкостей закрытого типа. Это связано с тем, что крайне сложно предотвратить образование наледи на градирнях открытого типа в случае суровых зимних условий и при отводе большей части водяного потока в ТН. При температурах наружного воздуха ниже -10 О С и при повышении температуры обратной сетевой воды для обеспечения процесса охлаждения необходимо подводить к ТН значительно большее количество тепловой энергии в виде пара. Количество потребленного пара при утилизации одинакового количества низкопотенциальной энергии при минимальной и максимальной температуре обратной сетевой воды отличается почти в

3. Важным моментом является определение оптимальной нагрузки ТН. В зависимости от режима работы когенерационной станции, теплонасосная установка может быть предназначена для работы только в отопительный сезон или также в летний период малых тепловых нагрузок. В летнее время, как и в периоды частичных тепловых нагрузок, рационально использовать отбор пара из турбины. В латвийском климате длительность отопительного сезона в среднем составляет около 5200 ч/год. Возможность обеспечить работу ТН с полной загрузкой за рамками отопительного периода выпадает крайне редко, т. к. обычно нагрузка когенерационного энергоблока в летний период составляет около 12% нагрузок отопительного сезона, а произведенное ТН тепло снижает выработку электроэнергии. Установленный на теплоцентрали «Иманта» ТН планируется использовать преимущественно в отопительный сезон.

4. У находящегося в постоянной работе абсорбционного ТН были определены значительные тепловыделения в окружающую среду. Проведенная термография ТН позволила улучшить его теплоизоляцию, благодаря чему была повышена эффективность работы оборудования, а также снижена до нормативных значений температура в помещении.

5. Наиболее чувствительным элементом проекта является цена на природный газ, повышение которой уменьшает срок окупаемости, и в нашем случае, учитывая нынешние высокие расценки, это крайне актуально.

Как эффективное решение по снижению объемов потребляемого пара для обеспечения процесса утилизации низкопотенциального тепла в ТН при температурах наружного воздуха ниже -10 О С и температурах обратной сетевой воды выше +47 О С – возможно использование нагревателя воздуха, подаваемого в котел для обеспечения процесса горения. В нашем случае будет изучена возможность охлаждать обратную сетевую воду или технологическую воду когенерационного энергоблока при помощи стандартных нагревателей воздуха в двух воздуховодах котла КВГМ-100.

Цель проводимого исследования тем более актуальна, т. к. данный котел уже оборудован конденсационным экономайзером, в годовом разрезе дающим возможность работать с КПД около 100% (учитывая низшую теплоту сгорания природного газа). Данное мероприятие даст возможность снизить расход пара в среднем на 0,5 т/ч и повысить КПД котла на 0,5%, что при среднесезонной нагрузке 80-90 МВт является довольно заметной величиной.

В обозримом будущем полученный опыт планируется использовать и при реализации геотермальных проектов, что без понимания особенностей теплонасосных технологий не представляется возможным.

1. ТурлайсД., Жигурс А., ЦерсA., Плискачев С. Утилизация низкопотенциального тепла с использованием тепловых насосов для повышения эффективности комбинированной выработки энергии // Новости теплоснабжения. 2009. № 10.

2. Жигурс А., Церс A., Плискачев С. Опыт АО Ригас силтумс в реконструкции водогрейных котлов КВГМ-50 и КВГМ – 100 // Новости теплоснабжения. 2009. № 4.

3. Жигурс А., Церс A., Голуновс Ю., Турлайс Д., Плискачев С. Утилизация тепла дымовых газов на теплоисточниках г. Риги // Новости теплоснабжения. 2010. № 5.

4. Жигурс А., Турлайс Д., Сорочинс A., Церс A. Отношение между эффективностью и типом регулирования тепловой нагрузки в централизованном теплоснабжении г. Риги // Новости теплоснабжения. 2009. № 7.

5. Keil C., Plura S., Radspieler M., Schweigler C. Customized Absorption Heat Pumps for Utilization of Low-Grade Heat Resources.

6. Costa A., Neuhann V., Vaillancourt J., J. Paris Applications of Absorption Heat Pumps In The Pulp And Paper Industry For Incrased Efficiency And Reduction of Greenhouse Gas Effect, PAPTAC 90th Annual Meeting, 2004.

7. Roos C. J. An Overview of Industrial Waste Heat Recovery Technologies for Moderate Temperatures Less Than 1000 °F, 09.2009.

8. Boer D., Medrano M., Nogues M. Energy and Structural Analysis of An Absorption Cooling Cycle and the Effect of Efficiency Parameters, Int. J. Of Thermodynamics Vol. 8. № 4, 12.2005.

9. Kalogirou S., Florides G., Tassou S., Wrobel L. Design and construction of a Lithium Bromide Water Absorption Refrigerator, CLIMA 2000 / Napoli 2001 World Congress, 15-18.09.2001.

Http://www. combienergy. ru/stat/1241-Opyt-utilizacii-nizkopotencialnogo-tepla-s-ispolzovaniem

Промышленный холод является неотъемлемой частью многих технологических процессов Нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств, в частности охлаждения сред в процессах каталитического крекинга: охлаждение паров с колонны ректификации, паров жирного газа после компримирования, паров головки стабилизации и пр. технологические решения, в том числе, охлаждение абсорбента при нефтепереработке. Эффективность работы аппаратов воздушного охлаждения (АВО) зависит от наружной температуры. Обеспечить стабильный выход продукта позволит только использование искусственного холода. Наиболее эффективно для этих целей применение АБХМ, поскольку АБХМ для работы потребляют не электрическую, а тепловую энергию, часто имеющуюся на предприятии в избытке. В качестве греющего источника для работы АБХМ можно использовать, например, пар с давлением не ниже 1 атм. Компанией ЭСТ разработаны практические схемы использования АБХМ, пригодные для расчета экономических эффектов от их внедрения.

Применяют АБХМ на производствах синтетического каучука, охлаждении в технологии производства азотных удобрений, дифенилолпропана, ПВД, сэвилена и т. д.

Снижение температуры оборотного водоснабжения в ряде случаев определяет эффективность переработки нефтепродуктов. На предприятиях нефтепереработки и нефтехимии в качестве энергоресурса АБХМ как правило используют пар. Выработанный холод поступает в систему охлаждения технологических установок, обеспечивая их эффективную и стабильную работу.

К примеру, пять АБХМ производства Shuangliang Eco-Energy с паровым подогревом используются в технологическом процессе охлаждения конденсаторов высокооктанового бензина на нефтеперерабатывающем заводе ПАО АНК Башнефть (Уфа). Их суммарная холодопроизводительность – 26 МВт, это самый мощный хладоцентр на базе АБХМ в России.

Утилизация низкотемпературного побочного тепла от Каталитических установок с дальнейшим использованием для производства холода в АБХM, понижение температуры абсорбирующих агентов, улучшение рабочих параметров абсорбционной колонны – это путь снижения энергопотребления установок, минимизации потерь и увеличения рентабельности.

Http://est-rus. ru/oborudovanie/abhm/primenenie-neftehimiya/

1 Применение абсорбционных технологий для одновременной утилизации тепла и получения холода для различных нужд. (дополнение к курсу лекций «Тепловые насосы и термотрансформаторы» и «Теплоиспользующие холодильные машины» (СПбГУНиПТ) г. Санкт-Петербург)») Принцип действия абсорбционного чиллера 1-1. Почему нагревание охлаждает? Охлаждение означает поддержание температуры в помещении ниже внешней температуры, как показано на рис. 1-1, требуется переместить тепло из помещения с низкой температурой (28 0 С или 82,4 0 F) в атмосферу с более высокой температурой. Но в природе тепло не может перемещаться от низкой температуры в направлении более высокой. Таким образом, для переноса тепла, необходимы другие методы, отличные от этого принципа. То есть, тепловой насос (чиллер) используется для перекачивания тепла от низкой температуры, как если бы водяной насос использовался бы для перекачивания воды из глубоких скважин. Типичный чиллер, использующий электроэнергию в качестве источника рабочей энергии, как конвейера для переноса теплоты, показанного на рис. 1-2 это центробежный чиллер и типичный чиллер, использующий тепловую энергию-это абсорбционный чиллер. Охлаждённая вода получается путём использования скрытой теплоты, получаемой при испарении жидкости. Мы можем наблюдать этот принцип в нашей повседневной жизни. Например, при инъекции, после нанесения спирта на руку, мы чувствуем холод этим местом. По той причине, что нанесённый спирт забрал тепло от руки, когда он нагрелся до температуры тела и испарился. Другой пример то, что мы чувствуем прохладу когда потеем в жаркий день или занимаясь спортом. Потому что теплота тела охлаждается при испарении пота, который забирает тепло от тела. Чиллер также использует скрытую теплоту испарения. Но для повторного использования испаренного пара требуется возвращение в жидкость. Для этого компрессор используется в центробежных чиллерах и абсорбент химически используется в абсорбционных чиллерах. Абсорбент теряет эффективность. Потому что его концентрация уменьшается по мере поглощения пара. Для восстановления поглощающей способности необходим процесс концентрирования абсорбента путем нагрева Что такое скрытая теплота? Когда вода нагревается, её температура растёт и останавливается при С (212 0 F). При постоянной температуре около С настолько долго насколько нагревается. Как только

2 вода достигает С, все дополнительное тепло переходит в изменение её из жидкости в пар. При С так как пар легче окружающего воздуха, он поднимается. При этом вода превращается из жидкости в пар, подведенное тепло не меняет её температуру, а изменяет состояние воды. Поэтому теплота называется скрытой или неявной. Таким образом скрытая теплота относится к энергии, поглощенной жидкостью при изменении её состояния, т. е., к пару без изменения его текущей температуры. Явная теплота та, которая приводит к изменению температуры, но не к изменению состояния Основные элементы абсорбционного чиллера Ниже следуют 3 условия в основе абсорбционного чиллера. а. Внутри чиллера вакуум. б. Вода используется как хладагент (Минимальная температура охлажденной воды на выходе: 5 0 С = 41 0 F) в. Водный раствор бромида лития, который имеет свойство поглощать водяной пар, используется в качестве абсорбента Вакуум и вода Мы живём на Земле, которая подвергается давлению веса столба воздуха величиной приблизительно10 км (6 миль) который окружает Землю и это давление называется атмосферным давлением. Давление меньшее атмосферного называется вакуумом. При объяснении вакуума для абсорбционного чиллера необходимо знать соотношение между давлением и температурой испарения воды. В повседневной жизни вода кипит (испаряется) при С и при атмосферном давлении. Когда давление больше, чем атмосферное, температура кипения воды больше С. И, если, давление ниже (вакуум), температура кипения ниже чем С. Давление выше атмосферного можно наблюдать в бойлере. Давление ниже атмосферного можно испытать при восхождении в горы. А именно, в горах, так как слой воздуха становится тоньше с подъемом, давление, которое должно соответствовать становится низким. По этой причине вода кипит в горах при температуре ниже С. Другими словами, температура кипения воды зависит от давления. В чиллере всегда поддерживается глубокий вакуум. В этом состоянии вода кипит при очень низкой температуре. Например, при абсолютном давлении 0,5 кпа вода кипит при температуре 5 0 С Бромид лития Бромид лития – это вещество, полученное из лития, полученного из руды лития и брома, полученного из морской воды. Это вещество не знакомо нам. Но мы можем легко догадаться что это бромид лития. То есть, мы обычно представляем себе соль. Подобное название соли хлорид натрия. Они состоят из одних и тех же элементов, т. е., литий (Li) и натрий (Na) являются щелочными металлами, в то время как Бром (Br) и хлор (Cl) галогены. LiBr и NaCl вещества одинаковых химических групп и имеют схожие характеристики. Особенно, для обоих веществ характерно поглощать влагу (водяной пар). Это свойство абсорбировать влагу LiBr сильнее, чем у NaCl. Абсорбционный чиллер использует это свойство. Чем выше концентрация и ниже температура у водного раствора LiBr, тем сильнее свойство (поглощающая способность).

3 1-4. Основы модели с полной реализацией цикла того ча – Теплообменные трубы, установленные внутри закрысосуда (аппарата). К тому же давление в сосуде откано приблизительно до 0,8 кпа (абс.). Капли воды (хладагента) падают на теплообменные трубы. Теперь аппарат имеет вакуум порядка 0,8 кпа (абс.). Капли хладагента падая на теплообменные трубы испаряются при 5 0 С в то же время они поглощают тепло воды внутри теплообменных труб. Охлаждённая таким образом вода в теплообменных труб ах может быть использована для охлаждения. К тому же капли концентрированного раствора бромида лития падают в аппарате. Раствор бромида лития поглощает испаренный хладагент. Когда раствор LiBr поглощает пары хладагента, он разбавляется и теряет поглощающую способность. Это значит, что концентрированный раствор LiBr должен подаваться непрерывно. На данном этапе, разбавленный раствор нагревается подводимым источником тепла. Тепло заставляет раствор высвободить абсорбированный хладагент, а также реконцентрирует (регенерирует) раствор. Пары хладагента, которые высвобождаются при нагревании, охлаждаются в отдельном аппарате (конденсаторе) для того чтобы стать жидким хладагентом. Капли этой воды снова вводятся в вакуумный аппарат и используются вновь.

4 Это основной рабочий цикл абсорбционного чиллера одинарного эффекта. Охлаждающая вода проходит через абсорбер и конденсатор. Охлаждающая вода в конденсаторе конденсирует пар (вторичный) из генератора обратно в хладагент. Охлаждающая вода в абсорбере поглощает тепло выделившееся при поглощении паров хладагента раствором бромида лития Описание каждого аппарата Испаритель Хладагент распределяется на теплообменных трубах испарителя. Охлаждаемая вода, проходящая внутри труб, охлаждается скрытым теплом испарения хладагента Абсорбер Концентрированный раствор LiBr распределяется на теплообменных трубах абсорбера. Пар из испарителя поглощается концентрированным раствором LiBr на трубах. Охлаждающая вода проходя по трубам, нагревается теплотой абсорбции. Теплообменник Разбавленный раствор из абсорбера проходит через теплообменник где нагревается концентрированным раствором LiBr. Разбавленный раствор после теплообменника поступает в генератор. Генератор (десорбер) Разбавленный раствор из теплообменника нагревается в генераторе. Он высвобождает пар и концентрируется. Раствор становится концентрированным. Конденсатор Пар из генератора конденсируется на теплообменных трубах конденсатора. Охлаждающая вода из абсорбера нагревается скрытой теплотой конденсации. Подогреватель (утилизатор конденсата греющего пара. Только для паровых машин) Разбавленный раствор, проходящий из теплооб-

5 менника к генератору, нагревается движущимся потоком, сконденсированным в генераторе Типовой холодильный цикл на диаграмме Дюринга Рабочий цикл одинарного эффекта изображен с использованием нижеследующей диаграммы Дюринга Линия А-B показывает процесс абсорбции в абсорбере. Раствор абсорбента с концентрацией около 59,5% (точка А) абсорбирует пары хладагента, поступающие из испарителя по мере того как он охлаждается до температуры 34,2 0 С охлаждающей водой, затем раствор абсорбента становится разбавленным с концентрацией 55,0% (точка B). Давление между точками A и B составляет 0,84 кпа, что эквивалентно давлению насыщенных паров воды при температуре 4,4 0 С, таким образом, в испарителе может быть получена охлаждённая вода с температурой 8 0 С. Линия В-C показывает процесс повышения температуры разбавленного раствора в теплообменнике. В то время как температура слабого раствора проходит через теплообменник, разбавленный раствор получает тепло от концентрированного раствора идущего из генератора тем самым его температура поднимается до точки С. Линия C-D-E показывает процесс нагревания и концентрирования разбавленного раствора в генераторе. Слабый раствор от точки С нагревается до точки D подводимым источником тепла (горячей водой). После чего слабый раствор нагревается далее до тех пор пока он не освободит пар хладагента. Следовательно, он становится концентрированным раствором с концентрацией порядка 59,5% в точке Е. Линия E-F показывает процесс снижения температуры концентрированного раствора LiBr в теплообменнике. концентрированный раствор LiBr отдает тепло слабому раствору бромида лития, поступающего из абсорбера. его температура снижается до точки F. Линия F-A показывает процесс снижения температуры концентрированного раствора LiBr в абсорбере. Концентрированный раствор LiBr (точка F) поступает в абсорбер и охлаждается охлаждающей водой, когда он достигает точки А, начинается поглощение паров хладагента. Этот процесс непрерывно повторяется для получения охлаждённой воды. 1-6B. Типовой холодильный цикл на диаграмме Дюринга

6 Рабочий цикл одинарного эффекта изображен с использованием нижеследующей диаграммы Дюринга 1-7. Тепловой баланс и к-т мощности. Тепловой баланс Для того чтобы проверить верны ли результаты измерений используется тепловой баланс. Основное положение теплового баланса: количество теплоты вошедшее в чиллер = количеству теплоты вышедшему из чиллера. Вышерассмотренное предположение показывает формула: (Qa + Qc) / (Qe + Qg) = 1 Qe: количество тепла, вошедшее в чиллер через испаритель Qg: количество тепла, вошедшее в чиллер через генератор Qa: количество тепла, вышедшее из чиллера через абсорбер Qc: количество тепла, вышедшее из чиллера через конденсатор В системе СИ: В единицах измерения США: Коэффициент мощности Коэффициент мощности показан в нижеследующей формуле. Коэффициент мощности чиллеров из серии с низкотемпературным водяным обогревом составляет около 0,7 при условии стандартных характеристик. Это значение может меняться в зависимости от требуемых характеристик. В случае если, рабочие характеристики записаны, если при этом COP сильно отличается от заявленного, возможно неправильная запись данных или недостаточная холодильная нагрузка. Примечание: при вычислении теплового баланса и COP, температура охлаждающей воды на входе и холодильная нагрузка должны быть постоянными в течение минут. Ввиду того что реакция абсорбционного чиллера не такая быстрая в сравнении с электрическим типом чиллеров.

7 1. Использование утилизируемого тепла для абсорбционного охлаждения. Когда тепло выделяется, например в производственном процессе или процессе производства энергии, как правило, получают температуры, которые слишком малы для непосредственного применения в этих процессах. Это тепло может быть каскадно использовано во втором процессе с более низкими требованиями по качеству теплоты, т. е. температуры, или преобразовано путём трансформации, например с использованием теплового насоса. Абсорбционные чиллеры и тепловые насосы имеют общее свойство работать на низкотемпературном тепле и, поэтому, могут играть важную роль в каскадных энергетических системах. Однако недостатком всего абсорбционного оборудования является то, что коэффициент полезного действия (КПД), относительно низок по сравнению с КПД механических чиллеров, которые используют высококачественную энергию такую как электричество или работу вала. Этот недостаток является следствием относительно низкой разницы температур между источником и потребителем тепла. В применениях, рассматриваемых в настоящее время, планируется использовать абсорбционные холодильные машины (АХМ) для получения охлаждённой воды для целей кондиционирования, как часть системы тригенерации для гостиниц. Основным источником тепла является природный или бытовой газ. Двигатель внутреннего сгорания обеспечивает рабочий вал электрического генератора, таким образом, вырабатываемая электроэнергия обеспечивает (покрывает) потребность потребителя. Сбросное тепло отводится от двигателя в виде горячей воды из радиатора и выхлопных газов. Это тепло предполагают использовать для получения горячей воды для отопления зданий, а также для производства холодной воды в АХМ. 2. Абсорбционные технологии Абсорбционное охлаждение, замораживание и теплонасосные технологии являются на сегодняшний день хорошо зарекомендованными. Абсорбционные машины (АМ), которые являются коммерчески выгодными, работая на паре, горячей воде или на сжигании газов. Хотя существует много различных применений, которые могут быть предложены, основным рынком в большинстве стран является производство холодной воды для кондиционирования зданий. Так как экономические условия отличаются от страны к стране, абсорбционные системы могут в то же самое время занимать малый сегмент рынка в одной стране и доминирующей технологией в другой стране. Основной принцип АХМ может быть проиллюстрирован на рисунке 1. В простейшем виде АХМ состоит из испарителя, конденсатора, абсорбера, генератора и растворного насоса. Рисунок 1. Принципиальная схема АХМ. В компрессионной холодильной машине (КХМ) холод получают в испарителе, где хладагент или рабочая среда испаряется и тепло отводится в конденсатор, где хладагент конденсируется. Энергия увеличения тепла от низкой к более высокой температуре подводится в виде механической энергии к компрессору. В абсорбционных машинах «сжатие» хладагента реализуется в комбинации абсорбером, растворным насосом и генератором вместо механического парового компрессора. Пар, полученный в испарителе, поглощается жидким абсорбентом в абсорбере. Абсорбент, поглотивший хладагент перекачивается в генератор, где хладагент освобождается от пара, который конденсируется в конденсаторе. Регенерированный или крепкий раствор при возвращении в абсорбер поглощает пары хладагента. Тепло подводится к генератору при сравнительно высокой температуре и отводится от абсорбера при сравнительно низкой температуре аналогично двигателю внутреннего сгорания. Выражение «термохимический компрессор» использовано в специальной литературе для того чтобы описать функции генератора и абсорбера как половины абсорбционного цикла.

8 Хладагент и абсорбент в абсорбционном цикле основывают рабочую пару. В течение многих лет множество пар было опробовано, но только две из них широко себя зарекомендовали: аммиак с водой как абсорбент и вода вместе с водным раствором бромида лития как абсорбент. Водоаммиачная пара встречается в основном в ходильных установках с низкими температурами испарения, ниже 0 0 С. Пара вода-бромид лития широко используется для систем кондиционирования, где не нужно охлаждать С. Уровень давления в водоаммиачной машине обычно превышает атмосферное, в то время как бромистолитиевые машины работаю при вакууме. Тепловые потоки в основном цикле следующие: Тепло подводится в испаритель и охлаждение производится на уровне низких температур; Тепло отводится в конденсаторе на среднем температурном уровне; Тепло отводится из абсорбера также на среднем температурном уровне; Тепло подводится в генератор на высокотемпературном уровне. Температура теплоносителя, покидающего абсорбер, может быть той же самой, что и покидающего конденсатор. Такой случай может быть изображен в трехтемпературной системе, как это обычно описано в литературе, например (Niebergall, 1961). Однако, в некоторых случаях может быть целесообразно пропускать хладагент через абсорбер и конденсатор, в этом случае имеет место быть четырёхтемпературная система. Когда температура в испарителе и температура отведения тепла выбраны, самая низкая температура при которой тепло может быть применена к генератору, также определена. Например, температура испарения 2 0 С и температура теплоносителя, отводящего тепло составляет 37 0 С, говорят о том что самая низкая температура греющей среды, подводимой к генератору должна быть не ниже 90 0 С. На практике, соображения по расходу греющей среды и площади теплообменной поверхности, которые могут быть экономически обоснованными, могут увеличить этот нижний уровень до С или С и т. д. Обычно достижение таких уровней температуры в греющей среде не проблема в практических системах, так как первичная энергия может являться топливом и температуры сгорания много выше С или система подачи пара. Качество тепла, его высокая температура в некотором смысле может быть «напрасной», но это компенсируется более компактной и эффективной конструкцией оборудования. Основной цикл показано на рисунке 1, может быть изменен по нескольким направлениям. Оно из них использовать все имеющиеся возможности для рекуперации тепла в цикле для того чтобы улучшить экономию тепла в цикле. Например, это обычно заключается в теплообмене потоков слабого раствора, покидающего абсорбер с крепким раствором, приводимым обратно в абсорбер. Когда все возможности по восстановлению теплоты, которые могут быть разумно использованы, заложены в проект машины, она получает холодильный коэффициент трансформации приблизительно 0,7 для бромистолитиевых систем, и примерно 0,6 для водоаммиачных систем. Дальнейшие улучшения могут быть получены применением высокотемпературного генератора. Так называемая двухступенчатая система объединяет блоки два генератора абсорбер, установленные, см. рисунок 2, в целях экономии получаемого тепла приблизительно вдвое. Подаваемое тепло с температуре С поступает в первый генератор а, отводимый пар используется для обогрева второго генератора не более низком уровне, при температуре С как водносупенчатой машине, изображенной на рисунке 1. КПД таких систем с водой и бромидом лития в качестве рабочих пар может составлять 1,2, что значительно лучше, чем 0,7 для одноступенчатых систем. Удвоения одинарного эффекта нет по причине несовершенства теплообмена между потоками раствора, в некоторой степени, и потому, что теплота испарения хладагента несколько больше при его выпаривании из раствора, нежели при выпаривании из чистой жидкости.

9 Рисунок 2. Принципиальная схема двухступенчатой АХМ. Следствием высокой температуры в части машины является то, что давление в этой части также возрастает. Это приемлемо для АБХМ. И это неприемлемо для водоаммиачных машин так как давление свыше 20 bar (2 MPa) может создать угрозу безопасности. Это является причиной, по которой двухступенчатые машины с рабочими парами аммиак-вода использующих схему генераторов, как на рисунке 2, редко встречаются. 3. Системы тригенерации Тригенерация означает одновременное производство энергии (электроэнергии), тепла и холода. Если CHP, совместное производство тепла и энергии широко известная аббревиатура (акроним) для когенерации, то CHСP может быть менее знакомым акронимом для тригенерации совместной выработке тепла, холода и электроэнергии. Современный американский акроним BCHP означает строительный холод, тепло и электроэнергия для приложений тригенерации в строительстве. В Германии соответствующие акронимы KWK когенерация или BHKW ТЭЦ, и KWKK когенерация с производством холода, соответственно. Система тригенерации на самом деле может состоят из множества технологий: топливных элементов, двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин, центробежных чиллеров и т. д. Более того, они могут быть в различных сочетаниях для того чтобы обеспечить оптимальное использование первичной энергии, главным образом топлива. для того чтобы производить желаемое сочетание электроэнергии, тепла и холода. Природный газ сгорает в двигателе внутреннего сгорания, который вращает рабочий вал электрогенератора, таким образом, превращая природный газ в электроэнергию. Теплота выхлопных газов утилизируется, например, в котле-утилизаторе и подаётся в АБХМ в виде пара или в виде горячей воды. Тепло, отводимое теплоносителем от радиатора двигателя должно использоваться, как санитарная горячая вода. Когда в этом нет необходимости, тепло отводится в окружающую среду посредством градирни. АБХМ работает на паре или горячей воде и производит холодную воду, отводя тепло от охлаждающего контура. Тепло отводимое АБХМ, удаляется во внешнюю среду посредством градирен. Следующие ограничения справедливы для системы: Выхлопные газы покидают двигатель внутреннего сгорания при температуре от 250 до С. Выхлопные газы не могут быть охлаждены в экономайзере ниже С. Теплота конденсации водяного пара в выхлопных газах не утилизируется. Охлажденная вода покидает АБХМ при температуре С и возвращается в машину при 12 0 С. Охлаждающая вода отводится градирней от машины при температуре 32/37 0 С, т. е., охлаждающая вода покидает АБХМ при температуре 37 0 С, охлаждается в градирне до 32 0 С и возвращается в машину. Таким образом, компоненты тригенерационной системы, специфические для абсорбционного цикла, таковы: теплообменник-теплоутилизатор, АБХМ и градирня. Потребности в холодопро-

10 изводительности определяют мощность ходильной машины, которая, в свою очередь, определяет размер теплообменника и градирни. Можно ожидать, что требования, предъявляемые к электричеству, теплу и холоду систем тригенерации будут широко варьироваться в зависимости от местоположения, размеров и т. д. Для того чтобы определить какой диапазон холодильных мощностей уместен, опыт работы с организациями, принимающими участие в данном проекте и били исследованы доступные статистические данные. Было решено использовать для этих исследований ряд из пяти холодильных мощностей, 200 квт, 400 квт, 600 квт, 1000 квт, 1400 квт который охватывает диапазон от малых до крупных гостиниц. В рассмотренных выше системах тригенерации предполагается, что только тепло выхлопных газов используется для питания абсорбционной холодильной машины. Это верно в случае применения газовых турбин, выхлопной газ которых используется для производства пара в котлеутилизаторе. Однако, как гласит документ «Энергосбережение тригенерационными установками в гостиничном секторе», что могут быть приняты во внимание другие решения. Они являются использующими как тепло от радиатора двигателя, так и тепло выхлопных газов для производства горячей воды, которая питает абсорбционную машину. 4. Обзор абсорбционного рынка Во всём мире существует некоторое количество поставщиков абсорбционного холодильного оборудования и абсорбционного морозильного оборудования. Не все из них снабжают европейский рынок. Фирмы, которые производили абсорбционное оборудование в течение многих лет и являются широко известными, могут прекратить деятельность в этом направлении. Новые фирмы, возможно, недавно начали свою деятельность. Хотя наша цель состояла в том, чтобы осуществить насколько это, возможно, было неосуществимо войти в контакт со всеми производителями, которые нам известны. Кроме того, не все из соответствующие поставщиков, например, предлагают газовые АБХМ в то же самое время предлагая паровые машины или машины, работающие на горячей воде Бромистолитиевые машины Нижеследующие поставщики АБХМ с рабочей парой вода – бромистый литий были определены: Carrier (США) York (США) Trane (США) McQuay (США), по лицензии Sanyo Yazaki (Япония), машины малой прозводительности Sanyo (Япония) Ebara (Япония), совместно с Carrier Mitsubishi Heavy Industries (Япония), which has ties with York Toshiba (Япония) Hitachi (Япония) Kawasaki Heavy Industries (Япония), совместно с Matsushita Electric (Япония) Thermax (India),бывший владелец лицензии Sanyo Entropie (Франция/Германия) LG Machinery (Корея) Kyung Won Century (Корея) Broad (Китай), только машины с газовым обогревом Список, конечно, не является исчерпывающим. Компания Daikin (Япония) отказалась от абсорбционной тематики в 80-х, но как оказывается из последних сообщений, некоторые виды деятельности были возвращены снова. В дополнение к списку, существуют производители, которые поставляют большие изделия для промышленного использования, например, судостроительный завод Hitachi (Япония). Большинство из абсорбционного оборудования, основанного на рабочих парах вода-бромид лития, спроектированы для нужд кондиционирования. По историческим причинам мощности приведены в американских RT (Холодильных Тонн), одна американская тонна льда за час, в литерату-

11 ре от производителей. Одна тонна в час соответствует примерно 3,5 квт холодопроизводительности Одноступенчатые машины Большинство производителей предлагают одноступенчатые холодильные машины в диапазоне от примерно 100 RT до 1500 RT, т. е. от 350 квт до 5,2 МВт. Они могут работать на паре давлением от 135 до 205 кпа (1-2 бар (изб.), 2-3 бар), что соответствует температуре пара от 110 до С. В то же самое время они могут обогреваться горячей водой с температурой от 115 до С пи максимальном давлении до 9 бар. КПД находится в диапазоне от 0,6 до 0,7. Расход пара в одноступенчатых машинах примерно 2,3 кг/ч на квт мощности. Расход греющей воды лежит в диапазоне от 30 до 72 кг/ч на квт, в зависимости от допустимого перепада температур Двухступенчатые машины Двухступенчатые машины имеют приблизительно тот же самый диапазон мощностей. Наименьшая холодопроизводительность, предлагаемая некоторыми производителями немного больше: 200 RT у одних и 350 RT у других фирм (700 и 1200 квт соответственно). Пар считают предпочтительной средой, которой такие машины обогреваются. Давление пара должно составлять 9-10 бар(изб), бар (абс) или кпа, которое соответствует температурному диапазону от 175 до С. Согласной полученной информации, также возможно обогревать двухступенчатые машины горячей водой, температура которой должна быть в диапазоне от 155 до С. КПД таких машин от 0,9 до 1,2. Потребление пара двухступенчатых машин составляет около 1,4 кг/ч на квт. 5. АБСОРБЦИОННАЯ БРОМИСТОЛИТИЕВАЯ ХОЛОДИЛЬНАЯ МАШИНА С ОГНЕВЫМ ОБОГРЕВОМ Абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины (АБХМ) широко распространены за рубежом и предназначены для получения холодной воды (или другой жидкости) температурой не ниже плюс 5 С. Они производятся в таких странах, как Япония, Китай, США, Индия, Корея и др. В России созданием абсорбционных термотрансформаторов (холодильных машин и тепловых насосов) занимается ООО «ОКБ Теплосибмаш» В 2010 году были изготовлены и введены в эксплуатацию две АБХМ с огневым обогревом специальной конструкции 1. Машины предназначены для охлаждения минеральной воды с 30 С до 6 С. В качестве источника энергии используется природный газ. Принципиальная схема АБХМ с огневым обогревом представлена на рис. 1. Характерные особенности данной машины: АБХМ предназначена для использования в пищевой промышленности, а именно, минеральная вода проходит непосредственно по трубному пространству испарителя. Для этого все детали трубного пространства изготовлены из нержавеющей стали, пригодной для пищевых производств; В отличие от базовой модели АБХМ номинальной мощностью 1000 квт генератор высокого давления рассчитан на максимальную холодильную нагрузку 1570 квт.

12 Рисунок 1 Схема принципиальная АБХМ с огневым обогревом. 1 Кроме серийных машин ООО «ОКБ Теплосибмаш» выпускает АБХМ специального исполнения под условия заказчика. Все остальные аппараты заимствованы из базовой модели (1000 квт), таким образом, была достигнута высокая степень унификации и значительно сокращен срок поставки машин заказчику. АБХМ рассчитана на два режима охлаждения минеральной воды: высокотемпературный «30-15 С» и низкотемпературный «15-6 С» (табл. 1) для охлаждения минеральной воды с 30 С до 6 С путем последовательного охлаждения в двух одинаковых машинах. Таблица 1. Техническая характеристика холодильной машины АБХМ-1500Тс Параметры Наименование параметра номинального режима Допустимые Режим Режим параметры С 15-6 С Холодопроизводительность, квт Охлаждаемая вода: Расход, м 3 /ч до 90 Температура на входе/ выходе, С 30/15 15/ /не менее 5 Допускаемое давление, МПа не более 1,0 Гидравлическое сопротивление, м. вод. ст. Не более 5,5 – Охлаждающая вода: Расход, м 3 /ч,5 до 310 Температура на входе, С Температура на выходе из машины, С

13 Гидравлическое сопротивление, м. вод. ст. 12 5,5 не более 14 Допускаемое давление, МПа не более 0,6 Природный газ: Расход, нм 3 /ч (калорийность: 8500 ккал/нм 3 ч): Давление газа перед фильтром (после РГВД), мбар (кпа) (9 30) Количество дымовых газов, м 3 /час: Температура дымовых газов на выходе, С до 200 Давление (разрежение) дымовых газов на выходе, мбар (Па) (-0,4 +0,1) минус 4,0 плюс 1,0 минус 2,0 (-200) Электропитание 380 В±5%, 50 Гц±5% Установленная электрическая мощность, квт 8,5 Габариты (длина ширина высота), мм 4750х3100х3100 Масса (сухая/рабочая), кг 13500/20800* В ходе пусконаладочных испытаний удалось добиться устойчивых значений параметров внешних теплоносителей (табл. 2). А именно, расход и температура охлаждаемой и охлаждающей воды были стабильны в течение более половины часа. Этого времени хватило, чтобы стабилизировались и внутренние параметры рабочих сред в АБХМ (температуры и уровни раствора и хладагента в аппаратах, давление в испарителе и конденсаторе). Благодаря этому был построен действительный цикл работы АБХМ, приведённый ниже на рис. 2. Таблица 2. Параметры, полученные в ходе испытаний АБХМ Холодопроизводительность, квт 1065 Температура охлаждаемой воды на входе в машину, С 25,6 Температура охлаждаемой воды на выходе из машины, С 10,2 Расход охлаждаемой воды, м 3 /ч 60,0 Температура охлаждающей воды на входе в машину, С 23,5 Температура охлаждающей воды на входе в конденсатор, С 28,0 Температура охлаждающей воды на выходе из машины, С 31,5 Расход охлаждающей воды, м 3 /ч 220,0 Температура дымовых газов, С 150,5 Расход природного газа (калорийность: 8050 ккал/нм 3 ч), нм 3 /ч 99,0

14 Рисунок 2 Действительный рабочий цикл АБХМ с огневым обогревом. Проведённый на основе пусконаладочных работ анализ работы АБХМ позволяет сделать следующие выводы: Безнапорная система орошения в испарителе и абсорбере является предпочтительнее системы орошения с помощью форсунок; Недонасыщение раствора в абсорбере относительно равновесной температуры паров в присутствии поверхностно-активных веществ (ПАВ) составляет примерно 1,5%, что объясняется: o дроссельными потерями в паровом пространстве блока абсорбериспаритель; o содержанием неконденсирующихся газов в АБХМ. Впервые применённая последовательная схема подачи слабого раствора на регенерацию (десорбцию) существенно упрощает эксплуатацию АБХМ, в отличие от схемы с параллельной подачей. Холодильная станция на базе двух АБХМ с огневым обогревом с двухступенчатой регенерацией раствора работает в составе ООО «Карачинский источник» с мая Эксплуатирующей организацией отмечены следующие качества данного вида техники, а именно: простота и удобство эксплуатации; безопасность и бесшумность при эксплуатации; экологическая чистота;

15 исключение утечек рабочих сред и их попадание в минеральную воду, циркулирующую в трубном пространстве испарителя АБХМ. Холодильная станция на базе двух АБХМ с огневым обогревом позволяет экономить до квт*ч электроэнергии в год. 6. ПОВЫШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ АБСОРБЦИОННЫХ БРОМИСТОЛИ – ТИЕВЫХ ХОЛОДИЛЬНЫХ МАШИН ПУТЕМ РАЦИОНАЛЬНОГО ВЫБОРА И ВЗА – ИМНОГО РАСПОЛОЖЕНИЯ ТЕПЛООБМЕННОЙ ГРУППЫ Производство искусственного холода довольно энергоёмкий процесс. Абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины являются энергоэффективным классом холодильной техники, поскольку в отличие от электроиспользующих холодильных машин для их работы требуется относительно недорогое тепло греющего пара, горячей воды или сжигания природного газа. Главным показателем эффективности работы АБХМ является КПД, который показывает количество отводимой теплоты в испарителе (мощность по холоду) при подводе единицы теплоты в генераторе. Это значение варьируется в пределах от 0,5 до 0,85. Этот коэффициент зависит от степени рекуперации тепла в растворном теплообменнике. Поэтому правильный выбор типа теплообменника и взаимного расположения теплообменной группы является важной задачей на стадии проектирования оборудования. Искусственный холод требуется в разных секторах промышленности и жизнедеятельности, таких как: металлургия, химическая, нефтеперерабатывающая, пищевая промышленности, системы тригенерации, кондиционирование общественных и жилых зданий, тепличных хозяйств. Потребности в искусственном холоде в пределах какой-либо конкретно взятой технологии могут достигать десятков мегаватт. На сегодняшний день существует два основных вида холодильных машин для получения искусственного холода: электроиспользующие парокомпрессионные холодильные машины (ПКХМ); теплоиспользующие абсорбционные бромистолитиевые холодильные машины (АБХМ), которые широко распространены во всем мире и набирают популярность в России. Область применения АБХМ [1,3] получение «плюсового» холода (температурой от +3 С). Установленная холодильная мощность единицы оборудования колеблется от 300 квт до нескольких мегаватт в зависимости от производителя. В качестве источника энергии для охлаждения в одноступенчатых АБХМ используется греющий водяной пар низкого давления 0,2-0,7 ати или горячая вода о С. В двухступенчатых машинах используется пар среднего давления 4-7 ати или топливо. Холодильные машины на топливе могут использоваться в качестве водогрейного котла для сезонной выработки тепла. АБХМ и АБТН (рис. 1) имеют ряд положительный потребительских свойств, а в некоторых случаях и преимуществ по сравнению с ПКХМ: высокая эффективность; экологическая чистота; низкий уровень шума при работе; простоту в обслуживании; длительный срок службы (не менее 25 лет); полная автоматизация; пожаро – и взрывобезопасность; незначительное потребление электроэнергии; в качестве энергоресурса могут использовать сбросную теплоту; не имеют динамических нагрузок на фундамент; не используют экологически опасные рабочие вещества.

16 Рабочим веществом (хладагентом) АБХМ является вода, абсорбентом нелетучий и нетоксичный водный раствор соли бромистого лития. Машины не подведомственны Ростехнадзору. Рисунок 1 Классификация абсорбционный бромистолитиевых преобразователей теплоты (АБПТ) российского производства. Главным показателем эффективности работы АБХМ является КПД (в иностранной литературе COP coefficient of performance), вычисляемый по формуле: ηη = QQ 0 QQ h (1) где QQ 0 холодопроизводительность (производительность испарителя), Вт; QQ h мощность в генераторе, Вт. Иными словами, КПД показывает, какое количество теплоты можно отвести в испарителе при подводе единицы теплоты в генераторе. Это значение варьируется в пределах от 0,5 до 0,85. Этот коэффициент отчасти зависит от соотношения параметров внешних теплоносителей (рис. 2) (охлаждаемая вода, охлаждающая вода, греющий источник), но главным образом на него влияет степень рекуперации тепла в растворном теплообменнике.

17 Рисунок 2 Схема принципиальная одноступенчатой бромистолитиевой холодильной машины с паровым обогревом. Из-за неудовлетворительной работы растворного теплообменника раствор может недоохлаждаться до равновесной температуры раствора в абсорбере, а это приводит к тому, что: увеличивается расход оборотной (охлаждающей) воды; увеличивается величина недонасыщения раствора, что ухудшает термодинамический цикл АБХМ в целом; недоохлажденный раствор начинает подкипать в трубопроводе, входящем в абсорбер, образуя двухфазный поток, а это приводит к увеличению гидравлического сопротивления тракта крепкого раствора; увеличение гидравлического сопротивления в подводящем трубопроводе уменьшает располагаемый перепад давления в теплообменнике, а соответственно еще более ухудшает теплообмен; верхние ряды труб абсорбера работают впустую, охлаждая перегретый раствор. Недогрев раствора на входе в генератор приводит к тому, что: увеличивается расход греющего источника; увеличивается величина недовыпаривания раствора, что ухудшает термодинамический цикл АБХМ в целом; часть поверхности генератора работает в режиме конвективного кипения, а часто и конвективного нагрева, что означает неэффективное его использование, выражающееся в перерас-

18 ходе дорогостоящих материалов и раствора бромида лития, заполняющего межтрубное пространство. Выбор схемы потоков в теплообменнике Как видно из рис. 1, количество теплообменников в АБХМ может достигать трех единиц, но в наиболее неблагоприятных условиях работает низкотемпературный теплообменник (поз. 5 на рис. 2), поэтому именно для него наиболее актуальна оптимизация. С. Рисунок 3 Действительный цикл АБХМ с изображением степени рекуперации тепла в растворном теплообменнике. На рис. 3 видно, что раствор входит в абсорбер недоохлажденным на величину примерно 7-8 Одной из главных задач при проектировании АБХМ является подбор такого теплообменника, который мог бы охлаждать крепкий раствор бромида лития до равновесной температуры в абсорбере и ниже (переохлаждать). Но это осложняется тем обстоятельством, что располагаемый перепад давления для развития турбулентного режима течения в межтрубном пространстве теплообменника весьма мал. А именно его максимальная величина составляет не более 15 кпа (примерно 900 мм растворного столба). Эта величина складывается из перепада давлений между абсорбером и конденсатором и перепада высот между выходом крепкого раствора из генератора и входом его в абсорбер. В одноступенчатых АБХМ существует два пути повышения степени рекуперации теплоты в теплообменнике: увеличение коэффициента теплопередачи; увеличение площади поверхности теплообмена. Получается двоякая задача. С одной стороны коэффициент теплопередачи при поперечном обтекании выше при одинаковом гидравлическом сопротивлении с противоточной схемой, а с другой стороны поперечного обтекания можно добиться только при смешанной схеме потоков в теплообменнике. Это объясняется тем, что располагаемый перепад давления мал и количество ходов по межтрубному пространству теплообменника делают, не более трех, а, как правило два (рис. 4).

19 а) б) в) г) Рисунок 4 Наиболее распространенные схемы движения раствора в смешанноточных теплообменниках. а), б) желаемые температуры; в), г) действительные температуры растворов. На рис. 4а и 4б изображены схемы потоков и поправочные коэффициенты к температурному напору при желаемом режиме работы. Очевидно, что столь существенные поправочные коэффициенты к температурному напору скрадывают преимущества поперечного обтекания, а на рис. 4в и 4г при действительном режиме работы, который связан с недостаточной рекуперацией тепла. Поэтому любой теплообменник в АБХМ должен быть выполнен по противоточной схеме, либо максимально близкой к ней. а) б) в)

20 г) д) Рисунок 5 Наиболее распространенные типы противоточных теплообменников. а) пластинчатый теплообменник, б) оросительный теплоообменник; в) кожухотрубный теплообменник обычного исполнения; г) кожухотрубный теплообменник специального исполнения; д) теплообменник шнекового типа. Возможные решения этой задачи изображены на рис. 5: Не останавливаясь подробно на плюсах и минусах данных схем, можно отметить малоизученную схему с применением шнекового теплообменника и схему с применением пластинчатого теплообменника, поскольку именно в этом случае достигается максимальный коэффициент теплопередачи, и, следовательно, получается наиболее эргономичное решение, требующее минимум заправляемого раствора и используемых материалов. Прочие схемы тоже имеют место быть и не исключают возможности применения интенсификации теплообмена. Выбор взаимного расположения теплообменной группы Не только материальная часть играет роль в эксплуатационной надежности АБХМ. Немаловажно правильно расположить теплообменную группу. На рис. 6 показан путь модернизации АБХМ с двухступенчатой регенераций раствора и паровым обогревом среднего давления. Машины такого типа применяются в частности в составе энергоблоков атомных станций [4], и снижение количества греющего пара уменьшает недовыработку электроэнергии, а также снижает нагрузку на систему оборотной воды предприятия. Рисунок 6 Замена последовательной схемы расположения подогревателя на параллельную. Изменение расположения подогревателя раствора, который предназначен для охлаждения конденсата греющего пара приводит к снижению расхода греющего пара на 3-7% (для холодильной мощности 3000кВт это примерно 200кг/час).

21 Рисунок 7 Улучшение рекуперации тепла в высокотемпературном теплообменнике. а) существующее расположение теплообменника и подогревателя; б) перспективное расположение. Это происходит за счет того что в высокотемпературном теплообменнике улучшается рекуперация тепла, а за счет этого уменьшается расход первичного источника, оборотной воды и более равномерно распределяется нагрузка между генератором высокого и низкого давлений.

Http://docplayer. ru/27598921-Primenenie-absorbcionnyh-tehnologiy-dlya-odnovremennoy-utilizacii-tepla-i-polucheniya-holoda-dlya-razlichnyh-nuzhd. html

Физическое тепло технологической продукции в особенности значительно по своей величине в предприятиях черной металлургии при получении соответствующего продукта (чугуна, стальных слитков и заготовок, кокса и др.) путем высокотемпературных огнетехнических процессов.

Производится частично при последующей обработке металла и зависит от организации металлургического производственного цикла, являясь наиболее эффективным при непрерывной организации последнего, в частности, в сталеплавильных и прокатных цехах.

Тушение кокса, выдаваемого из печей при температуре порядка 1000 °С, может осуществляться водой (водяное, или мокрое тушение кокса) или инертными газами, циркулирующими в замкнутой системе между гасительными устройствами и паровыми котлами-утилизаторами, использующими тепло таких газов.

При мокром тушении кокса, наиболее распространенном до настоящего времени, полностью теряется физическое тепло выдаваемого кокса. При сухом тушении кокса используется не менее 60% этого тепла в котлах-утилизаторах.

Использование физического тепла сухого тушения кокса в паровых котлах-утилизаторах дает экономию тепла, поступающего в коксовые печи (уголь и обогревающий доменный газ), не менее 2,5%.

Выработка пара в котлах-утилизаторах, установленных, в системах СТК, в практической работе ряда действующих установок составляет в среднем 0,35-0,5 т пара на 1 т выдаваемого кокса.

Широкое распространение систем сухого тушения и полноценное использование физического тепла кокса затрудняются периодичностью действия современных коксовых печей и малой их производительностью.

Использование физического тепла отвальных металлургических шлаков с температурой выше 1000 °С может иметь большое значение в предприятиях цветной металлургии. Использование такого тепла является еще не решенной технической проблемой.

Предлагаемые схемы базируются на водяной грануляции расплавленных шлаков с использованием получаемого при этом теплоносителя (горячей воды или пара низкого давления) для выработки электроэнергии или для целей теплоснабжения потребителей.

Намечаются три принципиальных схемы использования тепла шлаков, основанные на:

Все предложения по утилизационным установкам без грануляции оказались нерациональными из-за низкой теплопроводности застывшего шлака, так как в них предлагается использование основного количества тепла шлаков при твердой фазе.

Особых сложностей с утилизацией высокопотенциальных энергоресурсов не возникает, стоит обострить свое внимание на утилизации низкопотенциальных вторичных энергоресурсов.

Большинство технологических процессов, работа многих механизмов и систем сопровождается выделением большого количества тепловой энергии, которая не используется, а рассеивается в окружающей среде и называется “сбросное тепло”.

Сбросное тепло является низкопотенциальным, поскольку имеет температуру незначительно выше температуры окружающей среды. Его выделяют как техногенные системы, созданные людьми, так и источники естественного происхождения (табл.). Использование низкопотенциального тепла обычным путем, т.?е. для нагрева котла с водой на тепловой электростанции затруднено, но оно обладает колоссальным энергетическим потенциалом, поэтому преобразование (утилизация) выбрасываемой тепловой энергии в полезную является важной практической задачей.

Энергетические установки по использованию низкопотенциального тепла отвечают современной концепции децентрализованного электропитания и могут быть использованы не только как дополнительные источники электроэнергии, но и как автономные источники электропитания загородных домов, небольших поселков, удаленных от электросетей промышленных объектов.

Http://studbooks. net/2136040/matematika_himiya_fizika/ispolzovanie_tepla_prochih_vtorichnyh_energoresursov

За прошедшие 25 лет компания Шуанлян (Shuangliang, Китай) выпустила более 20 000 единиц энергосберегающего оборудова ния на основе абсорбционных технологий. Внедрение этого оборудования обеспечивает ежегодную экономию электропотребле ния на 10 000 МВт-ч, ежегодное снижение потребления каменного угля на 22,5 млн тонн, уменьшение выбросов СО2 на 57,6 млн тонн, и SО2 – на 85 000 тонн, что равнозначно ежегодной посадке 160 000 гектаров леса.

Когда речь идет об абсорбционных технологиях в энергетических системах, российские инженеры вспоминают об абсорбционных бромисто-литиевых холодильных машинах (АБХМ), вырабатывающих холод не из электрической (дефицитной и дорогой), а из тепловой энергии: горячей воды, пара, отходящих газов, прямого сжигания топлива.

На российском рынке АБХМ активно присутствуют около 10 лет, и их доля в общем объеме чиллеров постоянно расширяется. Применение АБХМ во многих случаях оправданно и с точки зрения капитальных затрат, и с точки зрения эксплуатационных расходов. В автономных энергетических комплексах, мини-ТЭЦ, обеспечивающих электроэнергией потребителей холода в теплый период года, в ТЭЦ, расположенных в южных регионах, применение АБХМ является безусловно верным, наиболее энергоэффективным решением. В каждом конкретном случае выбирается оптимальное концептуальное решение, тип АБХМ, ее параметры.

Б – одновременно имеется бросовая тепловая мощность (низкотемпературная, например, градирня в системе охлаждения технологического процесса), то

В – выбрасывать на ветер эту бросовую энергию – слишком расточительно!

Примените тепловой насос, и он вернет бросовое тепло в систему теплоснабжения. Вы выработаете большее количество тепловой энергии, не увеличивая объем потребляемого топлива.

Тепловые насосы, использующие раствор бромистого лития – это оборудование, позволяющее использовать источники теплоты с низким потенциалом (пар, воду, геотермальные воды) и преобразовывать их энергию в тепло с высокой темпера турой, которое можно использовать в промышленных целях или для обогрева помещений. Подобное оборудование широко используется в нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и текстильной промышленности, в пивоварении и на сталелитейных предприятиях.

В работе насоса используется источник тепла (пар, горячая вода, сжигаемый газ или топливо), абсорбент (раствор бромистого лития) и хладогент (вода), а также какой-либо теплоноситель, задача которого – доставить тепло к потребителю (обычно в этой роли выступает вода). Основными элементами бромистолитиевого теплового насоса являются генератор, конденсатор, испаритель и теплообменник. Помимо этого присутствуют дополнительные элементы – герметичные насосы и очиститель.

• тепловые насосы первого типа утилизируют тепло воды или пара с температурой плюс 40–50 °С, а в качестве теплового ресурса чаще всего используют пар низкого давления. В итоге, вырабатывается теплоноситель с параметрами до 90 °С, пригодный для обогрева или охлаждения.

• тепловые насосы второго типа утилизируют бросовое тепло с более высокой температурой (> 60–65 °С), например, используют охлаждающую воду электростанций или геотермальную воду и вырабатывают теплоноситель с температурой на 30–40 °С выше исходной.

Неотъемлемым атрибутом огромного количества промышленных предприятий являются системы оборотного водоснабжения, градирни, предназначенные для охлаждения технологических жидкостей или для конденсации пара.

Градирни выбрасывают в атмосферу огромное количество тепловой энергии и водяного пара, при этом одновременно производство потребляет значительные объемы тепловой энергии, но с другими, более высокими температурами. Например, в градирнях циркулирует вода с параметрами плюс 30–40 °С, а технология требует горячую воду с более высокой температурой или пар.

В этом случае применение градирен является расточительной и непродуктивной тратой сырьевых ресурсов, поскольку имеется возможность при помощи абсорбционных бромис то-литиевых тепловых насосов (АБТН)

Утилизировать тепло, сбрасываемое градирнями, и выработать горячую воду с требуемыми параметрами. Заменяя градирню тепловым насосом, мы решаем сразу две задачи – охлаждаем теплоноситель в одном контуре (вместо градирни) и нагреваем теплоноситель в другом контуре, экономя до 40% потребности в тепловой энергии.

Энергоэффективность применения АБТН зависит от количества утилизированной теплоты и ее доли в потреблении высокопотенциальной тепловой энергии.

Приведем пример из области производства каучука: нефтехимическая компания Дацин, применяя АБТН производительностью 3370 кВт, экономит ежегодно 48 000 тонн пара, а также значительный объем ранее испарявшейся охлаждающей воды.

В процессе производства каучука из верхней части конденсационной колонны выбрасывается большое количество отбензиненного газа с температурой 95,6 °С. Этот газ содержит более 23% водяного пара, который может быть утилизирован после конденсации при помощи охлаждающей воды и сепарации от нефти. В то же время нагревательному прибору, находящемуся в нижней части конденсационной колонны, нужен пар для нагрева воды. Технология утилизации остаточного тепла, разработанная Шуанлян, позволяет использовать тепло отбензиненных газов из верхней части, которое можно передать для нагрева горячей воды до температуры 102,5 °С и использовать для нагрева в нижней части конденсационной колонны, сокращая таким образом потребление пара.

Другой пример реализации проекта с АБТН (HRH-II): на муниципальной ТЭЦ города Янгжин (Китай) в 2010 году было установлено шесть тепловых насосов Шуанлян (Shuangliang) с производительностью 30 МВт каждый. Они утилизируют тепловую энергию градирен (температура 30–40 °С), и как дополнительный тепловой источник энергии используют пар с давлением 5 бар.

АБТН вырабатывают горячую воду с параметрами 70–90 °С для дополнительного теплоснабжения целого района города, утилизируя тепло, ранее сбрасываемое градирнями.

• дополнительно продавать тепловую энергию на сумму более 5 млн долларов (а тарифы на тепловую энергию в этом городе ниже, чем в России);

За рубежом уже реализован ряд аналогичных проектов, однако, к сожалению, в России прецедент пока отсутствует. Между тем приведенные примеры доказывают, что применение на российских предприятиях АБХМ и АБТН позволит и им в полной мере использовать широчайшие, никем не реализованные возможности увеличения энергоэффективности как при производстве, так и в использовании энергии. За счет внедрения АБХМ и АБТН могут быть реализованы колоссальные ресурсы повышения энергоэффективности, имеющиеся на нефтеперерабатывающих и нефтехимических производствах, ТЭЦ, спиртовых, стекольных и металлургических заводах, на предприятиях индустрии пластмасс, агрохимического комплекса и нанотехнологической сферы (производство кремния), т. е. именно на тех типах производств, которые в настоящее время лидируют в промышленных секторах страны.

Http://tehnoinfos. ru/obzory/prom-teh/416-shuangliang. html

Производство индивидуальных ароматических углеводородов (бензола и толуола).

Данное производство осуществляют на установке Л Г-35-8/ЗООБ, сырьем которой служит фракция 62-105°С. В отличие от установки каталитического риформинга, работающей на по­лучение высокооктановых компонентов автобензина, это производство имеет в своем составе дополнительные блоки, имеющие специфическое назначение: блок селективного гидрирования непредельных углеводо­родов (догидрирования), блок экстракции с регенерацией растворителя и блок ректификации экстракта на индивидуальные ароматические угле­водороды.

Селективное гидрирование непредельных углеводородов. В составе уста­новки ароматизации имеется отдельный блок, основной частью которо­го является реактор догидрирования, заполненный алюмоплатиновым катализатором с низким содержанием платины АН-10, АП-15 или ГО-1. Назначение этого блока — гидрирование непредельных углеводородов в составе ароматизированного катализата (обычно до 1,5%). Температура гидрирования 180-22СГС, объемная скорость 5-7 ч

‘, давление 1,4-2,0 МПа. При нормальной работе блока гидрируются только олефино-вые углеводороды, концентрация ароматических углеводородов в катализате остается неизменной. При этом разность температуры на входе в реактор и выходе из него не должна превышать 6- !0°С, в противном слу­чае это будет свидетельствовать о снижении селективности гидрирова­ния. Обычно это наблюдается в конце цикла работы катализатора. Характеристика катализаторов селективного гидрирования приведена в табл.

Http://xn--90afyi. xn--p1ai/?page=static&section=29

Комбинированная установка, состоящая из хроматографа и масс-спектрометра с устройством для сепарации газа-носителя.  [46]

Комбинированная установка ГК-6 , разрабатываемая Гипроазнефтью совместно с Гроз-НИИ, включает процессы атмосферной перегонки нефти, вторичной перегонки бензина на узкие фракции для каталитического риформинга, деструктивно-вакуумную перегонку гудрона, каталитический крекинг фракций 350 – 500 первичного и вторичного происхождения, первичную фракционировку газов и стабилизацию бензина.  [47]

Комбинированная установка ГК-3 предназначена для глубокой переработки 3 млн т нефти в год.  [48]

Комбинированная установка ГК-3 включает процессы: первичной и вторичной перегонки, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга, вакуумного газойля и висбрекинга.  [49]

Комбинированная установка ЭЛОУ-АВТ-35 ( секция 500 сероочистки и демеркаптанизации фракций С3 – С4, С5 и С6 – 70 С) имеет в своем составе блок очистки фракции Сз-Сд от сероводорода раствором МЭА и блок демеркаптанизации фракций С3 – С4, С5 и С6 – 70 С. Также имеется блок обезвреживания сернисто-щелочных стоков и узел приготовления катализаторного комплекса. Регенерация насыщенного раствора МЭА производится в любом регенераторе на действующих установках ( блоках) сероочистки или гидроочистки.  [50]

Комбинированная установка ГК-3 включает процессы: первичной и вторичной перегонки, вакуумной перегонки мазута, каталитического крекинга, вакуумного газойля и висбрекинга.  [51]

Комбинированная установка ЛК-бу включает процесс электрообессоливания, первичной переработки нефти ( ЭЛОУ АВТ), каталитический риформинг с гидроочисткой бензина, керосина, дизельного топлива, газофракционирование.  [52]

Комбинированная установка КТ-2 включает блоки глубокой вакуумной перегонки мазута с отбором вакуумного дистиллята с концом кипения 540 С, легкого гидрокрекинга-гидроочистки – сырья крекинга, абсорбции и газофракционирования. Материальный баланс установки ( см. табл. 7.4) показывает выработку широкого ассортимента продуктов.  [53]

Комбинированная установка Г-39 / 40 объеденяет по сырью процесс депарафинизации рафината и обезмасливания гача, с использованием растворителя МЭГ: толуол.  [54]

Комбинированная установка KT-I состоит из блоков вакуумной р и-гонки мазута ( мощностью 4 млн. т), гидроочистки вакуумного газойля ( мощностью 2 млн. т), каталитического крекинга вакуумного газойля ( мощностью 2 или.  [55]

Моечные комбинированные установки сочетают в себе устройства для струйной мойки низа шасси и механизированной щеточной установки для обмывания наружных частей кузова.  [56]

Комбинированная установка модели 3141 служит для механизированной смазки узлов автомобилей, заправки их двигателей маслом, водой, накачивания шин воздухом, прокачки гидропривода тормозов. Установка состоит из трех баков для масел и смазок с пневматическими насосами, пяти самонаматывающихся шлангов с пистолетами, три из них соединены с баками, четвертый через редуктор соединен с воздушной магистралью, пятый – с водопроводом. Элементы установки могут быть разобщены и работать индивидуально.  [57]

Комбинированная установка КМ-1 была построена на Дро-гобыческом НПЗ.  [58]

Комбинированные установки тушения пожаров используют тогда, когда применение газовых составов более эффективно при одновременной подаче других средств тушения или включении устройств, ограничивающих проемы, через которые может происходить утечка газовых составов.  [59]

Http://www. ngpedia. ru/id549524p4.html

Все возрастающая мощность строящихся и проектируемых нефтеперерабатывающих заводов требует комплектования их минимальным числом технологических установок, что снижает капиталовложения, сокращает строительства заводов. Решение этой задачи достигается как повышением производительности технологических установок, так и комбинированием процессов на одной установке. Трудности при эксплуатации и ремонте таких установок были успешно продлены. Накопленный опыт и современный уровень развития автоматики, телемеханики, дистанционного управления и регулирования технологических процессов позволяет расширить область применения комбинированных установок и сделать их надежными в работе. Основное внимание было уделено созданию прямой перегонки других процессов переработки нефти. Возможны различные комбинации процессов на одной установке: АВТ, ЭЛОУ-АВТ, АВТ – вторичная перегонка нефти – каталитический крекинг вакуумного газойля – деструктивная перегонка гудрона; первичная перегонка нефти – коксование мазута в кипящем слое кокса и т. д.

Атмосферно-вакуумные установки: Вакуумные трубчаты установки обычно сооружают в едином комплексе с атмосферной ступенью перегонки нефтей. Комбинирование процессов атмосферной и вакуумной перегонки на одной установке имеет следующие преимущества: сокращение коммуникационных линий; меньшее число промежуточных емкостей; компактность; удобство обслуживания; возможность более полного использования тепла дистиллятов и остатков, сокращение расхода металла и эксплуатационных затрат; большая производительность труда.

Назначение процесса – разделение нефти на фракции для последующей переработки или использования в качестве товарной продукции.

Сырьем – является обессоленная и обезвоженная нефть, полученная на установках и блоках ЭЛОУ.

1) углеводородный газ – выводится с установок в газообразном и жидком (“головка стабилизации”) виде, направляется для дальнейшей переработки на газофракционирующие установки; используется как топливо нефтезаводских печей;

2) бензиновая фракция – выкипает в пределах 50-1800С, используется как компонент товарного автобензина; сырье установок каталитического риформинга и пиролиза; подвергается вторичной перегонке для получения узких фракций;

3) керосиновая фракция – выкипает в пределах 120-3150С, используется как топливо для реактивных и тракторных карбюраторных двигателей, для оснащения; как сырье установок гидроочистки;

4) дизельная фракция (атмосферный газойль) – выкипает в пределах 180-3600С, используется как топливо для дизельных двигателей и сырье установок гидроочистки;

5) мазут – остаток атмосферной перегонки – выкипает выше 3500С, применяется как котельное топливо или сырье для установок гидроочистки и термического крекинга;

6) вакуумные дистилляты (вакуумный газойль) – выкипают в пределах 350-5000С, используется как сырье каталитического крекинга и гидрокрекинга; на НПЗ с масляной схемой переработки получают несколько (2-3) вакуумных дистиллятов;

7) гудрон – остаток атмосферно-вакуумной перегонки нефти, выкипает при температуре выше 5000С, используется как сырье установок термического крекинга, коксования производства битума и масел.

Описание установки: Обессоленная и обезвоженная нефть проходит ряд теплообменников, где нагревается за счет тепла отходящих продуктов, после чего поступает в отбензинивающую колонну. В этой колонне из нефти выделяется легкая бензиновая фракция, которая конденсируется в холодильнике-конденсаторе и собирается в емкости, откуда подается в стабилизатор. В емкости выделяется также газ, направляемый на дальнейшую переработку. Полуотбензиненная нефть с низа отбензинивающей колонны направляется через трубчатую печь в атмосферную колонну. Часть потока полуотбензиненной нефти возвращается в отбензинивающую колонну, сообщая дополнительное количество тепла, необходимое для ректификации. В основной атмосферной колонне нефть разделяется на несколько фракций. С верха колонны в паровой фазе уходит тяжелый бензин, который конденсируется в холодильнике-конденсаторе, а затем поступает в стабилизатор. В качестве боковых погонов выводится керосиновая и дизельная фракции, которые первоначально подаются в секции отпарной колонны. В отпарной колонне из боковых погонов удаляются в присутствии водяного пара легкие фракции. Затем керосиновая и дизельная фракции выводятся с установки. С низа атмосферной колонны выходит мазут, который через печь подается в колонну вакуумной перегонки, где разделяется на вакуумные дистилляты и гудрон. С верха этой колонны с помощью пароэжекторного насоса отсасываются водяные пары, газы разложения, воздух и некоторое количество легких нефтепродуктов (дизельная фракция). Вакуумные дистилляты и гудрон через теплообменники подогрева нефти и холодильники уходят с установки. Для снижения температуры низа и более полного извлечения дистиллятных фракций в атмосферную и вакуумную колонны подается водяной пар. Избыточное тепло в этих колоннах снимается циркулирующими орошениями. В стабилизационной колонне получают с верха “головку стабилизации” – сжиженный углеводородный газ, а с низа – стабильный бензин, не содержащий углеводородов С3-С4.

Установка АВТ и вакуумной перегонки бензина. Описание установки: Из испарителя пары бензина и растворенные в нефти газы, направляются в испарительную секцию основной атмосферной колонны. Туда же поступает и полуотбензиненная нефть после нагрева в трубчатой печи. Тепло циркуляционных орошений, организованных в трех сечениях основной колонны, используется для нагрева нефти. Острое орошение подается наверх колонны. Боковые погоны из основной колонны ректифицируется в трехсекционной отпарной колонне. Мазут из основной колонны после нагрева в печи подается в вакуумную колонну. В этой колонне отбирается широкая (350-4900С) фракция, а также имеется три промежуточных циркуляционных орошения. Блок вторичной перегонки широкой бензиновой фракции состоит из трех ректификационных колонн, в каждой из них по 60 тарелок. Перед вторичной перегонкой широкая бензиновая фракция поступает в стабилизационную колонну, а газообразные углеводороды – в абсорбер. Абсорбентом служит стабильный бензин, который затем подвергают защелачиванию и вторичной перегонке на узкие фракции: до 62, 62-85, 85-120, 120-140 и остаток выше 1400С. Третья колонна вторичной перегонки снабжена отпарной колонной. Фракция 140-2400С, как и бензиновая подвергается защелачиванию и сушке.

Отбор светлых составляет 44,7%, в том числе бензина 11,5%, керосина 10,5% и дизельных топлив 22,7%. Для предотвращения сероводородной коррозии в шлемовые линии подается газообразный аммиак.

Установки ЭЛОУ-АВТ: Описание установки: Подогретая в теплообменниках сырая нефть с температурой 120-1400С в дегидраторах подвергается термохимическому электрообезвоживанию и обессоливанию в присутствии воды, деэмульгатора и щелочи. Подготовленная таким образом нефть дополнительно подогревается в других теплообменниках и с температурой 2200С поступает в отбензинивающую колонну. Сверху этой колонны отбирается фракция легкого бензина. Остаток снизу колонны подается в печь, где нагревается до 3300С, и поступает в основную атмосферную колонну. Часть нефти из печи возвращается в отбензинивающую колонну в качестве горячей струи. Сверху атмосферной колонны отбирается тяжелый бензин, а сбоку через отпарные колонны фракции 140-240, 240-300 и 300-3500С. Мазут снизу колонны подается в печь, где нагревается до 4200С, и поступает в вакуумную колонну, работающую при остаточном давлении 60 мм рт. ст. Водяные пары, газообразные продукты разложения и легкие пары сверху вакуумной колонны поступают в барометрический конденсатор, несконденсировавшиеся газы отсасываются эжектором. Боковыми погонами вакуумной колонны являются фракции 350-5000С, остатком является фракция выше 5000С – гудрон. Бензины, получаемые из отбензинивающей и основной атмосферной колонн, смешивают и отводят в стабилизатор. Газ из сепараторов подается, в абсорбер, орошаемый стабильным бензином. Сухой газ сбрасывается к форсункам печей. Головной продукт стабилизации направляется на газофракционирующие установки. Стабильный бензин подвергается защелачиванию.

Способы создания вакуума: Вакуум в колоннах создается с помощью вакуум-насосов или пароструйных эжекторов. Вакуум – насосов по принципу действия аналогичны компрессорам. Существуют поршневые, ротационные и водокольцевые вакуум-насосы.

Принцип работы пароструйных эжекторов – использование кинетической энергии водяного пара. Струя пара с большой скоростью вытекает из сопла, захватывает отсасываемую газожидкостную смесь и вместе с ней выбрасывается в атмосферу. Чтобы создать небольшой вакуум (до 90КПа), используют одноступенчатые эжекторы. Если требуется более глубокий вакуум, применяют многоступенчатые пароэжекторные агрегаты, снабженные промежуточными конденсаторами. В конденсаторах рабочий пар и газы, выходящие из предыдущей ступени, охлаждаются и конденсируются. Эжекторами и вакуум-насосами из вакуумных колонн отсасываются газы разложения, водяной пар, подаваемый в колонны для улучшения ректификации, а также воздух, попавший аппаратуру вследствие ее недостаточной герметичности. Основным аппаратом, применяемым для конденсации, является барометрический конденсатор смешения. Он представляет собой цилиндрический аппарат с каскадными ситчатыми тарелками, под нижнюю из которых поступают пары с верха вакуумной колонны. Охлаждающая вода подается на верхнюю тарелку. Сконденсировавшиеся нефтяные пары и вода сливаются по трубе в барометрический колодец, а газ с верха барометрического конденсатора отсасывается паровыми эжекторами или вакуум-насосами. Существенный недостаток такой схемы состоит в том, что при непосредственном смешении с нефтяными парами охлаждающая вода сильно загрязняется сероводородом и нефтепродуктами. Экспериментально установлено, что в воде конденсаторов содержится до 5% от получаемой на АВТ дизельной фракции. Вода, загрязненная нефтепродуктами, попадает затем в сточные воды завода, загрязняя почву и водоемы.

По другой схеме, опасность загрязнения воды устранена. Пары с верха вакуумной колонны поступают в поверхностный конденсатор, где конденсируется основная часть водяных паров и унесенных нефтяных фракций. В качестве поверхностного конденсатора применяются кожухотрубчатые теплообменники с плавающей головкой или аппараты воздушного охлаждения. Затем конденсат и пары поступают в газосепаратор, из которого не конденсировавшиеся пары отсасываются эжекторами. Конденсат по барометрической трубе поступает в отстойник-сепаратор. Сюда также подаются паровые конденсаты из межступенчатых конденсаторов эжектора. Вода из отстойника сбрасывается в канализацию, а нефтепродукт, отделенный от воды, возвращается в линию дизельной фракции. Выхлопные газы из эжектора сжигаются в трубчатой печи. На всех действующих АВТ система с использованием конденсаторов смешения заменяется системой с поверхностными конденсаторами. Современные схемы создания и вакуума обеспечивает поддержание в колоннах установок АВТ остаточное давление 5-9 кПа. Такими способами создается вакуум в колоннах комбинированных установок. Помимо вышеизложенных достоинств, комбинированные установки имеют и недостатки. К ним относится жесткость связей между отдельными процессами.

Нарушения в работе одной секции могут влиять на всю установку, расстраивая другие технологические процессы. Комбинированную установку сложнее, чем обычную, остановить на ремонт и затем вывести на режим. Но несмотря на эти недостатки в современной нефтеперерабатывающей промышленности старается первые комбинированные установки производства масел, позволяющие из мазута получить 4 сорта высококачественных базовых масел, на базе которых можно приготовить моторные и индустриальные масла 12 наименований. Строятся высокопроизводительные комбинированные установки производства этилена и пропилена, включающие процессы пиролиза, получения ароматических углеводородов, бутадиена, циклопентадиена, полимерных материалов, сырья для производства технического углерода.

Http://studbooks. net/623919/tovarovedenie/kombinirovannye_ustanovki

Изобретение относится к комбинированной установке переработки нефти ЭЛОУ-АВТК/Б, которая включает блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии. При этом установка также включает электрообессоливающую установку, примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти, а блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок. Технический результат предлагаемого изобретения заключается в упрощении установки, позволяющей получить битум в качестве остаточного продукта. 2 з. п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к установкам переработки нефти для получения битума и углеводородных фракций в качестве сырья для последующей вторичной переработки и может быть использовано в нефтеперерабатывающей промышленности.

Известна установка первичной переработки нефти [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: РГУ, 2003 г., с. 14], которую используют для получения из подготовленной нефти остатка, тяжелых газойлей и светлых дистиллятных фракций, направляемых затем на вторичную переработку. Установка включает блок рекуперационных теплообменников, блок атмосферной ректификации и блок вакуумной ректификации.

Недостатком известной установки является низкий выход светлых дистиллятных фракций, соответствующий их потенциальному содержанию в нефти. Установка также не предусматривает получение битума.

Наиболее близким по технической сущности является способ переработки нефти, позволяющий получить высокий выход светлых фракций, существенно превышающий их потенциальное содержание в нефти [RU 2510642, опубл. 10.04.2014 г., МПК C10G 67/04, C10G 65/14, C10G 67/16], который осуществляют на установке, включающей блоки (установку) переработки нефти для выработки дистиллятных фракций, в состав которых входят блоки фракционирования, термической конверсии, деасфальтизации и гидроконверсии, при этом блок фракционирования оснащен линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединен линиями подачи паров с блоком термической конверсии и с блоком гидроконверсии, которые расположены, соответственно, на линиях вывода тяжелого газойля из блока фракционирования и остатка из блока деасфальтизации, который расположен на линии вывода остатка из блока фракционирования.

Недостатками данной установки являются сложность и высокая металлоемкость из-за оснащения установки блоками деасфальтизации и гидроконверсии, низкое качество остатка гидроконверсии, выводимого с установки, который представляет собой не товарное низкокачественное высокосернистое топливо.

Задача изобретения – упрощение и снижение металлоемкости установки, а также получение битума в качестве остаточного продукта.

Техническим результатом является: упрощение и снижение металлоемкости установки за счет исключения из состава установки блоков деасфальтизации и гидроконверсии, а также получение битума в качестве остаточного продукта за счет оснащения блока фракционирования линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров, а также соединения блока термической конверсии линией вывода остатка с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

Указанный технический результат достигается тем, что в известной установке переработки нефти, включающей блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии, особенностью является то, что блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

Установка также включает электрообессоливающую установку (ЭЛОУ), примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти.

Блок фракционирования может дополнительно включать колонну предварительного отбензинивания нефти, что позволяет вывести легкую нафту на переработку отдельным потоком. Линия вывода нафты может быть соединена линиями подачи по меньшей мере ее части с линиями вывода легкой нафты и/или дизельной фракции и/или с блоком термической конверсии.

Предлагаемая установка является комбинированной, поскольку ее блоки не только неразрывно связаны по тепловым и материальным потокам, но и определяют ассортимент получаемой продукции, в связи с чем представляется целесообразным отразить в наименовании установки – ЭЛОУ-АВТК/Б – наличие всех образующих ее блоков (электрообессоливания, атмосферного и вакуумного фракционирования, термической конверсии и битумного).

В предлагаемой установке соединение блока вакуумного фракционирования линией вывода легкой фракции с линией подачи паров позволяет удалить из мазута газы разложения и легкие фракции, за счет чего повысить глубину отбора тяжелого газойля и улучшить качество битума.

Соединение блока термической конверсии линией вывода остатка, представляющего собой высокоароматизированную пластифицирующую добавку, с линией вывода остатка вакуумного фракционирования также позволяет повысить качество битума.

Оснащение блоков установки линиями подачи (рециркуляции) технологических потоков – паров термической конверсии, легкой и циркулирующей фракций – позволяет исключить из состава установки блоки деасфальтизации и гидроконверсии при сохранении высокого отбора светлых фракций, за счет чего упростить установку и снизить ее металлоемкость.

Блок термической конверсии может включать оборудование, например, согласно [RU 2500789, опубл. 10.12.2013 г., МПК C10G 9/36]. Битумный блок может быть выполнен, например, в соответствии с [RU 2400520, опубл. 27.09.2010 г., МПК С10С 3/04], а установка электрообессоливания – согласно [Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа. Под ред. Б. И. Бондаренко. М.: РГУ, 2003 г., с. 8].

Установка включает блоки фракционирования 1, вакуумного фракционирования 2, термической конверсии 3 и битумный блок 4 и оснащена линиями ввода подготовленной нефти 5 и воздуха 6, вывода газа 7, нафты 8, дизельной фракций 9, битума 10, а также технологическими линиями 11-17.

При работе установки подготовленную нефть по линии 5 подают в блок 1, где разделяют на газ, нафту и дизельную фракцию, выводимые по линиям 7, 8 и 9, соответственно, а также мазут, подаваемый по линии 11 в блок 2, из которого по линии 12 легкую фракцию направляют в линию 13 подачи паров, тяжелый газойль по линии 14 – в блок 3, а остаток выводят по линии 15. Тяжелый газойль в блоке 3 подвергают термической конверсии совместно с циркулирующей фракцией, подаваемой по линии 16, с получением паров, подаваемых по линии 13 в блок 1, и остатка, подаваемого по линии 17 в линию 15. Полученное битумное сырье окисляют в блоке 4 воздухом, подаваемым по линии 6, а битум выводят по линии 10.

При расположении на линии 5 отбензинивающей колонны 18 по линии 19 выводят легкую нафту. При необходимости по меньшей мере часть нафты подают по линиям 20-22, подают, соответственно, в линии 9 и/или 19 и/или в блок 3 (показано пунктиром). Установка может дополнительно включать установку электрообессоливания 23, примыкающую к линии 5, оснащенную линией 24 ввода неподготовленной нефти.

Предлагаемая установка более проста и менее металлоемка, позволяет получать высококачественный битум и может найти применение в нефтеперерабатывающей промышленности.

1. Комбинированная установка переработки нефти ЭЛОУ-АВТК/Б, включающая блок термической конверсии и блок фракционирования, оснащенный линиями подачи подготовленной нефти, вывода газа и нафты и дизельной фракции, соединенный линией подачи паров с блоком термической конверсии, отличающаяся тем, что включает электрообессоливающую установку, примыкающую к линии подачи подготовленной нефти и оснащенную линией ввода неподготовленной нефти, а блок фракционирования оснащен линией вывода мазута, на которой размещен блок вакуумного фракционирования, оснащенный линией вывода остатка, соединенный линией вывода легкой фракции с линией подачи паров и линией вывода тяжелого газойля с блоком термической конверсии, при этом блок термической конверсии соединен с блоком фракционирования линией подачи циркулирующей фракции, а линией вывода остатка – с линией вывода остатка вакуумного фракционирования, на которой размещен битумный блок.

2. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что перед блоком фракционирования на линии подачи подготовленной нефти расположено устройство отбензинивания нефти, оснащенное линией вывода легкой нафты.

3. Установка по п. 1, отличающаяся тем, что линия вывода нафты соединена линиями подачи по меньшей мере ее части с линиями вывода легкой нафты и/или дизельной фракции и/или с блоком термической конверсии.

Http://www. findpatent. ru/patent/261/2616975.html

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления переработки нефти продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

Технология первичной перегонки нефти имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:

– невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот – и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления нефти между дизельным топливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку нефти до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций нефти, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная граница деления нефти определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке нефти с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0 С, т. е. примерно половина фракции дизельного топлива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.

В последние годы для расширения ресурсов дизельного топлива, а также сырья каталитического крекинга – наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего переработку нефти – на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления нефти зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов переработки нефти в целом. Обычно перегонку нефти и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также организации четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки нефти (а) и вакуумной колонны для перегон­ки мазута (б):

1 — секция питания; 2 — сепарационная секция; 3— сложная колонна; 4—боковые отпарные секции; 5—нижняя отпарная секция;

I—нефть; II — дистиллятные фракции; III – водяной пар; IV – затемненный продукт; V – мазут; VI – гудрон; VII – вода;

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.

Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять расход избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.

При правильной организации промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.

Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных затратах тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка нефти и мазута.

Технологические схемы установок первичной перегонки нефти обычно выбираются для определенного варианта переработки нефти:

При неглубокой переработке нефти по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке – на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту – на установках АВТ масляного варианта.

В зависимости от варианта переработки нефти получают различный ассортимент топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо).

По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получа­ют бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекиро­ванием.

При топливно-масляном варианте переработки нефти и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки нефти, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из нефти наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис.

По данной схеме переработка нефти осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, ва­куумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получе­нием широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки нефти по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

Бензин; V—водяной пар; VI—керосин; VII—легкое дизельное топливо; VIII—тяжелое дизельное топливо; IX— мазут; X—неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI— широкая масляная фракция; XII— гудрон; XIII — легкий масляный дистиллят; XIV—средний масляный дистиллят; XV— тяжелый масляный дистиллят.

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.

Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием нефти, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.

1 — электродегидратор; 2 — колонна стабилизации; 3—атмосферная колонна;

4 – отпарная сек­ция; 5—вакуумная колонна I ступени; 6—вакуумная колонна II ступени;

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII—керосин; VIII – легкое дизельное топливо; IX—тяже­лое дизельное топливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII — легкий масляный дистиллят; XIII— средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV— гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

В зависимости от состава нефти, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки нефти может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н. к. — 140 (180) 0 С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0 С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0 С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.

Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава нефти, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мае.) соответственно (табл. 8.1).

Рассмотрим направления использования продуктов первичной пе­регонки нефти и мазута.

Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, полу­чения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки нефти пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном со­стоянии.

Бензиновая фракция н. к. -180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).

Керосиновая фракция 120—240 0 С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0 С – как осветительный керосин или компонент дизельного топлива.

Фракция дизельного топлива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизельного топлива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизельного топлива соответствую­щего фракционного состава, например 180—240 и 240—350 °С. Фрак­ция 200—220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для про­изводства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.

Атмосферный газойль 330—360 °С — затемненный продукт, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга.

Мазут — остаток первичной перегонки нефти; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяже­ленный мазут (> 360 °С) – как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может исполь­зоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гид­рокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термическо­го крекинга).

Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350—500° или 350— 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.

Узкие масляные фракции 350—400, 400—450 и 450—500 0 С после со­ответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используют­ся для производства смазочных масел.

Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергается даль­нейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

В большинстве случаев атмосферная перегонка нефти и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки нефти 2, 3, 4, 6 млн т/год.

Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.

Установка рассчитана на переработку нестабильной нефти типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в нефти достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение нефти. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.

Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от нефти. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0 С.

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4— емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6— первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8— отпарные колонны; 9 — фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12 — фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13— вакуумная колонна; 14 — вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII— узкие бензиновые фракции (н. к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII — продукты разложения; IX— дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII— бензольная фракция (62—85 °С); XIII — тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV— су­хой газ; XV— жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6— полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0 С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8 выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) и 280-350 0 C (V).

Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0 С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний продукт основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.

Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0 С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.

На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению расхода воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.

Широкая бензиновая фракция н. к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний продукт абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н. к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.

Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10 на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.

Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях.

На 1т перерабатываемой нефти расходуется 3,5—4м 3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.

Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для нефти типа ромашкинской) характеризуется данными табл.

Полученные при первичной перегонке нефти продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление переработки нефти, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.

Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления товар­ных масел.

Http://kursak. net/pervichnaya-peregonka-nefti-na-promyshlennyx-ustanovkax/

В управе района Капотня прошло открытое общественное обсуждение проекта строительства на Московском НПЗ современной комбинированной установки переработки нефти «Евро+». В мероприятии приняли участие представители муниципальных властей и жители районов Юго-Восточного округа столицы. Отвечая на вопросы, специалисты предприятия представили технические характеристики, планировочные решения, экономические и экологические преимущества установки «Евро+».

Строительство «Евро+» – один из ключевых проектов второго этапа комплексной модернизации Московского НПЗ, которую проводит компания «Газпром нефть». Запуск новой установки запланирован на вторую половину 2018 года. Установка «Евро+» позволит увеличить глубину переработки нефти до 85 процентов.

– При этом объем переработки достигнет 12 млн тонн. А снижение воздействия производства на атмосферный воздух составит 11,1 процентов на тонну переработанной нефти, – сообщили «Вечерней Москве» на предприятии.

Сейчас на территории Московского НПЗ продолжается подготовка к строительству. Строители заливают бетонное основание установки, идет доставка необходимого оборудования. Инвестиции в строительство составят около 100 млрд руб.

– Пул действующих установок так называемого «малого технологического кольца» нефтепереработки — относительно маломощный и возрастной. Реконструкция или мероприятия по операционным улучшениям для этих объектов будут уже малоэффективны, – рассказывает генеральный директор Московского НПЗ Аркадий Егизарьян. – Поэтому «Газпром нефть» приняла решение вывести их из эксплуатации всей группой, построив новый производственный объект, который примет на себя функции «малого кольца». «Евро+» позволит нарастить наши мощности по нефтепереработке, будет запущен новый блок по облагораживанию дизельного топлива с депарафинизацией, аналога которому на заводе сегодня нет. Вторая задача этого проекта — радикальный рост операционной эффективности. «Евро+» — комбинированная установка, то есть довольно компактная. Уже на этапе проектирования закладывались уникальные решения по энергоэффективности.

Завершив в 2020 году второй этап модернизации, «Газпром нефть» ставит задачу превратить Московский нефтеперерабатывающий завод в лучший НПЗ Европы по техническим и экологическим характеристикам. С 2011 по 2015 годы в проекты модернизации МНПЗ уже инвестировано около 75 млрд рублей. В итоге завод существенно снизил воздействие производства на окружающую среду. Так, например, поступление загрязняющих веществ в атмосферу было уменьшено на 36 процентов. В рамках второго этапа модернизации воздействие на окружающую среду будет сокращено еще на 50 процентов.

В работе «Евро+», аналогов которой в мире лишь единицы, будут применяться самые передовые технологии нефтепереработки. «Евро+» заменит пять действующих установок предыдущего поколения. Благодаря компактности установки и максимальному интегрированию потоков теплоносителей возрастет энергоэффективность производственных процессов. После запуска «Евро+» интервал между плановыми ремонтами увеличится с двух до четырех лет, что повысит надежность снабжения столичного региона качественным топливом высокого экологического класса Евро-5.

Http://vm. ru/news/2016/10/07/ustanovku-po-pererabotke-nefti-evro-predstavili-obshchestvennosti-335593.html

Московский НПЗ получил положительное заключение Главгосэкспертизы напроектную документацию нового производственного комплекса— комбинированной установки переработки нефти (КУПН). КУПН предназначена для первичной переработки сырой нефти, производства высокооктановых бензинов идизельных топлив стандарта Евро-5, атакже вакуумного газойля.

Московский НПЗ получил положительное заключение Главгосэкспертизы напроектную документацию нового производственного комплекса— комбинированной установки переработки нефти (КУПН). КУПН предназначена для первичной переработки сырой нефти, производства высокооктановых бензинов идизельных топлив стандарта Евро-5, атакже вакуумного газойля. Новая установка будет отвечать современным экологическим требованиям изаменит устаревшее оборудование. Об этом сообщили в пресс-центре "Газпром-нефти".

Всостав комбинированной установки войдут 5блоков основного оборудования: блок первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ 6, блок риформинга бензина, установка гидроочистки дизельного топлива сблоком изодепарафинизации, установка газофракционирования иблок регенерации амина. Годовая мощность блока первичной переработки нефти составит 6млн тонн. Производительность блоков риформинга бензина игидроочистки дизельного топлива составит 1и2млн тонн вгод соответственно.

Врезультате ввода КУПН вэксплуатацию годовой объем переработки нефти наМосковском НПЗ вырастет до12млн тонн, что соответствует установленной мощности завода. Строительство нового комплекса позволит повысить уровень энергоэффективности завода, увеличить межремонтный пробег оборудования с2до4лет иоптимизировать производственную территорию МНПЗ засчет вывода изэксплуатации ряда действующих установок предыдущего поколения. Это также обеспечит значительный экологический эффект: врезультате суммарный объем воздействия предприятия наатмосферу сократится на11,1%. Строительство установки должно начаться вконце 2015 года изавершиться в3квартале 2018года.

Переход МНПЗ навыпуск топлива стандарта "Евро-5" в2013 г. является определяющим фактором улучшения экологической ситуации. Внастоящее время выбросы автотранспорта формируют93% загрязнения атмосферы столичного региона. Использование топлива пятого экологического класса позволяет впять раз снизить выбросы соединений серы автомобильным транспортом посравнению с"Евро-4".

"Сначалом реализации проекта КУПН наМосковском НПЗ вактивную фазу вступает второй этап программы модернизации завода, направленный наувеличение глубины переработки нефти ивыхода светлых нефтепродуктов. Ввод комплекса вэксплуатацию позволит нам приблизиться кдостижению целей, определенных долгосрочной стратегией развития „Газпром нефти“ всегменте нефтепереработки. Более чем на40% увеличится объем производства светлых нефтепродуктов наМНПЗ, при этом эффективность переработки нефти возрастет почти на20%. Ввод установки позволит продолжить программу постоянного улучшения экологических показателей Московского НПЗ, проводимую впоследние годы нашей компанией",— подчеркнул заместитель генерального директора "Газпром нефти" пологистике, переработке исбыту Анатолий Чернер.

Http://oilcapital. ru/news/downstream/17-07-2015/gazprom-neft-postroit-na-moskovskom-npz-kombinirovannuyu-ustanovku-pererabotki-nefti-novogo-pokoleniya

Жидкофазная комбинированная установка глубокой переработки нефти. Жидкофазная комбинированная установка глубокой переработки нефти состоит из трех последовательно интегрированных между собой реакторов (установок) жидкофазной гидрогенизации (гидрокрекинга) для переработки нефти, вакуумного газойля, газойля коксования и других остатков нефтепереработки. Ключевая цель работы установки – увеличение глубины переработки нефти, удаление из нефти максимального количества серы, меркаптанов и прочих химических соединений, отрицательно сказывающихся на качестве конечных продуктов нефтепереработки. В первом реакторе 2 слоя катализатора: 1) в жидкофазном крекинге; 2) в газофазном крекинге. В жидкофазном гидрокрекинге создаются нанопузырьки газа для увеличения поверхности реакции крекинга. В газофазном крекинге катализаторы сферические для процесса восстановления. Продукты, полученные в первом реакторе, разделяются в ректификационной колонне в зависимости от того, какие углеводороды нужны на выходе(компоненты бензина, реактивное топливо или газойль). Керосиновую фракцию можно выделить как боковой погон или оставить вместе с газойлем в качестве остатка от перегонки. Остаток от перегонки снова смешивают с током водорода и запускают во второй реактор. Так как это вещество уже подвергалось гидрированию, крекингу и риформингу в первом реакторе, процесс во втором реакторе идет в более жестком режиме (более высокие температуры и давления). Как и продукты первой стадии, смесь, выходящая из второго реактора, отделяется от водорода и направляется на фракционирование. Обезвоженная нефть подается в первый реактор легкого гидрокрекинга со слоем катализатора, где получаем относительно небольшое количество светлых продуктов и малосернистый вакуумный газойль. Газойль подается во второй реактор, а легкие фракции преобразуется в светлые нефтепродукты, пройдя кавитационную ректификацию. Так как установки гидрокрекинга работают по типу установок гидроочистки, на каждом этапе переработки происходит процесс удаления серы в результате каталитической реакции серосодержащих соединений с водородом с образованием сероводорода (H2S). Процесс жидкофазной гидрогенизации сопровождает встречно-гидроструйная активация двухфазным потоком нефть-водород в среде смеси с катализатором. Ультрадисперсный катализатор широкой фракции, непрерывно восстанавливаемый. Установки работают в сверхкритическом флюиде смеси С2-С3 с избытком водорода и непрерывным восстановлением катализатора. В конвертор в реакторе газы подаются на пирите, либо сульфите меди при температуре 420°С. Сульфат меди перемещается в реактор отдуванием при температуре 450-500°С, где выделяется сера в виде пара. Сульфат меди возвращается в конвертер. В реакторе так же предусмотрен сепаратор, который поглощает газы водорода и углеводородов и возвращает в зону жидкофазной конверсии нефтяной смеси (низ реактора).

Размеры: 720 х 540 пикселей, формат: .jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «ЗАО «Проматомстрой. ppt» можно в zip-архиве размером 1704 КБ.

«Загрязнения нефтью» – Биохимическая потребность в кислороде увеличивается. Степени загрязнения водоемов. При очистки бытовых стоков наилучшие результаты дает биологический метод. Легкие парафины обладают максимальной летучестью и растворимостью в воде. Тяжелые металлы. Биохимическая потребность в кислороде все еще мала. Берегите природу!!

«Проблемы переработки отходов» – Стекло. Рециклинг. Переработка. Переработка пластмассовой упаковки. Повторное использование бумаги уменьшает использование воды на 60%, энергии – на 40%. Отходы. Для получения 1 тонны бумаги расходуется около 17 деревьев. Компост и биогумус используется в городском озеленении. Экономический эффект рециклинга.

«Переработка нефти» – В основном деньги, заработанные за сырье, уходят за границу. Гудрон (>550ОС). Деньги проекта в основном остаются в России. Нижнекамск. Каталитический крекинг, 0,85 млн. т/г. (2006г.) Висбрекинг, 1,8 млн. т/г. (2003г.). Глубина переработки нефти до 75-85% масс. Не построено ни одного комплекса глубокой переработки нефти.

«Добыча нефти» – Скважинная аппаратура ЭГИС. «Ростовский Центр Трансфера Технологий». Аппаратура акустического воздействия серии ААВ-320. Актуальность проекта. Предложение инвестору. Введение и постановка проблемы. Рынок производимых вибраторов. Производители ультразвуковых вибраторов. Главное экономическое преимущество нашего гидровибратора.

«Нефть и газ» – Нефть: фракционная перегонка. Бензол. Промышленный выход бензина. Жидкие. Нефть Природный газ Попутный нефтяной газ Уголь и торф. Нефть: применение. Этилен. Природная смесь газообразных, жидких и твердых углеводородов. Продукт первой стадии образования угля является торф. Метан. Природный газ состоит главным образом из метана.

«Процессы переработки нефти» – Завод по переработке нефти. Добыча и запасы нефти. Имеет специфический запах. Другие процессы переработки нефти. Плавучая бурильная установка на шельфе Охотского моря. Гидрокрекинг. Переработка нефти. Примерный состав нефти в саратовской области. Легко воспламеняется. Америка (15%). Нефть. Газолифтный – в скважину закачивают сжатый воздух, который выталкивает жидкость на поверхность.

Http://900igr. net/prezentacija/geografija/zao-promatomstroj-242908/zhidkofaznaja-kombinirovannaja-ustanovka-glubokoj-pererabotki-nefti-6.html

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

Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

Описание принципиальной технологической схемы установки вакуумной перегонки мазута. Построение кривой ИТК мазута Северо-варьеганской нефти. Технологический расчёт и расчёт теплового баланса вакуумной колонны, расчёт её диаметра и высоты, числа тарелок.

Понятие каталитического риформинга. Влияние замены катализатора на увеличение мощности блока каталитического риформинга секции 200 на установке ЛК-6У Павлодарского нефтехимического завода после модернизации производства. Технологическая схема установки.

Назначение и область применения установки каталитического крекинга. Процессы, протекающие при переработке нефти. Технологический и конструктивный расчет реактора. Монтаж, ремонт и техническая эксплуатация изделия. Выбор приборов и средств автоматизации.

Технико-экономическая характеристика нефтехимического производства: сырье, продукты. Технологический процесс промышленной установки каталитического риформинга предприятия ОАО “Уфанефтехим”. Информационные системы и экологическая политика организации.

Общая схема и этапы переработки нефти. Процесс атмосферно-вакуумной перегонки. Реакторный блок каталитического крекинга. Установка каталитического риформинга, ее назначение. Очистка и переработка нефти, этапы данного процесса, его автоматизация.

Адиабатический реактор установки каталитического риформинга для превращения исходных бензиновых фракций. Принцип работы реактора риформинга. Приемка фундамента, оборудования и транспортировка. Расчет и выбор грузоподъемных средств и такелажной оснастки.

Выбор типа установки и его обоснование. Общие энергетические и материальные балансы. Расчёт узловых точек установки. Расчёт основного теплообменника. Расчёт блока очистки. Определение общих энергетических затрат установки. Расчёт процесса ректификации.

Характеристика вакуумных дистилляторов и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет основных аппаратов (реактора, колонны разделения продуктов крекинга, емкости орошения) установки каталитического крекинга.

Характеристика нефти, фракций и их применение. Выбор и обоснование поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет материального баланса установки гидроочистки дизельного топлива. Расчет теплообменников разогрева сырья, реакторного блока, сепараторов.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00542227.html

На прошлой неделе в Москву было доставлена первая партия крупногабаритного оборудования для строящейся на Московском нефтеперерабатывающем заводе (МНПЗ) комбинированной установки переработки нефти, которая уже получила название «Евро+». Ее запуск намечен на 2018 год и позволит не только увеличить мощность завода по переработке сырой нефти, но и вывести из эксплуатации целый ряд устаревающих установок. Об этом сообщает газета «Вечерняя Москва».

Первая партия, состоящая из четырех единиц, была изготовлена «Ижорскими заводами» – одним из ведущих поставщиков оборудования для нужд российской нефтепереработки. Доставка по внутренним водным путям из Санкт-Петербурга в Москву заняла 21 сутки, за это время судно с оборудованием покрыло расстояние в 1367 км. Выгрузка была осуществлена на причале Беседы Московской области. Первая партия включает два реактора гидроочистки, реактор депарафинизации и горячий сепаратор, все – для блока облагораживания дизельной фракции.

Строительство комбинированной установки переработки нефти – очередной этап технологической модернизации Московского НПЗ. Предшествующие ему этапы предполагали ввод и модернизацию установок преимущественно бензинового пула, задача которых заключалась в обеспечении перехода на выпуск топлива высокого экологического класса (МНПЗ перешел на выпуск топлива «Евро-5» еще в 2013 году) и увеличение объемов производимых бензинов и дизельного топлива. Задача нового этапа – обновление части установок, а также увеличение операционной эффективности переработки с переходом на четырехлетний межремонтный пробег взамен действующего двухлетнего.

«Евро+» заменит ряд действующих установок. Это установка электрообессоливания нефти (ЭЛОУ-2, год ввода в эксплуатацию 1961), малая установка атмосферно-вакуумной перегонки (АВТ-3, 1967 год), малая установка каталитического риформинга (Л-35-11/300, 1967 год), установка четкой ректификации бензиновой фракции (22/4, 1977 год). В свою очередь «Евро+» будет состоять из блока ЭЛОУ-АВТ мощностью 6 млн тонн в год. Ввод его в эксплуатацию позволит увеличить суммарные мощности завода по переработке нефти примерно на 2 млн тонн в год. Гудрон и вакуумный дистиллят будут подаваться на существующие установки МНПЗ – висбрекинг, битумную и установку каталитического крекинга.

Бензиновая фракция на «Евро+» будет дополнительно разделяться на два потока (до ее ввода это делала старая установка 22/4). Более тяжелый – перерабатываться на новом блоке каталитического риформинга в составе комбинированной установки. Более легкий – подаваться на существующую установку изомеризации для производства высокооктанового компонента бензинов.

Прямогонная керосиновая фракция «Евро+» будет подаваться на существующие на заводе установки гидроочистки с получением товарного авиационного топлива высокого экологического класса.

«Евро+» также содержит блок облагораживания дизельного топлива. Он позволит получать дизельное топливо «Евро-5» с пониженным содержанием серы за счет секции гидроочистки, а также существенно снизить вовлечение керосина при производстве зимних марок дизельного топлива за счет секции депарафинизации.

«Применение комбинированных установок первичной переработки – явление не очень частое в российской нефтеперерабатывающей отрасли, – говорит руководитель Информационно-аналитического центра RUPEC Андрей Костин. – Причина, вероятно, в большом объеме единичных инвестиций в такие объекты, ведь фактически это – завод в заводе. Классический же сценарий модернизации предполагает точечный и постепенный ввод необходимых новых установок с выводом из эксплуатации старых. К неоспоримым преимуществам комбинированных установок можно отнести возможность «вписать» их в ограниченную территорию, а также низкие операционные издержки по сравнению с тем же набором отдельно стоящих установок».

Оба этих момента очень важны для МНПЗ. Разрабатывая несколько лет назад план модернизации, в «Газпром нефти», которая владеет заводом, прекрасно понимали специфику объекта: со всех сторон он окружен плотной городской застройкой, рекой и Московской кольцевой автодорогой. Поэтому застраивать новыми установками прилегающие территории, как это делают некоторые другие НПЗ страны, Московский нефтеперерабатывающий не может. При этом перечень намеченных к замене старых установок внушителен, и заменять их классическим образом «поустановочно» было бы невозможно по причине дефицита свободных площадей внутри периметра МНПЗ. В этом смысле комбинированная установка – лучший вариант.

Если посмотреть на традиционную компоновку нефтеперерабатывающих предприятий, где различные объекты вводились постепенно в течение многих лет, бросаются в глаза значительные разрывы между установками. К примеру, установка гидроочистки дизтоплива может отстоять на сотни метров от установки первичной переработки. При этом протяженность трубопроводов означает повышенные затраты на перекачку потоков жидкостей и газов от установки к установке. Напротив, комбинированная установка проектируется по сути как единый технологический объект, где избыточные коммуникации просто отсутствуют. Это один из важных компонентов энергоэффективности «Евро+».

Преимущество заключается и в интеграции тепловых потоков внутри «Евро+». Любой нефтеперерабатывающий завод всегда в одних точках технологической схемы производит тепло, а в других – потребляет. То есть часть потоков нужно охлаждать за счет внешнего теплоносителя, а часть – нагревать другим теплоносителем. При классическом варианте компоновки установок бывает довольно трудно увязать потоки теплоносителей так, чтобы то, что нужно нагреть, нагревалось за счет того, что нужно охладить. И хотя работа по оптимизации тепловых схем на российских НПЗ ведется, часто она сопряжена либо с непреодолимыми трудностями, либо в большим размером инвестиций. В итоге, тепло от горячих потоков полностью не используется, а для нагревания холодных потоков закупается пар от сторонних ТЭЦ или топливо для собственных котельных.

В комбинированной установке, которая проектируется единым технологическим узлом, есть возможность в максимальной степени интегрировать тепловые потоки. Это означает меньшее потребление внешнего тепла и топлива для нагревания, а также меньшее количество электроэнергии для работы перекачивающих теплоносители потоков.

Помимо энергетической эффективности ввод «Евро+» позволит в значительной мере улучшить экологические показатели МНПЗ. Так, установка будет использовать газовое топливо для работы технологических печей. За счет меньшего содержания серы, чем в жидком топливе, и более полного сгорания удастся снизить удельный объем выбросов оксида серы, сажи и оксида углерода. Кроме того, меньшее вовлечение внешнего тепла и электроэнергии означает и снижение общего воздействия на окружающую среду. Меньшая протяженность коммуникаций означает снижение потерь углеводородов, которые неизбежны на протяженных внутренних трубопроводах с большим количеством стыков и соединений. Согласно проекту, общее снижение атмосферной эмиссии МНПЗ после запуска «Евро+» составит более 11% на каждую тонну перерабатываемой нефти. При этом максимальные разовые выбросы сократятся в 3,5 раза, максимальные валовые (в течение года) – в 1,9 раза.

Http://www. ugorizont. ru/2016/07/12/na-mnpz-dostavlena-partiya-krupnogabaritnogo-oborudovaniya-dlya-stroyashheysya-kombinirovannoy-ustanovki-pererabotki-nefti/

1. Наименование конкурса: Открытый конкурс на право заключения государственного контракта на проведение работ с целью установления источника загрязнения водоохраной зоны реки Москвы нефтепродуктами по адресу: Проектируемый проезд № 5467, напротив ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод»

Государственный заказчик: ГОСУДАРСТВЕННОЕ ПРИРОДООХРАННОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ “МОСЭКОМОНИТОРИНГ”

Место нахождения: 119019, г. Москва, ул. Новый Арбат, д. 11, стр. 1, офис 1514

Почтовый адрес: 119019, г. Москва, ул. Новый Арбат, д. 11, стр. 1, офис 1514

Конкурсная документация предоставляется по адресу: 117418, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.41, 3 этаж, кабинет 16 Телефон: 8 (499) 723-00-75 Факс: 8 (499) 723-02-05 Сроки предоставления с 22.05.2010 по 21.06.2010 Порядок предоставления конкурсной документации: Выдача документации производится в понедельник – четверг с 09:00 до 18:00, пятницу и предпраздничные дни с 09:00 до 16:45. Перед посещением организации необходимо подать заявку на выдачу документации по указанному выше телефону.

Вскрытие конвертов с заявками на участие в конкурсе производится конкурсной комиссией по адресу: 119019, г. Москва, ул. Новый Арбат, д. 11, стр. 1, 12 этаж, зал коллегии ’21’ июня 2010 г. в 09 часов 35 минут по московскому времени

Рассмотрение заявок будет осуществляться по адресу: 119019, г. Москва, ул. Новый Арбат, д. 11, стр. 1, 12 этаж, зал коллегии ’28’ июня 2010 г.

Подведение итогов конкурса будет осуществляться по адресу: 119019, г. Москва, ул. Новый Арбат, д. 11, стр. 1, 12 этаж, зал коллегии ’28’ июня 2010 г.

8.1. Лот № : 1 8.1.1. Предмет государственного контракта: Проведение работ с целью установления источника загрязнения водоохраной зоны реки Москвы нефтепродуктами по адресу: Проектируемый проезд № 5467, напротив ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод» 8.1.2. Количество поставляемого товара, объем выполняемых работ, оказываемых услуг: Наименование: ОКДП: Услуги по технической проверке и анализу прочие Количество: 1,00 Начальная (максимальная) цена за ед. продукции – –> Единица измерения: Условная единица 8.1.3. Начальная цена государственного контракта: 1 600 000,00 pуб. (цена контракта включает все налоги и сборы в том числе НДС) 8.1.4. Место поставки товара, выполнения работ, оказания услуг: г. Москва Дополнительную информацию можно получить по адресу 117418, г. Москва, ул. Профсоюзная, д.41, 3 этаж, каб.16 в рабочие дни с 10:00 до 17:00 часов по московскому времени. Контактное лицо: Павлова Елена Валерьевна ; номер контактного телефона 8 (499) 723-00-75 ; адрес электронной почты ekoanaliz@yandex. ru.

Http://www. gostorgi. ru/2010/77/2010-05-22/77-322642.xml

Фирма ОАО "МОСКОВСКИЙ НПЗ" зарегистрирована 26 мая 1994 года. Регистратор – Управление Министерства Российской Федерации по налогам и сборам по г. Москве.

Компания зарегистрирована 26 мая 1994 года (Управление Министерства Российской Федерации по налогам и сборам по г. Москве). Полное название: "МОСКОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО, ОГРН: 1027700500190, ИНН: 7723006328. Регион: Москва. Фирма ОАО "МОСКОВСКИЙ НПЗ" расположена по адресу: 109429, г. МОСКВА, КВ-Л 2-й КАПОТНИ. Основной вид деятельности: "Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов / Производство нефтепродуктов". Отрасль: "Нефтеперерабатывающая промышленность".

Если вы считаете, что информация о компании, размещенная на этой странице устарела, неверна или каким-то образом ущемляет ваши права — сообщите нам об этом по адресу support@querycom. ru — и мы примем необходимые меры.

Бензин автомобильный с октановым числом более 92, но не более 95 по исследовательскому методу экологического класса К5

Бензин автомобильный с октановым числом более 92, но не более 95 по исследовательскому методу

И бизнеса

Новак: Россия выполнила сделку ОПЕК+ почти на 100% в апреле Кабмин решил поднять пошлины за водительские права и загранпаспорт ЦБ отозвал лицензию у московского банка "Логос"

Http://querycom. ru/company/3852309

Вопросы организации работы петрозаводской станции скорой и неотложной медицинской помощи – структурного подразделения Больницы скорой медицинской помощи – рассмотрены на заседании Общественного совета при Минздраве Карелии.

В заседании приняли участие заместитель министра здравоохранения Республики Карелия Роман Савин, председатель Карельской республиканской организации профсоюза работников здравоохранения Ирина Смирнова.

Как рассказала заместитель главного врача Больницы скорой медицинской помощи Наталья Седлецкая, кроме населения, проживающего в городе Петрозаводске, станция обслуживает также жителей ряда населенных пунктов Прионежского района (Заозерье, Пиньгуба, Ялгуба, Суйсарь, Машереро, Ужесельга, Лососинное, Вилга). С 2016 года в зоне ответственности станции – Шуйское сельское поселение Прионежского района, а также поселок Чална, деревни Виданы и Новые Виданы Пряжинского района. Общая численность обслуживаемого населения – почти 280 тысяч человек, в том числе 48 тысяч детей. Ежегодно специалистами станции выполняются более 90 тысяч выездов, в среднем 250 выездов в сутки (в период эпидемического подъема заболеваемости – до 360). Медицинскую помощь оказывают круглосуточно 19 бригад, в том числе две педиатрические, психиатрическая и бригада интенсивной терапии.

Особое внимание в ходе обсуждения было обращено на достижение целевых показателей размера заработной платы в соответствии с «майскими» указами Президента России, укомплектованность службы кадрами, обеспеченность специализированным автотранспортом и оборудованием. По словам Натальи Седлецкой, целевые уровни заработной платы по категориям работников достигнуты. Обеспеченность санитарным автотранспортом достаточная, но требуется постоянное обновление автопарка.

Общественный совет рекомендовал руководству Больницы скорой медицинской помощи своевременно информировать работников станции об изменениях, касающихся условий и оплаты их труда, возродить в коллективе систему наставничества, активизировать работу по привлечению на станцию молодых специалистов – врачей и медицинских работников со средним профессиональным образованием. Минздраву Карелии рекомендовано рассмотреть возможность подготовки фельдшеров и медицинских сестер скорой медицинской помощи на базе Петрозаводского базового медицинского колледжа, а также обеспечить оснащение станции автомобилями скорой помощи.

Http://www. gov. karelia. ru/gov/News/2018/04/0417_09.html

Вы можете разместить онлайн-сертификат о присвоенном рейтинге или позиции в рэнкинге на вашем сайте.

Для этого выберите один из вариантов сертификата и попросите вашего веб-мастера разместить код из соответствующего поля в нужной позиции вашего сайта.

Вы можете разместить онлайн-сертификат о присвоенном рейтинге или позиции в рэнкинге на вашем сайте.

Для этого выберите один из вариантов сертификата и попросите вашего веб-мастера разместить код из соответствующего поля в нужной позиции вашего сайта.

Если Вы обнаружили неточность в материалах, работе наших сервисов или хотите поделиться мнением о новом сайте – напишите нам!

Обращение в службу внутреннего контроля — это обратная линия, с помощью которой мы напрямую от партнёров и клиентов получаем информацию о том, насколько наша деятельность удовлетворяет вашим требованиям и ожиданиям.

Высказать своё замечание или предложение Вы можете заполнив онлайн-форму, либо позвонив напрямую в отдел внутреннего контроля по телефону (495) 617-07-77 доб. 1645

Высказать свое замечание или предложение Вы можете заполнив онлайн-форму либо позвонив по телефону +7(495) 225-34-44 (доб. 1645)

© 2017 АО «Эксперт РА». Все материалы сайта являются интеллектуальной собственностью АО «Эксперт РА» (кроме случаев, когда прямо указано другое авторство) и охраняются законом. Представленная информация предназначена для использования исключительно в ознакомительных целях.

Настоящая информация не может распространяться любым способом и в любой форме без предварительного согласия со стороны Агентства и ссылки на источник www. raexpert. ru

Использование информации в нарушение указанных требований запрещено.

Http://raexpert. ru/database/companies/moskovskii_npz/

К:Предприятия, основанные в 1938 году Моско́вский нефтеперераба́тывающий заво́д, МНПЗ (Акционерное общество «Газпромнефть – Московский НПЗ») — нефтеперерабатывающее предприятие нефтяной компании «Газпром нефть», расположенное в Москве в районе Капотня. Введено в строй в 1938 году. Профиль НПЗ — топливный.

Необходимость нефтеперерабатывающего предприятия в ближнем Подмосковье была вызвана потребностями бурной индустриализации Советского Союза в 1930-е годы и, в частности, ростом количества автотранспорта. На тот момент в РСФСР функционировало всего пять НПЗ, причём все они располагались в районах нефтедобычи.

Поэтому на землях, выделенных Наркомату тяжёлой промышленности СССР в Ухтомском районе Московской области недалеко от посёлка Капотня рядом с Москвой-рекой, в феврале 1936 года было начато строительство нового предприятия — Московского крекинг-завода № 413 [1] .

1 апреля 1938 года на заводе была переработана в бензин первая тонна нефти — эта дата и считается днём рождения МНПЗ. Его первым директором был назначен Николай Мухин [2] . В 1939 году предприятие было переподчинено Наркомату нефтяной промышленности (с 1946 года — Миннефтепром СССР) [1] .

Расчётная мощность НПЗ в первые годы составляла 155 тыс. т бензина в год, причём основным сырьём при его производстве тогда был мазут Бакинских нефтепромыслов — его привозили баржами по Москве-реке и выгружали в районе Братеевской поймы. Позднее была построена система магистральных трубопроводов [1] .

Великая Отечественная война продемонстрировала, что стратегическое значение Московского крекинг-завода № 413 для обороны и народного хозяйства Советского Союза трудно переоценить: он находился в самом сердце страны и бесперебойно обеспечивал и фронт, и тыл остро необходимыми горюче-смазочными материалами. С началом войны в июне 1941 года и быстрым продвижением врага на восток многие столичные заводы эвакуировались в азиатскую часть России, Казахстан и Среднюю Азию, однако демонтаж и вывоз всего НПЗ был невозможен: это обескровило бы оборону города. Поэтому были вывезены лишь некоторые его установки, а остальное оборудование заминировано на случай захвата гитлеровцами [3] .

У немецких лётчиков завод был указан в «топ-листе» объектов для уничтожения — наряду с Кремлём и Мавзолеем Ленина. С конца июля и до конца октября 1941 года он подвергался почти ежедневным массированным налётам люфтваффе. Бомбить завод бомбардировщики прилетали ночью. Сначала они сбрасывали на парашютах осветительные бомбы, которые защитники завода гасили меткими выстрелами; после этого в действие шли зажигательные бомбы, в борьбу с которыми вступала заводская пожарная команда [4] .

Московский крекинг-завод № 413 был взят под усиленную охрану; его непосредственная оборона продлилась 90 дней, при этом объект ни на день не прекращал работы. С целью ввода врага в заблуждение по курсу германских бомбардировщиков, но на 3 км ранее расположения реального предприятия (в районе, где ныне находится ТЭЦ-22), силами почти 2 тыс. человек была возведена его точная копия в натуральную величину из фанеры и старых бочек из-под мазута [3] [4] .

Вокруг бутафорского завода были высажены дополнительные лесополосы, чтобы он как можно меньше отличался от прототипа при аэрофотосъёмке. Во время и после каждой бомбардировки самолётами ВВС Третьего Рейха дежурившие на бутафорском заводе сапёры намеренно жгли использованную тару и промасленную ветошь, чтобы создать впечатление большого урона из-за пожаров. Гитлеровское командование поверило в подложный завод-близнец. Таким образом удалось минимизировать реальный ущерб предприятию и дотянуть до начала периода затяжных осенних дождей, когда основные налёты прекратились [3] [4] .

В ходе оборонительного этапа битвы за Москву при максимальном приближении линии фронта прямо на Московском крекинг-заводе № 413 была организована заправка отправлявшейся на фронт бронетехники горючим. Из-за прекращения сырьевых поставок из Закавказья были перестроены схемы снабжения, оперативно решались проблемы переработки крайне неоднородного по качеству сырья с востока страны. При этом уже к концу 1941 года завод выпускал на четыре вида продукции больше, чем до войны, построив новые цеха и оснастив их оборудованием. Продолжая работать на полную мощность, за 1941—1945 годы НПЗ совокупно переработал 2,8 млн т нефти [3] .

В августе 1960 года указом Президиума Верховного Совета РСФСР рабочий поселок Капотня был выведен из состава Люберецкого района Московской области и включен в состав Москвы. Одновременно в черте столицы оказалась и территория Московского крекинг-завода № 413 Миннефтепрома СССР, переименованного в сентябре 1952 года в Московский нефтеперерабатывающий завод (МНПЗ) [5] .

В начале 1960-х годов на МНПЗ была проведена комплексная автоматизация, запущены 19 новых объектов. За 1950—1960-е годы введены в эксплуатацию первые в Советском Союзе электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) с шаровыми электродегидраторами, установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытная установка по производству полипропилена, установка каталитического риформинга бензина, а также печь беспламенного горения [5] . За запуск этой печи тогдашний (1953—1975) директор завода Демид Иванюков и учёные Гипронефтемаша удостоились Ленинской премии [5] .

К началу 1970-х годов на Московском НПЗ было внедрено 12 новых технологических процессов, налажен выпуск 32 видов новой продукции, организована спецлаборатория по анализу содержания вредных веществ в атмосферном воздухе на промплощадках и в жилых районах вблизи завода. В это же время был запущен в эксплуатацию первый в Советском Союзе цех по переработке полипропилена [5] .

В первой половине 1970-х годов завод подвергся масштабной модернизации (в частности, его мощность была доведена до 12 млн т нефти в год), а в 1976 году пережил смену руководства, новым директором (1976—1987) стал Эдуард Джашитов [2] . В 1983 году на предприятии заработала установка каталитического крекинга, первый в СССР отечественный комплекс по глубокой переработке нефти. К началу 1990-х годов доля продукции МНПЗ на рынке нефтепродуктов Москвы и Московской области составляла 70 % [5] .

В 1994—1995 годах предприятие было акционировано. В мае 1994 года завод был преобразован в ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод» с 51 % акций в федеральной собственности, его первым гендиректором стал избранный ещё в 1987 году трудовым коллективом директор предприятия Анатолий Самохвалов [6] . В 1997 году НПЗ вошёл в состав ОАО «Центральная топливная компания» (ЦТК). Управление Московским НПЗ осуществляла нефтяная компания Sibir Energy совместно с Правительством Москвы [5] .

До 2008 года основными акционерами МНПЗ были: полностью принадлежащая Sibir Energy ОАО «Московская нефтегазовая компания (МНГК)» (50,08 % акций), «Газпром нефть» (38,8 % уставного капитала) и «Татнефть» (около 18 % уставного капитала, в том числе около 8 % — голосующие акции) [7] . В мае 2008 года ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Московская нефтегазовая компания» для управления заводом зарегистрировали в Нидерландах совместное предприятие на паритетных началах — Moscow NPZ Holdings B. V. [8] .

В конце 2010 года состав акционеров радикально изменился: нефтяная компания «Газпром нефть» приобрела 100 % Sibir Energy, став основным владельцем, контролирующим завод. В ноябре 2011 года МНПЗ был переименован в ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» (Gazpromneft Moscow Refinery) [5] . При этом выделенное с 2003 года в отдельное юрлицо производство полипропилена было преобразовано в совместное предприятие «Газпром нефти» с нефтехимической компанией «СИБУР Холдинг» — ООО «НПП Нефтехимия» [9] .

Основным акционером МНПЗ является ОАО «Газпром нефть». Генеральный директор — Аркадий Егизарьян. Общая численность сотрудников составляет около 2,2 тыс. человек. Предприятие расположено по адресу: Россия, 109429, Москва, Капотня, 2-й квартал, д. 1, корп. 3 [10] .

Нынешняя установленная мощность Московского НПЗ — 12,15 млн т нефти в год [10] . Это самый компакт­ный нефтеперерабатывающий завод такой мощности, его площадь составляют лишь 284 га (для сравнения: расположенный рядом Кузьминский лесопарк занимает почти 1,2 тыс. га) [11] .

Производственный комплекс завода включает в себя более 30 установок различного назначения, в том числе каталитического крекинга, термокрекинга, риформинга. Выпускает бензины марок АИ-80ЭК; АИ-92ЭК; АИ-95ЭК, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, битумы, серу, различные полимеры и т. п. Предприятие подключено к магистральному нефтепроводу из Западной Сибири и Татарстана, а также продуктопроводам (бензин, авиакеросин, дизельное топливо) [10] . Кроме того, на заводе есть четыре резервуара вместимостью по 50 тыс. т нефти каждый.

МНПЗ обеспечивает 40 % потребностей столицы России в бензине и 50 % в дизельном топливе, является основным поставщиком топлива для столичных аэропортов. Это один из крупнейших налогоплательщиков среди предприятий Москвы [11] , вклад завода в бюджет города (2013) — более 1,2 млрд руб. в год, не считая акцизных выплат [12] . Около 80 % вырабатываемой продукции реализуется в Москве и Московской области, 10—15 % экспортируется, 5—10 % отгружается в другие регионы России и страны ближнего зарубежья.

В 2013 году первым среди российских профильных предприятий завод полностью перешел на выпуск моторного топлива экологического класса евро-5 [5] . Использование такого топлива позволяет впятеро (по сравнению с евро-4) снизить нагрузку на атмосферу от автомобильных выхлопов [10] .

По итогам 2014 года МНПЗ переработал 10,76 млн т нефти. Объём выработки высокооктановых бензинов экологического класса 5 достиг 2,23 млн т, их доля в общем объёме автомобильных бензинов составила 92,88 %, дизельного топлива класса 5 — более 79,43 %. Объём производства дизтоплива — 2,16 млн т, керосина — 630 тыс. т, битумных материалов — 1,02 млн т. Глубина переработки в 2014 году составила 71,77 % [13] .

В 1941—1945 годах за героический труд коллективу предприятия 14 раз присуждалось переходящее Красное знамяГосударственного комитета обороны СССР, позже переданное заводу на вечное хранение [1] . В 1966 году за выдающиеся успехи в труде и вклад в развитие отечественной нефтепереработки Московский НПЗ был награждён орденом Трудового Красного Знамени[2] . В 1985 году в ознаменование 40-летия Победы в Великой Отечественной войне и за выдающиеся заслуги в обеспечении войск горюче-смазочными материалами завод был награждён орденом Отечественной войны I степени [5] . В 2013 году завод стал лауреатом конкурса правительства Москвы в области охраны окружающей среды в номинации «Лучший реализованный проект с использованием экологически чистых и энергосберегающих технологий» за переход на производство моторного топлива стандарта евро-5 [10] . По итогам 2013 года Всемирная ассоциация по нефтепереработке(World Refining Association, WRA) признала Московский НПЗ лучшим нефтеперерабатывающим предприятием СНГ[14][10] .

Технологическая схема на Московском НПЗ подразделяется на восемь этапов, три из которых относятся к первичным процессам, остальные пять — ко вторичным. В ходе первичных процессов происходит физическое разделение сырой нефти на фракции. В ходе вторичных — углубление её переработки и улучшение качества получившихся нефтепродуктов [15] .

В процессе Подготовки сырая нефть под воздействием высокого напряжения (25 тыс. вольт) очищается на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) от лёгких углеводородов и иных примесей, а также обезвоживается. Далее в ректификационной колонне установки Атмосферно-вакуумной перегонки очищенная нефть разделяется на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В ходе Вакуумной дистилляции в колонне вакуумной перегонки при абсолютном давлении не выше 0,07 мПа из мазута выделяются пригодные для дальнейшей переработки фракции, а остаток — гудрон — поступает в установку по производству битумов [15] .

Далее в реактивном блоке на особой установке происходит Риформинг: путём нагревания и последовательных химических реакций в бензиновых фракциях повышается октановое число. В процессе Изомеризации при давлении до 35 атм. и температуре от 160°С до 380°С получаются изоуглеводороды (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан — углеводороды с разветвлённой цепью). В результате термического, химического и каталитического расщепления в реакторах в ходе Крекинга выделяется больше бензиновых фракций, при этом отдельно образуются бензол и толуол. Гидроочистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций происходит при температуре от 280°С до 340°С, они освобождаются от серных и азотных соединений, а также кислорода. Процессы завершаются Блендингом — смешиванием полученных компонентов в определённых отраслевыми стандартами пропорциях для получения готовой продукции [15] .

На МНПЗ существуют две технологические цепочки, объединённые в кольца — малое и большое. Каждое из колец содержит набор установок, обеспечивающих непрерывную переработку нефти. Обе технологические цепочки раз в два года проходят капитальный ремонт. В то время, пока идут ремонтные работы на установках одного кольца, переработка сырья осуществляется установками другой цепочки. Это позволяет заводу работать без перерывов [2] .

В программу капремонта включено техобслуживание всех производственных установок. Подвергаются восстановлению сосуды, аппараты, печи, трубопроводы, реакторы, на объектах ведутся работы по модернизации оборудования, техническому перевооружению — всему, что невозможно выполнить в период штатной эксплуатации. В 2016 году Московский НПЗ переходит на четырёхлетний интервал между капитальными ремонтами, это позволит довести эксплуатационную готовность предприятия до 95,9 % [2] .

До 2003 года и выделения полипропиленового производства в отдельное предприятие производство на Московском НПЗ было разграничено на 8 основных и 9 вспомогательных цехов:

В настоящее время структура модернизирована и оптимизирована. Ниже перечислены технологические установки и участки, сгруппированные по цехам, к которым они относятся и где находятся [2] :

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Установка ЭЛОУ АВТ-6 предназначена для переработки сырой нефти и состоит из блока ЭЛОУ (электрообессоливающей установки), колонн атмосферной и вакуумной перегонки, блока вторичной стабилизации бензина, реагентного хозяйства и котлов-утилизаторов. В колонне стабилизации бензина (головная фракция) — это газы, такие как пропан, бутан и пентан до 2,5 %. После своего выхода они поступают на газофракционирующую установку (ГФУ). Далее идут фракции:

Блока вторичной перегонки:
НК-85 — компонент бензина прямой перегонки для изомеризации; Фр. 85-120 — компонент прямогонного бензина для каталитического риформинга;

Блока атмосферной перегонки:

Фр.120—180 — фракция для каталитического риформинга; Фр.150—250 — керосиновая фракция ТС-1; Фр.240—370 — компонент дизельного топлива (ДТ).

Вакуумного блока:

Фр. до 350 — компонент ДТ; Фр. 350—560 — сырьё каталитического крекинга; свыше 500 — гудрон, являющейся сырьём для установки висбрекинга (АТ-ВБ) и для битумной установки, а также топочного мазута.

Установка ЛЧ-35-11/1000 предназначена для вторичной переработки бензиновых фракций. На данной установке происходит риформинг бензина с октановым числом 50 до октанового числа 80 (числа приведены по исследовательскому методу (RON). Установка состоит из трех блоков.

Первый блок — гидроочистки. В нём на алюминиевокобальтовомолибденовых катализаторах бензин очищают от вредных примесей серы, азота и кислорода. Далее он поступает во второй блок — блок каталитического риформинга, в котором на платиновом катализаторе происходит реакция дегидрирования нафтеновых углеводородов. Третий блок осуществляет стабилизацию бензина, и служит для удаления из конечного продукта углеводородных газов, которые накопились вследствие химических процессов, протекавших во втором блоке.

После прохождения установки ЛЧ-35-11/1000 в бензине повышается содержание ароматических углеводородов с 10 % до 60 %. Основу производства составляют печь для подогрева сырья П 101 и колонна К-1, а также насосная установка.

Для контроля качества продукции на заводе имеется лаборатория, которая проводит анализы выпускаемого бензина, дизельного топлива, керосина, битума и других видов продукции, выпускаемой заводом. Лаборатория проводит следующие виды анализа:

Измерение фракционного состава Определение температуры воспламенения для топлив с целью присвоения класса пожароопасности Анализ на вязкость и твердость для битумов Анализ на содержание серы для бензинов Хроматографический и потенциостатический анализ топлива Маркировку битума Анализ топлива на содержание ароматических углеводородов

Функционирующая на заводе Автоматизированная система мониторинга воздуха (АСМВ) даёт возможность в режиме реального времени получать информацию о состоянии атмосферного воздуха на территории завода и в его окрестностях. Она была запущена в апреле 2015 года после испытаний с участием ГПБУ «Мосэкомониторинг» и стала частью общегородской системы контроля состояния воздуха в Москве. Её показания доступны как природоохранным органам столицы, так и простым гражданам [16] .

АСМВ состоит из локальных автоматизированных постов, оснащённых приборами аналитического контроля, получающих данные непосредственно из заводских труб. Установленные внутри труб газоанализаторы обеспечивают непрерывное измерение состава воздуха и содержания в нём тех или иных примесей. На постах в автоматическом режиме происходит анализ этих данных, и по каналам оптоволоконной связи результаты измерений выводятся на мониторы операторов технологических установок, диспетчера по заводу и специалистов экологической службы предприятия [16] .

Полученные в онлайн-режиме данные позволяют контролировать уровень воздействия установок Московского НПЗ на окружающую среду и корректировать режим их работы. Каждые 20 минут данные о состоянии воздуха над заводом автоматически передаются в «Мосэкомониторинг». АСМВ смонтирована на восьми объектах предприятия, определённых «Мосэкомониторингом» [16] :

установке утилизации углеводородных газов; дымовых трубах котельной ДЕ-100; установке атмосферно-вакуумной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6; установке каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000; установках получения серы и водорода; установке гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000; комбинированной установке каталитического крекинга Г-43-107.

10 ноября 2014 года микрорайон Кожухово был окутан густой дымкой с ярко выраженным запахом [17] . Позже запах распространился по многим другим районам Москвы; предельно допустимые нормы по содержания вредных веществ в некоторых из них были превышены в несколько раз [18] . В тот же день первый замначальника главного управления МЧС России по Москве Юрий Акимов сообщил, что на НПЗ в Капотне произошла утечка сероводорода [19] .

На следующий день министр природных ресурсов и экологии России Сергей Донской сообщил, что по результатам проведённой Росприроднадзором проверки зафиксировано многократное превышение ПДК вредных веществ в выбросах Московского НПЗ [20] . Согласно версии Росприроднадзора, Московский НПЗ допустил превышение ПДК по изопропилбензолу (кумол) в 23—30 раз, пропаналю в 13 раз, ксилолу в 2 раза. Авария произошла в связи с утечкой высокооктановой смеси, использовавшейся для улучшений качеств топлива. Значимому загрязнению воздуха подверглись юго-восточные районы Москвы — Капотня, Люблино, Марьино, Братеево [21] .

На предприятии выводы Росприроднадзора назвали некорректными, указав, что изопропилбензол в производстве МНПЗ не используется, пропаналь не является характерным веществом, образующимся в процессе нефтепереработки на заводе, а данные по показателю уровня сероводорода на территории МНПЗ по результатам проверки самого Росприроднадзора равны нулю [22] . В начале декабря 2014 года руководитель Ростехнадзора Алексей Алешин проинформировал, что причиной выброса сероводорода авария на МНПЗ быть не могла: первое место, куда направились специалисты его ведомства, был как раз Московский НПЗ и там не было зафиксировано никаких связанных с этим происшествий [23] . Зампред комитета Госдумы по природным ресурсам и экологии Максим Шингаркин заявил, что виновника выброса установить не удалось [24] .

Несмотря на то, что по факту выброса прокуратура Москвы возбудила уголовное дело [22] , обвинения Московскому НПЗ так и не были предъявлены [25] . По словам главы ДППиООС Москвы Антона Кульбачевского, под подозрением находятся около 30 предприятий, а всего в Москве насчитывается 80 возможных источников сероводорода [25] . Руководитель метеорологической обсерватории МГУ, доцент кафедры метеорологии и климатологии геофака МГУ Михаил Локощенко сообщил, что анализ ветров над Москвой в тот день, сопоставленный с хронологией появления сероводородного облака в различных её районах, однозначно [25] показал: вынос с юго-востока был в те часы в тех условиях невозможен. «Если бы выброс газа произошёл на заводе в Капотне, он никак не смог бы оказаться над центром Москвы ранее двух часов дня. Искать источник в это время нужно значительно севернее», — уверен он [25] .

С 2007 года МНПЗ попал в поле зрения следователей Межрайонной природоохранной прокуратуры Москвы. Проверки следователей прокуратуры и Росприроднадзора показали, что на территории предприятия находилась доставшаяся ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» от прежних собственников система водостоков, не указанная на топографических картах, и по ней в реку сливались неочищенные отходы производства нефтепродуктов. В Люблинском райсуде Москвы против Московского НПЗ было возбуждено дело о негативном воздействии на окружающую среду буферного пруда завода. В октябре 2012 года Люблинский суд обязал МНПЗ за год устранить нарушения [26] .

В результате на заводе были построены закрытые очистные сооружения, после чего буферный пруд был в 2013 году ликвидирован, а на территории, которую тот занимал, проведена рекультивация грунтов. Там планируется размещение второй очереди комплекса биологических очистных сооружений, которые позволят довести очистку сточных вод МНПЗ до уровня чистоты воды в рыбохозяйственных водоёмах. Новая система, по данным пресс-центра «Газпром нефти», сможет удалять из сточных вод предприятия 98 % загрязняющих веществ и в 2,5 раза снизить водопотребление завода [26] .

Тем не менее, 11 ноября 2014 года Арбитражный суд города Москвы вынес решение по иску Межрайонной природоохранной прокуратуры города к МНПЗ, обязав последний возместить столице совокупный ущерб в 1,391 млрд рублей от загрязнения атмосферного воздуха и вод Москвы-реки за 2011—2012 годы [26] . По информации департамента Росприроднадзора по Центральному федеральному округу (ЦФО) России, эти средства были выплачены предприятием городу, а затем возвращены обратно департаментом природопользования и охраны окружающей среды Москвы как переплата в счёт выполненных ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» природоохранных мер. В московском департаменте природопользования подчёркивают, что на эти мероприятия завод потратил 12 млрд рублей, что в 10 раз превышает сумму расчёта платы за негативное воздействие на окружающую среду (1,391 млрд) [27] .

Последняя модернизация на Московском НПЗ была закончена ещё в 1975 году. Поэтому с 2011 года, после смены собственников, проводится новая масштабная модернизация, её планируется завершить в 2020 году, инвестировав совокупно более 130 млрд рублей. Значимой частью программы стали природоохранные мероприятия [28] .

За 2011—2015 годы ликвидированы все отходы, накопленные за предыдущие 20 лет (более 260 тыс. т). В результате замены очистного оборудования объём атмосферных выбросов CO2 сократился в 10 раз, а H2S — в 70. В целом, за четыре года вредные выбросы уже уменьшены вдвое. К 2017 году на заводе на 80 % обновится оборудование [28] , а санитарно-защитная зона вокруг НПЗ полностью уйдёт из жилой застройки и на 127—250 м приблизится к предприятию. Город дополнительно получит более 500 га земли под лесопосадки, строительство парковок и соцобъектов [29] .

Также к 2017 году планируется демонтаж подземных мазутных резервуаров (объём каждого 10 тыс. м³) [29] и внедрение сооружений биологической очистки, что вернёт до 80 % используемой на заводе воды обратно в технологический цикл. По словам гендиректора МНПЗ Аркадия Егизарьяна, к 2020 году будет запущена одна из технологий, позволяющая обойтись вообще без сброса воды: за счёт выпаривания солей (в том числе тяжёлых металлов) и примесей можно получать дистиллированную воду, а эти соли и примеси утилизировать отдельно, на полигонах [28] .

К 2020 году на МНПЗ рассчитывают снизить выход битумных паров на 99 %, выбросы сероводорода на 96 %, диоксида серы на 90 %, сократить количество потребляемой предприятием воды на 75 % и снизить его совокупное воздействие на гидросферу вдвое [29] . По расчётам департамента природопользования и охраны окружающей среды Москвы, в результате модернизации Московского НПЗ суммарное снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу должно составить 48 %, а по сероводороду — 96 % [27] . Мэр Москвы Сергей Собянин оценивает развернувшуюся на заводе модернизацию как «крупнейший инвестиционный проект в сфере промышленности города» и «революцию с точки зрения экологии» [30] .

Http://wikipedia. green/%D0%9C%D0%BE%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

Господа, специалисты, подскажите, из налоговой придет документ, обязывающий выплатить 13% от суммы за выкуп акций (как налог на автомобиль, к примеру)? Или я самостоятельно должен заполнить НДФЛ-3 и отправить в налоговую? Заранее благодарю за конструктивный ответ.

Государственный регистрационный номер выпуска – 1-02-00084-A от 30.03.1998;

Загрязнение воздуха никак не связано с Московским нефтеперерабатывающим заводом, сообщили «Русской службе новостей» в пресс-службе МНПЗ, расположенного в Капотне.

«Ничего у нас не взрывалось, мы работаем в обычном режиме. У нас ремонт, у нас ползавода стоит, и посты контроля у нас превышений не фиксируют. Выездная лаборатория тоже ни одного нарушения в нашей санитарной зоне не зафиксировала. У нас есть своя лаборатория, которая фиксирует ежесуточные замеры, согласованные по плану-графику с Роспотребнадзором. Ни одного превышения за последние 10 суток у нас нет», – рассказали в пресс-службе завода.

Ранее москвичи сообщали в социальных сетях о резком запахе сероводорода, который ощущается в разных районах города. Горожане начали жаловаться на головную боль и раздражение слизистой оболочки глаз. Столичные МЧС, Гринпис и Департамент природопользования и охраны окружающей среды не знают о причинах происхождения запаха.

Вранье. На Белой Даче постоянно по ночам эта вонь стоит, когда ветер с Капотни. А ПОСЛЕДНИЕ 2-3 ДНЯ просто постоянно воняло и днем, форточку не открыть.

Столичная прокуратура сообщила о возбуждении уголовного дела по факту загрязнения атмосферы столицы выбросами сероводорода в минувшие выходные. Дело возбуждено по материалам проверки Московской природороохранной прокуратуры.

"По материалам проверки межрайонной природоохранной прокуратуры Москвы управлением организации дознания ГУ МВД России по Москве возбуждено уголовное дело по признакам состава преступления, предусмотренного ч.1 ст.251 УК РФ (нарушение правил выброса в атмосферу загрязняющих веществ, если эти деяния повлекли загрязнение и иное изменение природных свойств воздуха)", – говорится на сайте прокуратуры Москвы.

Ранее сегодня пресс-служба Генпрокуратуры сообщила, что Московская природоохранная прокуратура проводит проверку Московского НПЗ и требует возбудить уголовное дело по факту выброса в в Москве сероводорода. В сообщении говорилось, что межрайонная природоохранная прокуратура Москвы провела проверку на территории ОАО "Газпромнефть-МНПЗ" на предмет соблюдения законодательства об охране атмосферного воздуха, а материалы проверки направлены в управление МВД России для решения вопроса о возбуждении уголовного дела.

Представитель "Газпром нефти" не смог прокомментировать РБК эту информацию.

О том, что материалы проверки направлены в Генпрокуратуру, РБК сообщил накануне источник в Следственном комитете.

11 ноября МЧС сообщило о превышении допустимых концентраций изопропилбензола в выбросах Московского НПЗ в 23-30 раз. Московскому НПЗ теперь грозит административное наказание в виде приостановки деятельности на 90 дней.

Http://forum. mfd. ru/forum/thread/?id=62662

“Перед использованием информации, размещенной на официальном Сайте, просим Вас ознакомиться с требованиями настоящего Уведомления. Использование информации официального Сайта рассматривается как согласие с нижеизложенными требованиями: Использование информации (текстовой, графической, аудиовизуальной и иной), размещаемой на Интернет сайте (далее – “Сайт”), может осуществляться только при условии соблюдения всех требований настоящего Уведомления. Информация, размещенная на Сайте, может быть использована исключительно в некоммерческих (личных, ознакомительных, образовательных, исследовательских и аналогичных) целях. Запрещается использовать такую информацию в каких-либо коммерческих целях, включая (но, не ограничиваясь) изготовлением копий такой информации на возмездной основе, использованием информации Сайта в коммерческих презентациях, либо предоставления платного доступа к такой информации иным способом. Копирование информации, размещенной на Сайте (равно как цитирование в средствах массовой информации тех или иных сведений, либо сообщений, указанных в информационных разделах Сайта) допускается только при условии указания ссылки на источник такой информации (в сетевых СМИ – гиперссылки на соответствующую Интернет страницу с уникальным сетевым адресом). Внесение каких-либо изменений, добавлений или искажений в копируемую (цитируемую) информацию не допускается. Информационные ресурсы, непосредственно доступные с Сайта, находятся как в государственной собственности Российской Федерации, так и в частной, если иное не установлено законодательством об информации, информатизации и защите информации. Указанные информационные ресурсы являются информацией открытого доступа и не могут рассматриваться как конфиденциальные сведения, подлежащие защите в соответствии с законодательством о государственной тайне. При переходе по гиперссылкам, которые указывают на страницы сетевых информационных ресурсов других организаций, пользователь покидает Сайт. ОАО “Московский НПЗ” не несет ответственности за достоверность сведений, составляющих информационные ресурсы сторонних организаций, а также за актуализацию и периодичность обновления соответствующей информации. Дизайн и структура Интернет страниц, составляющих Сайт, а также иные их элементы, являющиеся объектом охраны по законодательству Российской Федерации об авторских правах и интеллектуальной (промышленной) собственности, не могут воспроизводиться (копироваться, имитироваться) полностью или частично для создания на их основе новых информационных объектов либо для каких-либо иных целей, нарушающих указанное законодательство. Изображения, графика, звуковая или видео информация не могут копироваться для размещения на иных Интернет ресурсах (Интернет страницах) либо для распространения путем создания копий на бумажных или магнитных носителях без письменного разрешения ОАО “Московский НПЗ”. ОАО “Московский НПЗ” не несет ответственности за какие-либо неблагоприятные последствия использования информации, размещенной на Сайте. Информация, размещаемая на Сайте, подлежит периодическому обновлению. В ней могут содержаться типографические и иные ошибки, которые, однако, исправляются незамедлительно по мере их выявления. Электронные сообщения, размещаемые в информационных разделах (интерактивных сервисах) Сайта могут быть удалены без предварительного предупреждения. Лица, посещающие Сайт, обязаны соблюдать иные (не указанные в настоящем Уведомлении) требования законодательства Российской Федерации об информационных ресурсах. Лица, нарушающие требования настоящего Уведомления, несут гражданскую, административную и уголовную ответственность в соответствии с законодательством Российской Федерации. Текст и условия настоящего Уведомления могут быть пересмотрены или дополнены без предварительного предупреждения. Использование информации, размещенной на Сайте, должно отвечать требованиям той редакции Уведомления, которая действовала на момент посещения Сайта пользователем. В настоящее время действует Уведомление в редакции от “03” августа 2004 года. Вопросы, связанные с порядком использования информации, размещенной на Сайте, или условиями настоящего Уведомления, могут быть направлены на адрес уполномоченного подразделения ОАО “Московский НПЗ”.

Уведомление о конфиденциальности информации, формируемой при использовании Сайта завода

“При использовании информации, размещаемой на официальном Интернет сайте ОАО “Московский НПЗ” (далее – “Сайт”), технические средства Сайта автоматически распознают сетевые (IP) адреса и доменные имена каждого пользователя (посетителя Сайта). Упомянутые сведения; электронные адреса лиц, пользующихся интерактивными сервисами Сайта и (или) отправляющих электронные сообщения в адреса, указанные на Сайте; автоматически накапливаемые сведения о том, к каким Интернет страницам Сайта обращались пользователи; иные сведения (в том числе персонального характера), сообщаемые пользователями, – хранятся с использованием технических средств Сайта для целей, указанных в настоящем Уведомлении. Сведения о пользователях Сайта, накапливаемые и хранимые в технических средствах Сайта, используются исключительно для целей совершенствования способов и методов представления информации на Сайте, улучшения обслуживания его пользователей (посетителей), выявления наиболее посещаемых Интернет страниц (интерактивных сервисов) Сайта, а также ведения статистики посещений Сайта. Вне пределов, указанных в пункте 2 настоящего Уведомления, сведения о пользователях Сайта не могут каким-либо образом использованы или разглашены. Доступ к таким сведениям имеют только лица, специально уполномоченные на проведение работ, указанных в пункте 2 настоящего Уведомления и предупрежденные об ответственности за случайное или умышленное разглашение либо несанкционированное использование таких сведений. Информация персонального характера о пользователях Сайта хранится и обрабатывается с соблюдением требований российского законодательства о персональных данных. Какая-либо информация, являющаяся производной по отношению к сведениям, перечисленным в пункте 1 настоящего Уведомления, представляется для последующего использования (распространения) исключительно в обобщенном виде, без указания конкретных сетевых (электронных) адресов и доменных имен пользователей (посетителей) Сайта. Рассылка каких-либо электронных сообщений по сетевым (электронным) адресам пользователей (посетителей) Сайта, а также размещение на Сайте гиперссылок на сетевые (электронные) адреса пользователей Сайта и (или) их Интернет страницы допускаются исключительно, если такая рассылка и (или) размещение прямо предусмотрены правилами использования соответствующего интерактивного сервиса и на такую рассылку и (или) размещение получено предварительное согласие пользователя (посетителя) Сайта, выраженное в форме, предусмотренное указанными правилами. Переписка с пользователями (посетителями) Сайта, не относящаяся к использованию интерактивных сервисов Сайта, либо иных информационных разделов Сайта, не производится. Вопросы и замечания, связанные с порядком использования информации, собираемой при использовании Сайта, или условиями настоящего Уведомления, должны быть адресованы в адрес уполномоченного подразделения ОАО “Московский НПЗ”.

Http://mnpz. ru/notification. html

"МОСКОВСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД", ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО

• Нефтепродукты (производство); • Пластмассовые плиты, полосы, трубы и профили (производство); • Моторное топливо, включая авиационный бензин (оптовая торговля); • Прочие текстильные ткани (производство); • Пластмассы и синтетические смолы в первичных формах (производство); • Химические неорганические основные вещества (производство); • Волокна искусственные и синтетические (производство); • Металлы драгоценные (производство изделий технического назначения);

Начальная максимальная цена контракта 77274001.38 рублей. Поставка запчастей и расходных материалов для автомобилей в ФГБУ ГНЦ Институт иммунологии ФМБА России

Начальная максимальная цена контракта 276494.70 рублей. Объявляется открытый запрос предложений. Предмет запроса поставки топлива наливом

Начальная максимальная цена договора 7 123 680,16 руб. ОЗП №20196 П – Определение лучших условий поставки топлива наливом для нужд Публичное акционерное общество Московская объединенная энергетическая компания

Начальная максимальная цена контракта 7123680.16 рублей. 1218-2017-00032 Поставка ГСМ по топливным картам

Начальная максимальная цена контракта 1321040.00 рублей. Автомобильный бензин АИ-95, Автомобильный бензин АИ-92, Дизельное топливо

Начальная максимальная цена контракта 1698611.20 рублей. Право на заключение договора на поставку нефтепродуктов путем заправки автотранспорта на АЗС с использованием топливных карт

Начальная максимальная цена контракта 4999920.00 рублей. Поставка ГСМ для нужд ЦА АО НИКИМТ-Атомстрой

Начальная максимальная цена контракта не указано. Поставка горюче-смазочных материалов ГСМ с использованием топливных карт для нужд филиала Копейский ВГСО ФГУП ВГСЧ

Http://menfo. biz/com/2931191/moskovsky-npz

Московский нефтеперерабатывающий завод выпускает дорожные битумы марок БН-П и БН-Ш, перерабатывая смесь нефтей восточного месторождения методом периодического окисления в кубах остаточного продукта атмосферно-вакуумной перегонки.  [1]

Московский нефтеперерабатывающий завод имеет в своем составе девять технологических установок, резервуарный парк, энергохозяйство, в составе которого имеются ТЭЦ, две котельные и система водоснабжения, а также ремонтное хозяйство.  [2]

Московского нефтеперерабатывающего завода, намечен в текущем году на Уфимском НПЗ им. Серьезными недостатками этой установки являются: громоздкость, большая металлоемкость и высокий расход электроэнергии. Кроме того, для получения жидкого парафина с содержанием ароматических углеводородов не более 0 5 %, что необходимо для синтеза моющих средств и белково-витаминных концентратов, требуется дополнительная адсорбционная очистка парафина, а это приведет к значительному его удорожанию. Разрабатываемая в ГрозНИИ и Гипрогрознефти другая технологическая схема карбамидной депарафинизации, предусматривающая использование кристаллического карбамида и трехступенчатого центрифугирования, находится пока в стадии проверки. Следует отметить, что для получения жидкого парафина требуемого качества по этой схеме также намечается дополнительная очистка его серной кислотой.  [3]

На Московском нефтеперерабатывающем заводе осуществлено промышленное производство полипропилена.  [4]

На Московском нефтеперерабатывающем заводе произведена модернизация двухскатной печи теплопроизводительностыо 4 2 мгккал / – шс на печь с беспламенными панельными горелками.  [5]

На Московском нефтеперерабатывающем заводе часто перегорали трубные змеевики котлов НР-18.  [6]

На опытно-промышлеиной установке Московского нефтеперерабатывающего завода для депарафинизации по методу Аз-НИИ НП применяется мочевина в виде 70 % – ного раствора в изопропиловом спирте ( 32, 33 ], а кристаллический комплекс от жидкой фазы отделяется на вакуум-фильтрах.  [7]

На опытно-промышленной установке Московского нефтеперерабатывающего завода депарафинизации подвергают фракцию 240 – 350 С, выделяемую из смеси нефтей месторождений Татарии. Карбамид применяется в виде 70 % – ного раствора в изопро-паноле. Условия депарафинизации: расход карбамида 250 – 450 % на сырье, температура комплексообразования 25 – 30 С. Комплекс от жидкой фазы отделяется на вакуум-фильтрах.  [8]

Эта работа внедрена на Московском нефтеперерабатывающем заводе и дала большой экономический эффект.  [9]

В июне-ноябре 1962 г. на Московском нефтеперерабатывающем заводе были гроведены промышленные испытания новых поверхностно-активных деэмульга торов 4411, 4422 и отечественного поверхностно-активного деэмульгатора ОС.  [10]

В июне-ноябре 1962 г. на Московском нефтеперерабатывающем заводе были проведены промышленные испытания зарубежных поверхностно-активных деэмульгаторов 4411, 4422 и отечественного поверхностно-активного деэмульгатора ОС.  [11]

В июне-ноябре 1962 г. на Московском нефтеперерабатывающем заводе были проведены промышленные испытания новых поверхностно-активных деэмульгаторов 4411, 4422 и отечественного поверхностно-активного деэмульгатора ОС.  [12]

На основании данных исследований, проведенных Московским нефтеперерабатывающим заводом совместно с Грозненским и Московским нефтяными институтами и Гипронефтемашем, установлено, что в результате охлаждения топки от торцовых стен и присоса воздуха через неплотности кладки и дверцы лазов фактическое напряжение в средней части труб по ее длине больше. Выравнивание геплонапряжения в этом случае достигается лишь тщательным уплотнением выхлопных дверей, лазов и гляделок или же регулировкой производительности горелок.  [13]

Еще более высокие результаты достигнуты на Московском нефтеперерабатывающем заводе. На заводе с первых дней работы в условиях полного хозрасчета и самофинансирования до всех подразделений ( цехов, установок и бригад) доводят показатели чистой продукции и прибыли. Система образования фонда заработной платы и фонда поощрения по подразделениям привязана к этим конечным результатам, что явилось главным фактором роста эффективности производства на предприятии.  [14]

Подъем колонны весом 265 т на Московском нефтеперерабатывающем заводе. Реферативная информация о передовом опыте, сер.  [15]

Http://www. ngpedia. ru/id22911p1.html

Моско́вский нефтеперераба́тывающий заво́д, МНПЗ (Акционерное общество «Газпромнефть – Московский НПЗ») — нефтеперерабатывающее предприятие нефтяной компании «Газпром нефть», расположенное в Москве в районе Капотня. Введено в строй в 1938 году. Профиль НПЗ — топливный.

Необходимость нефтеперерабатывающего предприятия в ближнем Подмосковье была вызвана потребностями бурной индустриализации Советского Союза в 1930-е годы и, в частности, ростом количества автотранспорта. На тот момент в РСФСР функционировало всего пять НПЗ, причём все они располагались в районах нефтедобычи.

Поэтому на землях, выделенных Наркомату тяжёлой промышленности СССР в Ухтомском районе Московской области недалеко от посёлка Капотня рядом с Москвой-рекой, в феврале 1936 года было начато строительство нового предприятия — Московского крекинг-завода № 413 [1] .

1 апреля 1938 года на заводе была переработана в бензин первая тонна нефти — эта дата и считается днём рождения МНПЗ. Его первым директором был назначен Николай Мухин [2] . В 1939 году предприятие было переподчинено Наркомату нефтяной промышленности (с 1946 года — Миннефтепром СССР) [1] .

Расчётная мощность НПЗ в первые годы составляла 155 тыс. т бензина в год, причём основным сырьём при его производстве тогда был мазут Бакинских нефтепромыслов — его привозили баржами по Москве-реке и выгружали в районе Братеевской поймы. Позднее была построена система магистральных трубопроводов [1] .

Великая Отечественная война продемонстрировала, что стратегическое значение Московского крекинг-завода № 413 для обороны и народного хозяйства Советского Союза трудно переоценить: он находился в самом сердце страны и бесперебойно обеспечивал и фронт, и тыл остро необходимыми горюче-смазочными материалами. С началом войны в июне 1941 года и быстрым продвижением врага на восток многие столичные заводы эвакуировались в азиатскую часть России, Казахстан и Среднюю Азию, однако демонтаж и вывоз всего НПЗ был невозможен: это обескровило бы оборону города. Поэтому были вывезены лишь некоторые его установки, а остальное оборудование заминировано на случай захвата гитлеровцами [3] .

У немецких лётчиков завод был указан в «топ-листе» объектов для уничтожения — наряду с Кремлём и Мавзолеем Ленина. С конца июля и до конца октября 1941 года он подвергался почти ежедневным массированным налётам люфтваффе. Бомбить завод бомбардировщики прилетали ночью. Сначала они сбрасывали на парашютах осветительные бомбы, которые защитники завода гасили меткими выстрелами; после этого в действие шли зажигательные бомбы, в борьбу с которыми вступала заводская пожарная команда [4] .

Московский крекинг-завод № 413 был взят под усиленную охрану; его непосредственная оборона продлилась 90 дней, при этом объект ни на день не прекращал работы. С целью ввода врага в заблуждение по курсу германских бомбардировщиков, но на 3 км ранее расположения реального предприятия (в районе, где ныне находится ТЭЦ-22), силами почти 2 тыс. человек была возведена его точная копия в натуральную величину из фанеры и старых бочек из-под мазута [3] [4] .

Вокруг бутафорского завода были высажены дополнительные лесополосы, чтобы он как можно меньше отличался от прототипа при аэрофотосъёмке. Во время и после каждой бомбардировки самолётами ВВС Третьего Рейха дежурившие на бутафорском заводе сапёры намеренно жгли использованную тару и промасленную ветошь, чтобы создать впечатление большого урона из-за пожаров. Гитлеровское командование поверило в подложный завод-близнец. Таким образом удалось минимизировать реальный ущерб предприятию и дотянуть до начала периода затяжных осенних дождей, когда основные налёты прекратились [3] [4] .

В ходе оборонительного этапа битвы за Москву при максимальном приближении линии фронта прямо на Московском крекинг-заводе № 413 была организована заправка отправлявшейся на фронт бронетехники горючим. Из-за прекращения сырьевых поставок из Закавказья были перестроены схемы снабжения, оперативно решались проблемы переработки крайне неоднородного по качеству сырья с востока страны. При этом уже к концу 1941 года завод выпускал на четыре вида продукции больше, чем до войны, построив новые цеха и оснастив их оборудованием. Продолжая работать на полную мощность, за 1941—1945 годы НПЗ совокупно переработал 2,8 млн т нефти [3] .

В августе 1960 года указом Президиума Верховного Совета РСФСР рабочий поселок Капотня был выведен из состава Люберецкого района Московской области и включен в состав Москвы. Одновременно в черте столицы оказалась и территория Московского крекинг-завода № 413 Миннефтепрома СССР, переименованного в сентябре 1952 года в Московский нефтеперерабатывающий завод (МНПЗ) [5] .

В начале 1960-х годов на МНПЗ была проведена комплексная автоматизация, запущены 19 новых объектов. За 1950—1960-е годы введены в эксплуатацию первые в Советском Союзе электрообессоливающая установка (ЭЛОУ) с шаровыми электродегидраторами, установка карбамидной депарафинизации дизельного топлива, опытная установка по производству полипропилена, установка каталитического риформинга бензина, а также печь беспламенного горения [5] . За запуск этой печи тогдашний (1953—1975) директор завода Демид Иванюков и учёные Гипронефтемаша удостоились Ленинской премии [5] .

К началу 1970-х годов на Московском НПЗ было внедрено 12 новых технологических процессов, налажен выпуск 32 видов новой продукции, организована спецлаборатория по анализу содержания вредных веществ в атмосферном воздухе на промплощадках и в жилых районах вблизи завода. В это же время был запущен в эксплуатацию первый в Советском Союзе цех по переработке полипропилена [5] .

В первой половине 1970-х годов завод подвергся масштабной модернизации (в частности, его мощность была доведена до 12 млн т нефти в год), а в 1976 году пережил смену руководства, новым директором (1976—1987) стал Эдуард Джашитов [2] . В 1983 году на предприятии заработала установка каталитического крекинга, первый в СССР отечественный комплекс по глубокой переработке нефти. К началу 1990-х годов доля продукции МНПЗ на рынке нефтепродуктов Москвы и Московской области составляла 70 % [5] .

В 1994—1995 годах предприятие было акционировано. В мае 1994 года завод был преобразован в ОАО «Московский нефтеперерабатывающий завод» с 51 % акций в федеральной собственности, его первым гендиректором стал избранный ещё в 1987 году трудовым коллективом директор предприятия Анатолий Самохвалов [6] . В 1997 году НПЗ вошёл в состав ОАО «Центральная топливная компания» (ЦТК). Управление Московским НПЗ осуществляла нефтяная компания Sibir Energy совместно с Правительством Москвы [5] .

До 2008 года основными акционерами МНПЗ были: полностью принадлежащая Sibir Energy ОАО «Московская нефтегазовая компания (МНГК)» (50,08 % акций), «Газпром нефть» (38,8 % уставного капитала) и «Татнефть» (около 18 % уставного капитала, в том числе около 8 % — голосующие акции) [7] . В мае 2008 года ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Московская нефтегазовая компания» для управления заводом зарегистрировали в Нидерландах совместное предприятие на паритетных началах — Moscow NPZ Holdings B. V. [8] .

В конце 2010 года состав акционеров радикально изменился: нефтяная компания «Газпром нефть» приобрела 100 % Sibir Energy, став основным владельцем, контролирующим завод. В ноябре 2011 года МНПЗ был переименован в ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» (Gazpromneft Moscow Refinery) [5] . При этом выделенное с 2003 года в отдельное юрлицо производство полипропилена было преобразовано в совместное предприятие «Газпром нефти» с нефтехимической компанией «СИБУР Холдинг» — ООО «НПП Нефтехимия» [9] .

Основным акционером МНПЗ является ОАО «Газпром нефть». Генеральный директор — Аркадий Егизарьян. Общая численность сотрудников составляет около 2,2 тыс. человек. Предприятие расположено по адресу: Россия, 109429, Москва, Капотня, 2-й квартал, д. 1, корп. 3 [10] .

Нынешняя установленная мощность Московского НПЗ — 12,15 млн т нефти в год [10] . Это самый компакт­ный нефтеперерабатывающий завод такой мощности, его площадь составляют лишь 284 га (для сравнения: расположенный рядом Кузьминский лесопарк занимает почти 1,2 тыс. га) [11] .

Производственный комплекс завода включает в себя более 30 установок различного назначения, в том числе каталитического крекинга, термокрекинга, риформинга. Выпускает бензины марок АИ-80ЭК; АИ-92ЭК; АИ-95ЭК, дизельное топливо, топливо для реактивных двигателей, битумы, серу, различные полимеры и т. п. Предприятие подключено к магистральному нефтепроводу из Западной Сибири и Татарстана, а также продуктопроводам (бензин, авиакеросин, дизельное топливо) [10] . Кроме того, на заводе есть четыре резервуара вместимостью по 50 тыс. т нефти каждый.

МНПЗ обеспечивает 40 % потребностей столицы России в бензине и 50 % в дизельном топливе, является основным поставщиком топлива для столичных аэропортов. Это один из крупнейших налогоплательщиков среди предприятий Москвы [11] , вклад завода в бюджет города (2013) — более 1,2 млрд руб. в год, не считая акцизных выплат [12] . Около 80 % вырабатываемой продукции реализуется в Москве и Московской области, 10—15 % экспортируется, 5—10 % отгружается в другие регионы России и страны ближнего зарубежья.

В 2013 году первым среди российских профильных предприятий завод полностью перешел на выпуск моторного топлива экологического класса евро-5 [5] . Использование такого топлива позволяет впятеро (по сравнению с евро-4) снизить нагрузку на атмосферу от автомобильных выхлопов [10] .

По итогам 2014 года МНПЗ переработал 10,76 млн т нефти. Объём выработки высокооктановых бензинов экологического класса 5 достиг 2,23 млн т, их доля в общем объёме автомобильных бензинов составила 92,88 %, дизельного топлива класса 5 — более 79,43 %. Объём производства дизтоплива — 2,16 млн т, керосина — 630 тыс. т, битумных материалов — 1,02 млн т. Глубина переработки в 2014 году составила 71,77 % [13] .

В 1941—1945 годах за героический труд коллективу предприятия 14 раз присуждалось переходящее Красное знамяГосударственного комитета обороны СССР, позже переданное заводу на вечное хранение [1] . В 1966 году за выдающиеся успехи в труде и вклад в развитие отечественной нефтепереработки Московский НПЗ был награждён орденом Трудового Красного Знамени[2] . В 1985 году в ознаменование 40-летия Победы в Великой Отечественной войне и за выдающиеся заслуги в обеспечении войск горюче-смазочными материалами завод был награждён орденом Отечественной войны I степени [5] . В 2013 году завод стал лауреатом конкурса правительства Москвы в области охраны окружающей среды в номинации «Лучший реализованный проект с использованием экологически чистых и энергосберегающих технологий» за переход на производство моторного топлива стандарта евро-5 [10] . По итогам 2013 года Всемирная ассоциация по нефтепереработке(World Refining Association, WRA) признала Московский НПЗ лучшим нефтеперерабатывающим предприятием СНГ[14][10] .

Технологическая схема на Московском НПЗ подразделяется на восемь этапов, три из которых относятся к первичным процессам, остальные пять — ко вторичным. В ходе первичных процессов происходит физическое разделение сырой нефти на фракции. В ходе вторичных — углубление её переработки и улучшение качества получившихся нефтепродуктов [15] .

В процессе Подготовки сырая нефть под воздействием высокого напряжения (25 тыс. вольт) очищается на электрообессоливающей установке (ЭЛОУ) от солей и иных примесей, а также обезвоживается. Далее в ректификационной колонне установки Атмосферно-вакуумной перегонки очищенная нефть разделяется на бензиновые, керосиновые, дизельные фракции и мазут. В ходе Вакуумной дистилляции в колонне вакуумной перегонки при абсолютном давлении не выше 0,07 мПа из мазута выделяются пригодные для дальнейшей переработки фракции, а остаток — гудрон — поступает в установку по производству битумов [15] .

Далее в реактивном блоке на особой установке происходит Риформинг: путём нагревания и последовательных химических реакций в бензиновых фракциях повышается октановое число. В процессе Изомеризации при давлении до 35 атм. и температуре от 160°С до 380°С получаются изоуглеводороды (изобутан, изопентан, изогексан, изогептан — углеводороды с разветвлённой цепью). В результате термического, химического и каталитического расщепления в реакторах в ходе Крекинга выделяется больше бензиновых фракций, при этом отдельно образуются бензол и толуол. Гидроочистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций происходит при температуре от 280°С до 340°С, они освобождаются от серных и азотных соединений, а также кислорода. Процессы завершаются Блендингом — смешиванием полученных компонентов в определённых отраслевыми стандартами пропорциях для получения готовой продукции [15] .

На МНПЗ существуют две технологические цепочки, объединённые в кольца — малое и большое. Каждое из колец содержит набор установок, обеспечивающих непрерывную переработку нефти. Обе технологические цепочки раз в два года проходят капитальный ремонт. В то время, пока идут ремонтные работы на установках одного кольца, переработка сырья осуществляется установками другой цепочки. Это позволяет заводу работать без перерывов [2] .

В программу капремонта включено техобслуживание всех производственных установок. Подвергаются восстановлению сосуды, аппараты, печи, трубопроводы, реакторы, на объектах ведутся работы по модернизации оборудования, техническому перевооружению — всему, что невозможно выполнить в период штатной эксплуатации. В 2016 году Московский НПЗ переходит на четырёхлетний интервал между капитальными ремонтами, это позволит довести эксплуатационную готовность предприятия до 95,9 % [2] .

До 2003 года и выделения полипропиленового производства в отдельное предприятие производство на Московском НПЗ было разграничено на 8 основных и 9 вспомогательных цехов:

В настоящее время структура модернизирована и оптимизирована. Ниже перечислены технологические установки и участки, сгруппированные по цехам, к которым они относятся и где находятся [2] :

• Участок резервуарного парка бензина, реактивного и дизельного топлива

• Участок автоматизированного смешения бензинов и котельных топлив

• Лаборатория мониторинга процессов и улучшения качества продукции

Установка ЭЛОУ АВТ-6 предназначена для переработки сырой нефти и состоит из блока ЭЛОУ (электрообессоливающей установки), колонн атмосферной и вакуумной перегонки, блока вторичной стабилизации бензина, реагентного хозяйства и котлов-утилизаторов. В колонне стабилизации бензина (головная фракция) — это газы, такие как пропан, бутан и пентан до 2,5 %. После своего выхода они поступают на газофракционирующую установку (ГФУ). Далее идут фракции:

Блока вторичной перегонки:
НК-85 — компонент бензина прямой перегонки для изомеризации; Фр. 85-120 — компонент прямогонного бензина для каталитического риформинга;

Блока атмосферной перегонки:

Фр.120—180 — фракция для каталитического риформинга; Фр.150—250 — керосиновая фракция ТС-1; Фр.240—370 — компонент дизельного топлива (ДТ).

Вакуумного блока:

Фр. до 350 — компонент ДТ; Фр. 350—560 — сырьё каталитического крекинга; свыше 500 — гудрон, являющейся сырьём для установки висбрекинга (АТ-ВБ) и для битумной установки, а также топочного мазута.

Установка ЛЧ-35-11/1000 предназначена для вторичной переработки бензиновых фракций. На данной установке происходит риформинг бензина с октановым числом 50 до октанового числа 80 (числа приведены по исследовательскому методу (RON). Установка состоит из трех блоков.

Первый блок — гидроочистки. В нём на алюминиевокобальтовомолибденовых катализаторах бензин очищают от вредных примесей серы, азота и кислорода. Далее он поступает во второй блок — блок каталитического риформинга, в котором на платиновом катализаторе происходит реакция дегидрирования нафтеновых углеводородов. Третий блок осуществляет стабилизацию бензина, и служит для удаления из конечного продукта углеводородных газов, которые накопились вследствие химических процессов, протекавших во втором блоке.

После прохождения установки ЛЧ-35-11/1000 в бензине повышается содержание ароматических углеводородов с 10 % до 60 %. Основу производства составляют печь для подогрева сырья П 101 и колонна К-1, а также насосная установка.

Для контроля качества продукции на заводе имеется лаборатория, которая проводит анализы выпускаемого бензина, дизельного топлива, керосина, битума и других видов продукции, выпускаемой заводом. Лаборатория проводит следующие виды анализа:

Измерение фракционного состава Определение температуры воспламенения для топлив с целью присвоения класса пожароопасности Анализ на вязкость и твердость для битумов Анализ на содержание серы для бензинов Хроматографический и потенциостатический анализ топлива Маркировку битума Анализ топлива на содержание ароматических углеводородов

Функционирующая на заводе Автоматизированная система мониторинга воздуха (АСМВ) даёт возможность в режиме реального времени получать информацию о состоянии атмосферного воздуха на территории завода и в его окрестностях. Она была запущена в апреле 2015 года после испытаний с участием ГПБУ «Мосэкомониторинг» и стала частью общегородской системы контроля состояния воздуха в Москве. Её показания доступны как природоохранным органам столицы, так и простым гражданам [16] .

АСМВ состоит из локальных автоматизированных постов, оснащённых приборами аналитического контроля, получающих данные непосредственно из заводских труб. Установленные внутри труб газоанализаторы обеспечивают непрерывное измерение состава воздуха и содержания в нём тех или иных примесей. На постах в автоматическом режиме происходит анализ этих данных, и по каналам оптоволоконной связи результаты измерений выводятся на мониторы операторов технологических установок, диспетчера по заводу и специалистов экологической службы предприятия [16] .

Полученные в онлайн-режиме данные позволяют контролировать уровень воздействия установок Московского НПЗ на окружающую среду и корректировать режим их работы. Каждые 20 минут данные о состоянии воздуха над заводом автоматически передаются в «Мосэкомониторинг». АСМВ смонтирована на восьми объектах предприятия, определённых «Мосэкомониторингом» [16] :

установке утилизации углеводородных газов; дымовых трубах котельной ДЕ-100; установке атмосферно-вакуумной перегонки нефти ЭЛОУ АВТ-6; установке каталитического риформинга ЛЧ-35-11/1000; установках получения серы и водорода; установке гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24/2000; комбинированной установке каталитического крекинга Г-43-107.

10 ноября 2014 года микрорайон Кожухово был окутан густой дымкой с ярко выраженным запахом [17] . Позже запах распространился по многим другим районам Москвы; предельно допустимые нормы по содержания вредных веществ в некоторых из них были превышены в несколько раз [18] . В тот же день первый замначальника главного управления МЧС России по Москве Юрий Акимов сообщил, что на НПЗ в Капотне произошла утечка сероводорода [19] .

На следующий день министр природных ресурсов и экологии России Сергей Донской сообщил, что по результатам проведённой Росприроднадзором проверки зафиксировано многократное превышение ПДК вредных веществ в выбросах Московского НПЗ [20] . Согласно версии Росприроднадзора, Московский НПЗ допустил превышение ПДК по изопропилбензолу (кумол) в 23—30 раз, пропаналю в 13 раз, ксилолу в 2 раза. Авария произошла в связи с утечкой высокооктановой смеси, использовавшейся для улучшений качеств топлива. Значимому загрязнению воздуха подверглись юго-восточные районы Москвы — Капотня, Люблино, Марьино, Братеево [21] .

На предприятии выводы Росприроднадзора назвали некорректными, указав, что изопропилбензол в производстве МНПЗ не используется, пропаналь не является характерным веществом, образующимся в процессе нефтепереработки на заводе, а данные по показателю уровня сероводорода на территории МНПЗ по результатам проверки самого Росприроднадзора равны нулю [22] . В начале декабря 2014 года руководитель Ростехнадзора Алексей Алешин проинформировал, что причиной выброса сероводорода авария на МНПЗ быть не могла: первое место, куда направились специалисты его ведомства, был как раз Московский НПЗ и там не было зафиксировано никаких связанных с этим происшествий [23] . Зампред комитета Госдумы по природным ресурсам и экологии Максим Шингаркин заявил, что виновника выброса установить не удалось [24] .

Несмотря на то, что по факту выброса прокуратура Москвы возбудила уголовное дело [22] , обвинения Московскому НПЗ так и не были предъявлены [25] . По словам главы ДППиООС Москвы Антона Кульбачевского, под подозрением находятся около 30 предприятий, а всего в Москве насчитывается 80 возможных источников сероводорода [25] . Руководитель метеорологической обсерватории МГУ, доцент кафедры метеорологии и климатологии геофака МГУ Михаил Локощенко сообщил, что анализ ветров над Москвой в тот день, сопоставленный с хронологией появления сероводородного облака в различных её районах, однозначно [25] показал: вынос с юго-востока был в те часы в тех условиях невозможен. «Если бы выброс газа произошёл на заводе в Капотне, он никак не смог бы оказаться над центром Москвы ранее двух часов дня. Искать источник в это время нужно значительно севернее», — уверен он [25] .

С 2007 года МНПЗ попал в поле зрения следователей Межрайонной природоохранной прокуратуры Москвы. Проверки следователей прокуратуры и Росприроднадзора показали, что на территории предприятия находилась доставшаяся ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» от прежних собственников система водостоков, не указанная на топографических картах, и по ней в реку сливались неочищенные отходы производства нефтепродуктов. В Люблинском райсуде Москвы против Московского НПЗ было возбуждено дело о негативном воздействии на окружающую среду буферного пруда завода. В октябре 2012 года Люблинский суд обязал МНПЗ за год устранить нарушения [26] .

В результате на заводе были построены закрытые очистные сооружения, после чего буферный пруд был в 2013 году ликвидирован, а на территории, которую тот занимал, проведена рекультивация грунтов. Там планируется размещение второй очереди комплекса биологических очистных сооружений, которые позволят довести очистку сточных вод МНПЗ до уровня чистоты воды в рыбохозяйственных водоёмах. Новая система, по данным пресс-центра «Газпром нефти», сможет удалять из сточных вод предприятия 98 % загрязняющих веществ и в 2,5 раза снизить водопотребление завода [26] .

Тем не менее, 11 ноября 2014 года Арбитражный суд города Москвы вынес решение по иску Межрайонной природоохранной прокуратуры города к МНПЗ, обязав последний возместить столице совокупный ущерб в 1,391 млрд рублей от загрязнения атмосферного воздуха и вод Москвы-реки за 2011—2012 годы [26] . По информации департамента Росприроднадзора по Центральному федеральному округу (ЦФО) России, эти средства были выплачены предприятием городу, а затем возвращены обратно департаментом природопользования и охраны окружающей среды Москвы как переплата в счёт выполненных ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ» природоохранных мер. В московском департаменте природопользования подчёркивают, что на эти мероприятия завод потратил 12 млрд рублей, что в 10 раз превышает сумму расчёта платы за негативное воздействие на окружающую среду (1,391 млрд) [27] .

Последняя модернизация на Московском НПЗ была закончена ещё в 1975 году. Поэтому с 2011 года, после смены собственников, проводится новая масштабная модернизация, её планируется завершить в 2020 году, инвестировав совокупно более 130 млрд рублей. Значимой частью программы стали природоохранные мероприятия [28] .

За 2011—2015 годы ликвидированы все отходы, накопленные за предыдущие 20 лет (более 260 тыс. т). В результате замены очистного оборудования объём атмосферных выбросов CO2 сократился в 10 раз, а H2S — в 70. В целом, за четыре года вредные выбросы уже уменьшены вдвое. К 2017 году на заводе на 80 % обновится оборудование [28] , а санитарно-защитная зона вокруг НПЗ полностью уйдёт из жилой застройки и на 127—250 м приблизится к предприятию. Город дополнительно получит более 500 га земли под лесопосадки, строительство парковок и соцобъектов [29] .

Также к 2017 году планируется демонтаж подземных мазутных резервуаров (объём каждого 10 тыс. м³) [29] и внедрение сооружений биологической очистки, что вернёт до 80 % используемой на заводе воды обратно в технологический цикл. По словам гендиректора МНПЗ Аркадия Егизарьяна, к 2020 году будет запущена одна из технологий, позволяющая обойтись вообще без сброса воды: за счёт выпаривания солей (в том числе тяжёлых металлов) и примесей можно получать дистиллированную воду, а эти соли и примеси утилизировать отдельно, на полигонах [28] .

К 2020 году на МНПЗ рассчитывают снизить выход битумных паров на 99 %, выбросы сероводорода на 96 %, диоксида серы на 90 %, сократить количество потребляемой предприятием воды на 75 % и снизить его совокупное воздействие на гидросферу вдвое [29] . По расчётам департамента природопользования и охраны окружающей среды Москвы, в результате модернизации Московского НПЗ суммарное снижение выбросов загрязняющих веществ в атмосферу должно составить 48 %, а по сероводороду — 96 % [27] . Мэр Москвы Сергей Собянин оценивает развернувшуюся на заводе модернизацию как «крупнейший инвестиционный проект в сфере промышленности города» и «революцию с точки зрения экологии» [30] .

↑ 123477 лет в интересах 77-го региона // Мой район, 23 марта 2015 года. ↑ 12345675 лет Московскому НПЗ. История завода — история Москвы. — М. : Газпромнефть — Московский НПЗ, 2013. — 240 с. ↑ 1234Светлов, Егор.  Завод на линии фронта // Мой район, 12 мая 2015 года. ↑ 123Стародубов, Юрий.  Как в Москве спасали топливо для танков // Восточный округ. — 2016. — № 17 (152) за 20 мая. — С. 11 .   (Проверено 26 июня 2016) ↑ 12345678977 лет в интересах 77-го региона (часть 2) // Мой район, 31 марта 2015 года. ↑Самохвалов, Анатолий.  Стратегия жизни // Химия и бизнес, № 1 (26—27), март 1998 года. ↑Тутушкин А., Мазнева Е.  Добыча за $2,3 млрд // Ведомости, № 93 (2363), 25 мая 2009 года. ↑Новое положение о парке Лосиный остров разрешает ремонт нефтепровода ↑История // Официальный сайт НПП «Нефтехимия». ↑ 123456О предприятии // Официальный сайт ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ». ↑ 12Сергеев Р.  Копия из фанеры. 10 фактов о Московском нефтеперерабатывающем заводе // Аргументы и факты, № 14, 2 апреля 2015 года. ↑Дзядко, Тимофей.  Москва дала скидку на бензин // Ведомости, № 3390, 19 июля 2013 года. ↑Московский НПЗ подтвердил статус крупнейшего поставщика экологичных бензинов класса 5 для столичного региона // Официальный сайт ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ», 3 марта 2015 года. ↑Winners of the CIS Downstream Awards 2013 // Официальный сайт CIS Downstream Week, World Refining Association. ↑ 123Технологическая цепочка на Московском НПЗ. ↑ 123На Московском НПЗ заработала автоматизированная система мониторинга воздуха // Официальный сайт ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ», 9 апреля 2015 года. ↑Москвичка: Облако едкого дыма окутало дома за три минуты. — LifeNews, 10 ноября 2014 года. ↑Лямин, Евгений.  В Москве второй день ищут источник неприятного запаха, который ощущался в нескольких районах столицы // Первый канал, 12 ноября 2014 года. ↑МЧС: Утечка сероводорода произошла на НПЗ в Капотне // LifeNews, 10 ноября 2014 года. ↑Министр назвал источник выброса сероводорода в Москве // Лента. ру, 11 ноября 2014 года. ↑Нефтезавод в Капотне отравил столичный воздух изопропилбензолом // Вести. ру, 11 ноября 2014 года. ↑ 12Волкова, Дарья.  «Газпром нефть» назвала некорректными выводы Росприроднадзора об МНПЗ // РБК, 13 ноября 2014 года. ↑Ростехнадзор не смог найти причину ноябрьского появления неприятного запаха в столице // Интерфакс, 9 декабря 2014 года. ↑В Госдуме заявили о невозможности найти виновных в ноябрьском выбросе сероводорода в Москве // Интерфакс, 3 декабря 2014 года. ↑ 1234Иванов, Никита.  Анонимный выброс // Российская газета — федеральный выпуск № 6676 (105), 18 мая 2015 года. ↑ 123Петрова А., Семёнова А.  Московский НПЗ запах деньгами // Газета. ру, 24 ноября 2014 года. ↑ 12Росприроднадзор сомневается, стоит ли возвращать платежи НПЗ в Москве // РИА «Новости», 27 мая 2015 года. ↑ 123Лучший НПЗ в СНГ. Интервью Аркадия Егизарьяна // Официальный сайт ОАО «Газпромнефть — Московский НПЗ», 6 августа 2014 года. ↑ 123Орлов, Борис.  Капотня больше не коптит // Вечерняя Москва, 29 апреля 2015 года. ↑Модернизация МНПЗ, по мнению Сергея Собянина, — это крупнейший инвестиционный проект в сфере промышленности города // Юго-Восточный курьер, 30 сентября 2014 года.

1. Акционерное общество – A joint-stock company is a business entity in which different stocks can be bought and owned by shareholders. Each shareholder owns company stock in proportion, evidenced by their shares and that allows for the unequal ownership of a business with some shareholders owning more of a company than others. Shareholders are able to transfer their shares to others without any effects to the existence of the company. In modern-day corporate law, the existence of a company is often synonymous with incorporation. Therefore, joint-stock companies are known as corporations or limited companies. Some jurisdictions still provide the possibility of registering joint-stock companies without limited liability, in the United Kingdom and other countries that have adopted its model of company law, they are known as unlimited companies. In the United States, they are simply as joint-stock companies. Ownership of stock refers to a number of privileges. The company is managed on behalf of the shareholders by a board of directors, the shareholders also vote to accept or reject an annual report and audited set of accounts. Individual shareholders can sometimes stand for directorships within the company if a vacancy occurs, the shareholders are usually liable for any of the company debts that extend beyond the companys ability to pay. Meanwhile, the limit of their liability extends only to the value of their shareholding. The concept of limited liability largely accounts for the success of this form of business organization, ordinary shares entitle the owner to a share in the companys net profit. It is calculated in the way, the net profit is divided by the total number of owned shares, producing a notional value per share. An individuals share of the profit is thus the dividend multiplied by the number of shares owned, finding the earliest joint-stock company is a matter of definition. The earliest records of joint stock company can be found in China during the Song Dynasty, the Swedish company Stora has documented a stock transfer for an eighth of the company as early as 1288. In more recent history, the earliest joint-stock company recognized in England was the Company of Merchant Adventurers to New Lands, muscovy Company, which had a monopoly on trade between Moscow and London, was chartered soon after in 1555. The Royal Charter effectively gave the newly created Honourable East India Company a 15-year monopoly on all trade in the East Indies. The Company transformed from a trading venture to one that ruled India and exploited its resources, as it acquired auxiliary governmental and military functions

2. Россия – Russia, also officially the Russian Federation, is a country in Eurasia. The European western part of the country is more populated and urbanised than the eastern. Russias capital Moscow is one of the largest cities in the world, other urban centers include Saint Petersburg, Novosibirsk, Yekaterinburg, Nizhny Novgorod. Extending across the entirety of Northern Asia and much of Eastern Europe, Russia spans eleven time zones and incorporates a range of environments. It shares maritime borders with Japan by the Sea of Okhotsk, the East Slavs emerged as a recognizable group in Europe between the 3rd and 8th centuries AD. Founded and ruled by a Varangian warrior elite and their descendants, in 988 it adopted Orthodox Christianity from the Byzantine Empire, beginning the synthesis of Byzantine and Slavic cultures that defined Russian culture for the next millennium. Rus ultimately disintegrated into a number of states, most of the Rus lands were overrun by the Mongol invasion. The Soviet Union played a role in the Allied victory in World War II. The Soviet era saw some of the most significant technological achievements of the 20th century, including the worlds first human-made satellite and the launching of the first humans in space. By the end of 1990, the Soviet Union had the second largest economy, largest standing military in the world. It is governed as a federal semi-presidential republic, the Russian economy ranks as the twelfth largest by nominal GDP and sixth largest by purchasing power parity in 2015. Russias extensive mineral and energy resources are the largest such reserves in the world, making it one of the producers of oil. The country is one of the five recognized nuclear weapons states and possesses the largest stockpile of weapons of mass destruction, Russia is a great power as well as a regional power and has been characterised as a potential superpower. The name Russia is derived from Rus, a state populated mostly by the East Slavs. However, this name became more prominent in the later history, and the country typically was called by its inhabitants Русская Земля. In order to distinguish this state from other states derived from it, it is denoted as Kievan Rus by modern historiography, an old Latin version of the name Rus was Ruthenia, mostly applied to the western and southern regions of Rus that were adjacent to Catholic Europe. The current name of the country, Россия, comes from the Byzantine Greek designation of the Kievan Rus, the standard way to refer to citizens of Russia is Russians in English and rossiyane in Russian. There are two Russian words which are translated into English as Russians

3. Москва – Moscow is the capital and most populous city of Russia, with 13.2 million residents within the city limits and 17.8 million within the urban area. Moscow has the status of a Russian federal city, Moscow is a major political, economic, cultural, and scientific center of Russia and Eastern Europe, as well as the largest city entirely on the European continent. Moscow is the northernmost and coldest megacity and metropolis on Earth and it is home to the Ostankino Tower, the tallest free standing structure in Europe, the Federation Tower, the tallest skyscraper in Europe, and the Moscow International Business Center. Moscow is situated on the Moskva River in the Central Federal District of European Russia, the city is well known for its architecture, particularly its historic buildings such as Saint Basils Cathedral with its brightly colored domes. Moscow is the seat of power of the Government of Russia, being the site of the Moscow Kremlin, the Moscow Kremlin and Red Square are also one of several World Heritage Sites in the city. Both chambers of the Russian parliament also sit in the city and it is recognized as one of the citys landmarks due to the rich architecture of its 200 stations. In old Russian the word also meant a church administrative district. The demonym for a Moscow resident is москвич for male or москвичка for female, the name of the city is thought to be derived from the name of the Moskva River. There have been proposed several theories of the origin of the name of the river and its cognates include Russian, музга, muzga pool, puddle, Lithuanian, mazgoti and Latvian, mazgāt to wash, Sanskrit, majjati to drown, Latin, mergō to dip, immerse. There exist as well similar place names in Poland like Mozgawa, the original Old Russian form of the name is reconstructed as *Москы, *Mosky, hence it was one of a few Slavic ū-stem nouns. From the latter forms came the modern Russian name Москва, Moskva, in a similar manner the Latin name Moscovia has been formed, later it became a colloquial name for Russia used in Western Europe in the 16th–17th centuries. From it as well came English Muscovy, various other theories, having little or no scientific ground, are now largely rejected by contemporary linguists. The surface similarity of the name Russia with Rosh, an obscure biblical tribe or country, the oldest evidence of humans on the territory of Moscow dates from the Neolithic. Within the modern bounds of the city other late evidence was discovered, on the territory of the Kremlin, Sparrow Hills, Setun River and Kuntsevskiy forest park, etc. The earliest East Slavic tribes recorded as having expanded to the upper Volga in the 9th to 10th centuries are the Vyatichi and Krivichi, the Moskva River was incorporated as part of Rostov-Suzdal into the Kievan Rus in the 11th century. By AD1100, a settlement had appeared on the mouth of the Neglinnaya River. The first known reference to Moscow dates from 1147 as a place of Yuri Dolgoruky. At the time it was a town on the western border of Vladimir-Suzdal Principality

4. Орден Трудового Красного Знамени – It is the labour counterpart of the military Order of the Red Banner. A few institutions and factories, being the pride of Soviet Union, the Order of the Red Banner of Labour began solely as an award of the Russian SFSR on December 28,1920. The all-Union equivalent was established by Decree of the Presidium of the Supreme Soviet on September 7,1928, the Order of the Red Banner of Labour could be awarded multiple times to the same recipient for successive deeds and long time merit. The Order of the Red Banner of Labour was worn on the side of the chest. If worn in the presence of Orders or medals of the Russian Federation, the design of the Order of the Red Banner of Labour evolved over the years. Its original design, called type 1 was amended in 1936, the type 1 Order consisted of a 38 mm wide by 43 mm high silver badge in the shape of a cogwheel, at center, a disc bordered along its entire outer diameter by panicles of wheat. Protruding from under the half of the central disc, a red enamelled triangle pointing downwards. On the central disc in the background, an electric dam, at center, a gilded hammer and sickle, at the top. At the very bottom of the cogwheel, the relief inscription USSR on a stylised horizontal shield bisected by a smaller cogwheel meshing into the larger one, the Order was secured to clothing with a threaded screw and nut arrangement. The earlier nuts were 28 mm in diameter, later ones measured 32 mm, the type 2 Order also consisted of a silver badge in the shape of a cogwheel, it measured 38 mm wide by 44 mm high. On the lower circumference of the cogwheel, the relief inscription Proletarians of the World, below the cogwheel, a red enamelled relief five pointed star superimposed on a shield from which four short panicles of wheat protrude left and right. Along the outer circumference of the central wreath, white enamelled slots spaced equally on the cogwheel. The individuals listed below were recipients of the Order of the Red Banner of Labour, the first recipient of the Order of the Red Banner of Labour of the RSFSR was Nikita Menchukov for saving an important bridge from being destroyed by flowing ice. Order of the Red Banner of Labour of the USSR number 1 was presented to the Putilov Works in Leningrad, the first individual awardees were V. Fedetov, A. Shelagin and M. Kyatkovsky for the rescue of a polar expedition. Mikhail Gorbachev received the Order of the Red Banner of Labour for harvesting a crop on his familys collective farm in 1949 at age 17. He is one of the Orders youngest recipients

5. Орден Отечественной войны – The Order was established on 20 May 1942 and came in first class and second class depending upon the merit of the deed. It was the first Soviet order established during the war, and its statute precisely defined, which deeds are awarded with the order, e. g. It was also given to some allied troops and commanders, including western allies, altogether, over 324,903 of the 1st class and 951,652 of the 2nd class were issued during the war. Until 1985, the number reached about 1,370,000. As of January 1992, the number of all awarded Orders was 2,487,098 first class and 6,688,497 second class variants. It featured a red enamel five-pointed star, made of silver, with rays in the background. The rays in the background were golden for 1st Class and silver for 2nd Class, the central disc had a golden hammer and sickle on a red enamel background, surrounded by a white enamel ring with the words ОТЕЧЕСТВЕННАЯ ВОЙНА. Anniversary orders of 1985 were made cheaper, as a silver piece. Recipients of the Order of the Patriotic War Description of the order

6. Народный комиссариат тяжёлой промышленности СССР – Notable entrants included Ivan Leonidov, Konstantin Melnikov, Vesnin brothers and Ivan Fomin. NKTP was supposed to take up the site of historical Kitai-gorod, the Square was to be widened and part of Zaryadye. State Historical Museum, Kazan Cathedral, and Lenin Museum were to be demolished, the building, spanning over 400 meters along the square, would have had its northern facade on Teatralnaya Square, southern façade on Moscow River, across Balchug Street. Building size was set at 40,000 square meters area,110,000 square meters usable floor area. Contest entries clearly differentiated into classical, and avant-garde, a total of 120 entries were collected. Some were worthless, some were made just to fill the list, most curious of this sort, by F. Karyakin, settled for no less than six half-scale replicas of Boris Iofans Palace of Soviets tower. Serious concepts were produced by old Revival school architects and their young followers, Ivan Leonidovs concept, consisting of three lean skyscrapers, probably the most advanced, was far beyond these limits. Whether the state intended to build this project is not clear. By 1934, feasibility studies for the Palace of Soviets identified the missing technologies that would take years to develop, the cost to relocate numerous government offices from Kitai-gorod would have been enormous, too. The 1935 Master plan of Moscow changed the concept, effectively voiding all contest entries, the square was to be widened, as set in 1934 contest terms, but the Narkomtiazhprom site was reduced to Zaryadye only. Construction in Zaryadye commenced in 1947, and was cancelled again in early 1950s, the site stood vacant for a decade. Rossiya Hotel was completed in 1967 and demolished in 2006-2007

7. Люберецкий район – Lyuberetsky District is an administrative and municipal district, one of the thirty-six in Moscow Oblast, Russia. It is located in the part of the oblast east of the federal city of Moscow. The area of the district is 122.31 square kilometers and its administrative center is the city of Lyubertsy. The population of Lyubertsy accounts for 65. 1% of the total population. Закон №11/2013-ОЗ от31 января2013 г, «Об административно-территориальном устройстве Московской области», в ред. Закона №72/2015-ОЗ от5 мая2015 г, Вступил в силу на следующий день после официального опубликования. Подмосковье, №24,12 февраля2013 г, Постановление №123-ПГ от28 сентября2010 г. «Об учётных данных административно-территориальных и территориальных единиц Московской области», в ред, Постановления №252-ПГ от26 июня2015 г. «О внесении изменения в учётные данные административно-территориальных и территориальных единиц Московской области», Опубликован, Информационный вестник Правительства МО, №10,30 октября2010 г. Закон №81/2005-ОЗ от28 февраля2005 г, Закона №45/2012-ОЗ от4 мая2012 г. Вступил в силу со дня официального опубликования, Подмосковье, №44,12 марта2005 г

8. Московская область – Moscow Oblast, or Podmoskovye, is a federal subject of Russia. With a population of 7,095,120 living in an area of 44,300 square kilometers, the oblast has no official administrative center, its public authorities are located in Moscow and across other locations in the oblast. In the center stands the city of Moscow, which is a separate federal subject in its own right. The oblast is highly industrialized, with its main branches being metallurgy, oil refining, and mechanical engineering, food, energy. The oblast is flat, with some hills with the height of about 160 meters in the western. The western and northern parts of the oblast contain the Moscow Uplands and their average height peaks at about 300 meters near Dmitrov and the upper point of 310 meters lies near the village of Shapkino in Mozhaysky District. The northern part of the Moscow Uplands is steeper than the southern part, the uplands contain lakes of glacial origin, such as Lakes Nerskoye and Krugloye. To the north of the Moscow Uplands lies the alluvial Verhnevolzhsk Depression, It is marshy, to the south stretches a hilly area of the Moskvoretsko-Oksk plain. Its greatest height of 254 meters lies in the area of Tyoply Stan, the plain has clearly defined river valleys, especially in the south parts, and occasional karst relief, mostly in Serpukhovsky District. In the extreme south, after the Oka River, lies the Central Russian Upland and it contains numerous gullies and ravines and has average height above 200 m with the maximum of 236 m near Pushchino. Most of the part of Moscow Oblast is taken by the vast Meshchera Lowlands with much wetland in their eastern part. Their highest hill peaks at 214 meters but the heights are 120–150 meters. Most lakes of the lowlands, such as Lakes Chyornoye and Svyatoye, are of glacial origin, here lies the lowest natural elevation of the region, the water level of Oka River at 97 meters. Moscow Oblast is located in the part of the East European craton. Like all cratons, the latter is composed of the crystalline basement, the basement consists of Archaean and Proterozoic rocks and the cover is deposited in the Palaeozoic, Mesozoic and Cenozoic eras. The lowest depth of the basement is to the south of Serebryanye Prudy, in the south area of the oblast. Tertiary deposits are almost absent within the oblast, significantly more abundant are deposits of the Carboniferous and Jurassic periods. In the Cretaceous period, a sea was covering Moscow Oblast, as evidenced by phosphate deposits, Cretaceous sediments are most common in the north of the oblast

9. Баржа – Hopper barges are seen in two distinctive types, raked hopper or box hopper barges. The raked hopper barges move faster than the box hoppers, they are designed for movement of dry bulky commodities. There are several hoppers or compartments between the fore and aft bulkhead of the barge, on the bottom of the barge hull, there is also a large hopper door, opening downwards. The doors are closed while the vessel is moving, so she can carry the materials that are to be dumped, the door open when the ship has arrived at the spot where the materials are to be dumped. Split barges serve the purpose, but instead of a door in the hulls bottom. The vessel consists of two parts, both are mostly symmetrical in design. Both parts of the vessel are hinged at the deck and operated by hydraulic cylinders, when the vessel splits the load is dumped rapidly, which means the barge has to be very stable in order not to capsize or otherwise get damaged

Http://wikivisually. com/lang-ru/wiki/%D0%9C%D0%BE%D1%81%D0%BA%D0%BE%D0%B2%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B5%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%B0%D1%82%D1%8B%D0%B2%D0%B0%D1%8E%D1%89%D0%B8%D0%B9_%D0%B7%D0%B0%D0%B2%D0%BE%D0%B4

ПАО «НК «Роснефть» и Общества Группы регулярно осуществляют реализацию невостребованных материально-технических ресурсов (МТР) Компании на конкурентной основе. Для участия в процедурах реализации приглашаются все заинтересованные организации, индивидуальные предприниматели и физические лица.

Условия процедуры реализации, перечень предлагаемых к реализации ТМЦ, а также документы, необходимые для прохождения квалификации размещаются в актуальных процедурах Компании, а также на электронной торговой площадке ЗАО «ТЭК-ТОРГ» по ссылке: https://sale. tektorg. ru/ (в случае проведения процедуры реализации на электронной торговой площадке)

ПАО «НК «Роснефть» при проведении процедуры реализации оставляет за собой право:

принять решение об акцепте поступивших предложений без направления повторного приглашения делать оферту с улучшенными ценовыми показателями (без проведения переторжки/переговоров); акцептовать первоначально направленную оферту, в случае если при повторном приглашении делать оферту с улучшенными ценовыми показателями, предоставлена оферта с ухудшением ценовых показателей; не принять решения об акцепте ни по одному из поступивших предложений, а так же о выборе покупателя на частичный объём предлагаемой к реализации продукции.

Стоимость невостребованных материально-технических ресурсов в Перечне указана справочно, для информирования рынка, и не является окончательной стоимостью реализации.

Данное приглашение делать оферты ни при каких обстоятельствах не должно рассматриваться в качестве юридически обязывающего документа, не является офертой.

Http://tender. rosneft. ru/sales/

Строительство установки изомеризации на территории ОАО « Сызранский нефтеперерабатывающий завод» Срок подачи документов с 01.10.2009 г. по 09.10.2009 г. Плановые сроки выполнения работ: Начало: 01.12.2009г. Окончание: 30.06.2010г.

ОЗХ. Площадка обслуживания емкостей При производстве работ необходимо выполнить:

Монтаж металлических площадок с настилом и ограждением – 93,87 т Монтаж колонн и креплений – 15,77 т Ультразвуковой контроль качества сварных соединений – 70,63 м Окраска м/конструкций эмалью ПФ-115 по грунтовке ГФ-021 – 3727 м2

Для участия в тендере необходимо, в срок с 01.10.2009 г. по 09.10.2009 г. включительно, направить:

1. Заявку на участие в тендере в произвольной форме с указанием названия лота и приложением опыта работы по объектам, аналогичным предмету лота ( для организаций, имеющих действующее заключение о прохождении предквалификации в области СМР в ОАО «НК «Роснефть» или ОАО «Сызранский НПЗ») на электронный адрес: KrainovVN@snpz. ru.

2. Документы для прохождения предварительной квалификации в соответствии с формами, указанными на сайте ОАО «НК «Роснефть» http://tender. rosneft. ru/building/index. html в разделе «Строительные работы», направляются на бумажном носителе в одном экземпляре ( листы пронумерованы, прошнурованы и закреплены подписью руководителя и печатью ) и CD-диске по адресу: 446009 РФ, Самарская область, г. Сызрань, ул. Астраханская – 1, ОКС.

Обязательное требование к организации: наличие опыта работы на предприятиях нефтепереработки по аналогичным видам работ и выполнение собственными силами не менее 50% объема работ.

Заявки и документы на прохождение предквалификации, поступившие позднее указанного срока, не будут приняты к рассмотрению. Тендерная документация будет выдана организациям прошедшим предквалификацию и допущенным до участия в тендере.

Контактное лицо от ОАО «Сызранский НПЗ» (технические вопросы): Лушин Александр Николаевич (инженер ОКС)

Http://zondir. ru/articles/dobyv-prom/oao-syizranskij-nefteperabatyivayuschij-zavod-obyavlyaet-tender. htm

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: Акционерное общество «Новосибирский приборостроительный завод»

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Организатор закупки: АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “НОВОСИБИРСКИЙ ПРИБОРОСТРОИТЕЛЬНЫЙ ЗАВОД”

Контактные телефоны: 8 (800) 333-55-92 , +7 (495) 648-649-0 (многоканальный)

Http://www. tenderer. ru/tendery_organizaciy/zakupki-oao-po-npz

Закупочные процедуры по выполнению работ и оказанию услуг в Обществе проводятся на круглогодичной основе в соответствии с ЛНД ПАО «НК «Роснефть» и АО «Томскнефть» ВНК в области закупочных процедур в рамках потребности Заказчика в определенных видах работ и услуг. Для участия в закупках работ и услуг АО «Томскнефть» ВНК потенциальным поставщикам необходимо пройти аккредитацию.

Аккредитация проводится на соответствие минимальным требованиям в отношении потенциальных поставщиков, изъявивших свое желание на участие в закупках, проводимых в АО «Томскнефть» ВНК по профильным работам и услугам, и подтвердивших свое согласие путем предоставления заявки и сопутствующих материалов, сформированных в соответствии с требованиями к пакету документов на аккредитацию.

В рамках определенной закупки участник проходит квалификационный отбор на соответствие «критериям отбора» – требованиям, разработанным для выполнения работ/оказания услуг по конкретному лоту, указанным в соответствующем извещении.

С настоящего времени появилась возможность прохождения аккредитации на электронной торговой площадки ЗАО «ТЭК-Торг» секция ПАО «НК «Роснефть» раздел АО «Томскнефть» ВНК (адрес в интернете http://rn. tektorg. ru ) – данный способ является приоритетным, так как с января 2017 года АО «Томскнефть» ВНК все закупочные процедуры проводит на ЭТП.

Вместе с тем, данная возможность не отметает альтернативу подачи потенциальными и действующими поставщиками документов на прохождение аккредитации нарочно в конверте на бумажном носителе.

Пакет документов, который необходимо представить для прохождения аккредитации можно скачать по ссылке ( Скачать ) и предоставить по адресу: 636780, Томская область, г. Стрежевой, улица Строителей, дом 206/1, кабинет 111 (с пометкой «Аккредитация для Отдела по закупке работ, услуг и раскрытию информации»).

Ответсвенное лицо, обеспечивающее прохождение процедуры аккредитации: Коржова Надежда Александровна, телефон: 8 (38259) 6-41-12, NAKorzhova@tn. rosneft. ru

Претенденты, желающие принять участие в закупке, извещение о начале которой уже размещено, должны представить документы на аккредитацию в срок, указанный в извещении о проведении закупки.

АО «Томскнефть» ВНК оставляет за собой право не принимать к рассмотрению заявки на аккредитацию, представленные не по форме и без подтверждающих документов, а также документы, представленные не в рамках проводимых Обществом закупок.

Результаты аккредитации, проводимой ПАО «НК «Роснефть», признаются действительными в Обществе.

· Аккредитация/квалификация в рамках закупок АО «Томскнефть» ВНК проводится бесплатно.

· Представленные без соответствующего запроса документы по электронной почте не рассматриваются.

· Адрес электронной почты, обозначенный потенциальным поставщиком в анкете и карте предприятия, в дальнейшем будет использоваться АО «Томскнефть» ВНК в качестве адресата для направления корреспонденции Поставщику. Ответственность за рабочее состояние и пропускную способность электронного почтового ящика несёт Поставщик. Об изменениях адресов электронной почты и контактных данных Поставщик должен своевременно уведомлять АО «Томскнефть» ВНК письмом, направленным в виде файла сканобраза оригинала (предпочтительно в формате PDF, TIF размером не более 300 килобайт) на адрес электронной почты contract@tn. rosneft. ru.

С политикой Компании в области продиводействия вовлечению в коррупционную деятельность можно ознакомиться, пройдя по данной ссылке:

Http://www. tomskneft. ru/tenders

Заказчик: ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ “РН-ТУАПСИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД “

Заказчик: ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ “РН-ТУАПСИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Заказчик: Общество с ограниченной ответственностью “РН-Туапсинский нефтеперерабатывающий завод “

Http://ru. russia. tenderinfo. org/customer/16159/ooo-rn-tuapsinskiy-npz

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на поставку оборудования ГОРЕЛОЧНЫЕ УСТРОЙСТВА ПЕЧИ П-1/1 (П-1/2), на объекты ООО «АНГК»

Расположенного по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на поставку оборудования на объекты ООО «АНГК»

Расположенного по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на выполнение ремонтных работ опасных производственных объектов и конструктивов ООО «НПЗ «Северный Кузбасс», согласно акта комплексной проверки.

Расположенного по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение ремонтных работ опасных производственных объектов и конструктивов ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»

Расположенного по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение ремонтных работ опасных производственных объектов и конструктивов ООО «АНГК»

Расположенного по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на поставку технологического оборудования (колонна К2) для реконструкции установки ЭЛОУ-АТ-800 ООО «АНГК»

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на Поставка Специальной одежды и СИЗ в соответствии с потребностью ООО «НПЗ «Северный Кузбасс» и ООО «АНГК»

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на разработку проекта модернизации (технического перевооружения) железнодорожного переезда в п. Безлесный с целью оснащения его системой видеонаблюдения, поставку оборудования, монтаж и выполнение ПНР

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, г Анжеро-Судженск, район промплощадки ООО «НПЗ «Северный Кузбасс», железнодорожный переезд пос. Безлесный (56.134642, 86.064854).

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по остановочному ремонту установок:

II-пусковой комплекс Анжерского НПЗ. Установка первичной перегонки нефти мощностью 100 тыс. т/год (УПН-100);

IV-пусковой комплекс Анжерского НПЗ. Комбинированная установка электрообессоливания и атмосферной переработки нефти производительностью 250 тыс. т/год по сырью (УПН-250);

V-пусковой комплекс «Анжерского НПЗ». Нефтеперерабатывающая установка ЭЛОУ-АТ мощностью 800 тыс. тонн нефти в год (УПН-800)

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, город Анжеро-Судженск, планировочный район промплощадки АНГК

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора комплексную поставку насосного оборудования для комплекса объектов по перекачке мазута и бензиновой фракции

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение покрасочных работ печей, дымовых и вентиляционных труб, резервуаров ООО «АНГК»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение ремонтных работ опасных производственных объектов и конструктивов ООО «АНГК»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на поставку оборудования на объекты ООО «АНГК»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»: «3-ий Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад светлых нефтепродуктов»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»: «2-й Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива в железнодорожные цистерны. Пункт погрузки и разгрузки нефти и нефтепродуктов»

Расположенном по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К.Маркса, 7-31.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на Выполнение работ по устройству Структированной системы мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений (СМИС) на объектах 1-го, 2-го, 3-го пусковых комплексов НПЗ «Северный Кузбасс»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение работ по экспертизе промышленной безопасности (ЭПБ) технологических трубопроводов установок УПН-100, УПН-250 и ТСП ООО “АНГК”

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «Анжерская нефтегазовая компания»:

«V-й Пусковой комплекс «Анжерского НПЗ». Нефтеперерабатывающая установка ЭЛОУ-АТ мощностью 800 тыс. тонн нефти в год». Очистные сооружения (поз. 5.13). Техническое перевооружение.

«Внешние объекты «Анжерского НПЗ». Продуктопровод НПЗ «Анжерский», ООО «АНГК» – НПЗ «Северный Кузбасс», ООО «НПЗ «Северный Кузбасс». Технологические коммуникации. Техническое перевооружение.

«Внешние объекты «Анжерского НПЗ». Продуктопровод НПЗ «Анжерский», ООО «АНГК» – НПЗ «Северный Кузбасс», ООО «НПЗ «Северный Кузбасс». Узел задвижек №2 продуктопровода. Техническое перевооружение.

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»:

«1-ий Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива нефти в автоцистерны». Трасса водоснабжения. Техническое перевооружение.

«1-ий Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива нефти в автоцистерны». Эстакада технологических коммуникаций №1. Техническое перевооружение.

«3-ий Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад светлых нефтепродуктов». Технологические эстакады№№7, 17. Техническое перевооружение.

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г Анжеро-Судженск, район промплощадки НПЗ “Северный Кузбасс”

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на выполнение работ по демонтажу кабеля 6кВ по объекту: от распределительного пункта РП-6 кВ ООО «Анжерская нефтегазовая компания» до подстанции ПС 110/35/6 кВ «Анжерская НПС»

Расположенном по адресу: Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, район промплощадки АНГК.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора комплекса консультационно-методических и организационно-технических услуг по разработке, сопровождению и согласованию «Декларации промышленной безопасности опасного производственного объекта Нефтеперерабатывающего завода «Северный Кузбасс»

Расположенном по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К.Маркса, 7-31.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение работ по Разработке Плана по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефтепродуктов на территории ООО «Нефтеперерабатывающий завод «Северный Кузбасс»

Расположенном по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К.Маркса, 7-31.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «Анжерская нефтегазовая компания»:

«Внешние объекты «Анжерского НПЗ», Продуктопровод НПЗ «Анжерский», ООО «АНГК» – НПЗ «Северный Кузбасс», ООО «НПЗ «Северный Кузбасс». Технологические и конструктивные решения линейного объекта. Искусственные сооружения. Электрохимическая защита

Расположенных по адресу: 652106, Яйский район, п. Безлесный, в 150м к северу-востоку от Анжерской ЛПДС.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на проведение строительно-монтажных работ по устройству ограждения территории 1-3 го пусковых комплексов НПЗ «Северный Кузбасс», согласно проектной документации шифр СК-02/07/14-00-00-АС2

Расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на проведение строительно-монтажных работ по устройству ограждения территории 1-3 го пусковых комплексов НПЗ «Северный Кузбасс», согласно проектной документации шифр СК-02/07/14-00-00-АС

Расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение проектных работ по разработке рабочей документации Структурированной системы мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений (СМИС) на объектах 1-го, 2-го, 3-го пусковых комплексов НПЗ «Северный Кузбасс»

Расположенном по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К.Маркса, 7-31.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на техническое перевооружение объектов I-го пускового комплекса ООО «НПЗ «Северный Кузбасс». Газомазутная котельная

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на проведение строительно-монтажных работ по техническому перевооружению объектов ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»:

«I – пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива нефти в автоцистерны. II-пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива нефти в железнодорожные цистерны. Пункт погрузки и разгрузки нефти и нефтепродуктов»

Расположенных по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для заключения договора на выполнение строительно-монтажных работ на объектах I-го пускового комплекса НПЗ «Северный Кузбасс». Склад нефти с терминалом налива нефти в автоцистерны:

Противопожарный вертикальный цилиндрический резервуар V=2000м3 (поз. 1.7.2а);

Расположенного по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение проектных работ по Техническому перевооружению (реконструкции) с целью повышения производительности объекта:

V пусковой комплекс «Анжерского НПЗ». Нефтеперерабатывающая установка ЭЛОУ-АТ мощностью 800 тыс. тонн нефти в год на объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный, в 150 км. к северо-востоку от Анжерской ЛПДС.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по остановочному ремонту установок: Выполнение монтажных работ по техническому перевооружению насосной внешней перекачки нефтепродуктов ООО «АНГК»

Выполнить согласно рабочей документации: Техническое перевооружение 2. Внешние объекты Анжерского НПЗ. Продуктопровод «Анжерский НПЗ, ООО «АНГК» – НПЗ «Северный Кузбасс», ООО «НПЗ Северный Кузбасс».

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный, в 150 км. к северо-востоку от Анжерской ЛПДС.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по остановочному ремонту установок: Выполнение монтажных работ по техническому перевооружению УПН-250 ООО «АНГК» в части автоматизации

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный, в 150 км. к северо-востоку от Анжерской ЛПДС.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение строительно-монтажных работ на объектах капитального строительства ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»:

3-ий Пусковой комплекс НПЗ «Северный Кузбасс». Склад светлых нефтепродуктов, расположенный по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К. Маркса, 7.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по ремонту опасных производственных объектов и конструктивов ООО «НПЗ «Северный Кузбасс»

На объекте, расположенном по адресу: 652480, Россия, Кемеровская область, г. Анжеро-Судженск, ул. К. Маркса,7-31.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по ремонту опасных производственных объектов и конструктивов ООО “Анжерская нефтегазовая компания”

На объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный, в 150 км. к северо-востоку от Анжерской ЛПДС.

Запрос предложения на выбор контрагента для договора на проведение работ по остановочному ремонту установки:

II-пусковой комплекс Анжерского НПЗ. Установка первичной перегонки нефти мощностью 100 тыс. т/год (УПН-100);

IV-пусковой комплекс Анжерского НПЗ. Комбинированная установка электрообессоливания и атмосферной переработки нефти производительностью 250 тыс. т/год (УПН-250);

V-пусковой комплекс Анжерского НПЗ. Нефтеперерабатывающая установка ЭЛОУ-АТ мощностью 800 тыс. тонн нефти в год (УПН-800) на объекте, расположенном по адресу: Кемеровская область, Яйский район, п. Безлесный, в 150 км. к северо-востоку от Анжерской ЛПДС.

Http://anpkoil. ru/postavsiki/

КРАСНОДАР, 20 декабря. ООО "Южный НПЗ" (Беслан, Северная Осетия) объявило открытый тендер на строительство в Тихорецком районе Краснодарского края нефтеперерабатывающего завода мощностью 1,5 млн т в год, сообщает «Интерфакс» со ссылкой на источник в администрации «Южного НПЗ».

В краевом департаменте по вопросам топливно-энергетического комплекса (ТЭК) ИА «Росбалт-Юг» не подтвердили, но и не стали опровергать распространенную «Интерфаксом» информацию. "Нам известно об этом проекте, но до сегодняшнего дня официальной информации от «Южного НПЗ» о начале открытых торгов на строительство этого объекта в департамент ТЭК не поступало", – отметил представитель департамента.

ООО "Южный нефтеперерабатывающий завод" зарегистрировано в Беслане (республика Северная Осетия — Алания). 99,91% уставного капитала ООО принадлежит британской компании General Limited, 0,09% владеет ОАО «Исток» из Владикавказа – один из крупнейших на юге России производителей крепких спиртных напитков.

В республике ожидают досрочного освобождения из колонии «законника» Ахмеда Шалинского, который намерен сформировать сильный клан гангстеров.

Петербургские народные избранники стремительно богатеют — кто в два, а кто в три раза. Но сердца всех парламентариев принадлежат только России. Двое даже гордятся — Крыму.

Вероятный организатор убийства антифашиста Качаравы либо до жути скромен, либо хороший актер. Его защита делает такое заявление, что даже суд удивлен. У мамы — свои объяснения.

Российские власти вдруг почувствовали дефицит «мозгов» — и стали придумывать, как заманить учащихся за границей обратно на Родину. Вот только предложить им особо нечего.

Реакция российского рынка на санкции дает серьезную пищу для размышлений — получается, что высокие цены на углеводороды нас уже не спасают, говорит экономист Игорь Николаев.

Горожане пытаются противостоять строительству опасного завода рядом со своими домами, но сталкиваются с давлением и нежеланием чиновников вступать в диалог.

Http://www. rosbalt. ru/russia/2007/12/20/442155.html

Дочерняя компания Ростеха «РТ-Глобальные ресурсы» выиграла тендер на строительство в Уганде нефтеперерабатывающего завода (НПЗ). Победа Ростеха в этом тендере стала первым подобным достижением российской компании в Африке в истории новой России. Инвестиции в целом составят около 3 млрд долларов. В рамках проекта будет реализован трансфер российских технологий.

Для Уганды это стратегически важный объект, так как у страны нет выхода к морю, и ее экономика испытывает существенную зависимость от внешних поставщиков. Ожидается, что НПЗ после выхода на полную мощность будет снабжать и соседние страны Восточной и центральной Африки, не имеющие сегодня собственной нефтепереработки.

Проект завода, который будет располагаться на западе страны недалеко от озера Альберта, будет реализован в партнерстве с Правительством Уганды, которому будет принадлежать 40% акционерного капитала. Доля российского консорциума составит 60%.

«Консорциум, возглавляемый компанией «РТ-Глобальные ресурсы», выиграл тендер на строительство НПЗ в результате жесткой, открытой, конкурентной борьбы с глобальными компаниями, – подчеркнул гендиректор Ростеха Сергей Чемезов. – Реализация проекта послужит укреплению отношений между Россией и Угандой, а также станет надежной основой для продвижения интересов России в Восточной Африке в целом. Будут привлекаться международные подрядчики с наиболее конкурентоспособными технологиями и опытом реализации подобных проектов. Однако в приоритетном порядке будут использоваться передовые российские технологии, что будет способствовать увеличению высокотехнологичного экспорта».

Первоначально на участие в тендере претендовали 75 компаний и консорциумов. К подаче тендерной заявки 30 мая 2014 года были допущены шесть консорциумов: ChinaPetroleumPipelineBureau (Китай); MarubeniCorporation (Япония); Petrofac (Великобритания); SK Energy (Южная Корея); Vitol (Нидерланды) и «РТ-Глобальные ресурсы». После детального анализа предложений были отобраны два участника – консорциум «РТ-Глобальные ресурсы» («Татнефть» и «ВТБ капитал»), и южнокорейский консорциум во главе с SK Energy.

Финансирование для проведения международного тендера на конкурентной основе было выделено в рамках программы поддержки развивающихся стран. На эти средства Правительством Уганды были наняты консультанты из США и других стран. Эту группу консультантов возглавляет американский инвестиционный банк Taylor-DeJongh (TDJ);

«Заявки оценивались по многим показателям: технические параметры проекта, использование передовых технологий, состав и качество готовой продукции, финансовая эффективность завода, проработанность коммерческого и финансового планов, технические, финансовые и организационные возможности участников, готовность финансировать проект, планы по закупкам сырой нефти, – отметил глава компании «РТ – Глобальные ресурсы» Андрей Коробов. – Российский консорциум в финале опередил южнокорейский SK практически по всем этим показателям».

Для реализации проекта будут привлекаться международные подрядчики с наиболее конкурентоспособными технологиями и опытом реализации подобных проектов; в приоритетном порядке будут использоваться передовые российские технологии.

После выхода на полную мощность НПЗ будет перерабатывать 60 тыс. баррелей нефти в день (то есть более 3 млн тонн в год).

Инвестиции вместе со стоимостью оборудования и организацией финансирования составляют около 3 млрд долларов.

Http://energoacademy. com/index. php? option=com_acContent&view=material&tmpl=component&catid=21&id=1539:rostekh-vyigral-tender-na-stroitelstvo-pervogo-v-ugande-npz&Itemid=125

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ "ЮЖНЫЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД"

Управление Федеральной службы судебных приставов по Республике Калмыкия

Российская Федерация, 358000, Калмыкия Респ, Элиста г, Ю. Клыкова, 92/а

Главное управление Министерства Российской Федерации по делам гражданской обороны, чрезвычайным ситуациям и ликвидации последствий стихийных бедствий по Республике Калмыкия

Российская Федерация, 358011, Калмыкия Респ, Элиста г, Герасименко, 59

Федеральное бюджетное учреждение здравоохранения “Центр гигиены и эпидемиологии в Республике Калмыкия”

Управление Федеральной службы судебных приставов по Республике Калмыкия

Российская Федерация, 358011, Калмыкия Респ, Элиста г, им В. Герасименко, 61

Федеральное бюджетное учреждение здравоохранения “Центр гигиены и эпидемиологии в Республике Калмыкия”

Следственное управление Следственного комитета Российской Федерации по Республике Калмыкия

Российская Федерация, 358000, Калмыкия Респ, Элиста г, Герасименко, 57

В Элисте Управлением Роспотребнадзора по РК проведено публичное обсуждение результатов правоприменительной практики ведомства за третий квартал 2017 года. Такие общественные слушания проводятся ежеквартально.

Собрано кукурузы на зерно в объёме 889 тысяч тонн при средней урожайности 46,4 центнера с гектара. Уборка этих культур ещё продолжается. Полностью завершён сбор подсолнечника.

Глобальный каталог отечественных компаний, включает миллионы адресов, телефонов и других контактных данных производителей и поставщиков.

Также включает каталог закупщиков, участвующих в госсистеме тендеров, закупок и аукционов.

Http://w. caddress. ru/com/ooo-yuzhny-neftepererabatyvayuschy-zavod-4600007

Национальная холдинговая компания (НХК) "Узбекнефтегаз" в 2012-2016 годах построит вторую очередь УП "Бухарский нефтеперерабатывающий завод" стоимостью $475 млн, сообщили в пятницу в АК "Узнефтепродукт" ("дочка" НХК "Узбекнефтегаз", контролирует производство нефтепродуктов в республике).

Национальная холдинговая компания (НХК) "Узбекнефтегаз" в 2012-2016 годах построит вторую очередь УП "Бухарский нефтеперерабатывающий завод" стоимостью $475 млн, сообщили агентству Прайм в пятницу в АК "Узнефтепродукт" ("дочка" НХК "Узбекнефтегаз", контролирует производство нефтепродуктов в республике).

Представитель компании уточнил, что до конца 2012 года холдинг планирует завершить подготовку ТЭО проекта и в 2013 году приступить к общестроительным работам на объекте.

В первой половине 2013 года планируется объявить тендер на выбор подрядчика по строительству технологической части второй очереди завода и до конца будущего года приступить к монтажу основного оборудования. Срок строительства технологической части – три года.

Проект второй очереди предусматривает строительство мощностей по производству 960 тысяч тонн бензина, 706 тысяч тонн дизельного топлива и 250 тысяч тонн авиакеросина стандарта евро-3 в год.

В рамках расширения НПЗ также планируется осуществить строительство установки изомеризации легкой нафты мощностью 300 тысяч тонн в год на базе уже действующих мощностей завода.

Финансирование строительства предварительной стоимостью 475 миллионов долларов будет осуществляться за счет собственных средств НХК "Узбекнефтегаз", иностранных кредитов и инвестиций, займов Фонда реконструкции и развития Узбекистана.

Реализация проекта осуществляется в рамках программы по увеличению выхода светлых нефтепродуктов на заводе до 95% и освоению производства высокооктановых бензиновых компонентов по стандартам евро-3 и выше, отметили в АК "Узнефтепродукт".

На Бухарском НПЗ, введенном в строй в августе 1997 года, выпускаются высококачественные виды бензина (Аи-91, Аи-93, Аи-95), авиакеросина, и дизельного топлива. Проектная мощность переработки – 2,5 миллиона тонн газового конденсата в год.

Общая мощность трех нефтеперерабатывающих заводов республики – Бухарского НПЗ, Ферганского НПЗ и Алтыарыкского НПЗ сегодня составляет 11,12 млн тонн. В настоящий момент эти мощности загружены на 60%.

Добыча нефти и газового конденсата в Узбекистане по итогам 2011 года снизилась на 7,7% по сравнению с 2010 годом – до 3,585 миллиона тонн.

Производство бензина составило 1,308 миллиона тонн (минус 6,6%), керосина – 331,3 тысячи тонн (минус 11,2%), дизельного топлива – 1,052 миллиона тонн минус 6,5%). Об этом сообщает РИА "Новости".

Http://oilcapital. ru/news/downstream/27-01-2012/uzbekneftegaz-v-2012-2016-gg-postroit-vtoruyu-ochered-buharskogo-npz-stoimostyu-475-mln

Специалист (сектор финансового контроля и закупочной деятельности)

Закупочная деятельность в соответствии с 223 ФЗ о закупках товаров, работ, услуг; Формирование и контроль исполнения бюджета движения платежных средств Кураторство договоров

Высшее профессиональное образование (бизнес-образование: приветствуется финансы, закупки) Работа с ПО: MS Office (Excel, Power Point) на уровне опытного пользователя; знание SAP приветствуется Навыки работы со значительными объемами информации.

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Ремонт технологического оборудования, ремонт всех видов машинного и специального оборудования, эксплуатируемого на технологических объектах НПЗ и изготовление запасных частей к нему

Стаж работы в должности станочник широкого профиля (фрезеровщик) не менее 3 лет и квалификация станочник широкого профиля 5 разряда. Знать и применять оборудование, инструмент, приспособления и материалы по назначению; Обработка деталей на токарных и фрезерных станках; Фрезерование сложных крупногабаритных деталей и узлов на уникальном оборудовании; Сверление, развертывание, растачивание отверстий у деталей из легированных сталей, специальных и твердых сплавов; Нарезание всевозможных резьб и спиралей, на универсальных и оптических делительных головках с выполнением всех необходимых расчетов;

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Выполнять работы по обеспечению соответствия деятельности организации требованиям действующего природоохранного законодательства РФ. Осуществлять непосредственное руководство деятельности сектора, организовывает методическое руководство и координацию работы в области экологии. Организовывать и осуществлять контроль соблюдения законодательства в области охраны окружающей среды, а также промышленной безопасности в части возникновения экологических рисков от основной деятельности предприятия. Организовывать и участвовать в выполнении расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду от производственной деятельности Общества и представлять его в установленные законодательством сроки. Организовывать и участвовать в разработке, согласовании и утверждении в контролирующих органах нормативных документов в области ООС (проекты предельно допустимых выбросов – ПДВ, проекта нормативов образования отходов и лимитов на их размещение-ПНООЛР, нормативов допустимых сбросов и т. п.). Курировать разработку необходимой природоохранной документации: нормативов предельно допустимых выбросов (нормативы ПДВ), нормативов допустимых сбросов загрязняющих веществ (НДС), лимитов размещения отходов (ПНООЛР), паспортизации отходов, подтверждения отнесения опасных отходов к конкретному классу опасности. Организовывать своевременное получение разрешительной документации в области ООС (лицензии, разрешения, лимиты, договора на водопользование, решение о предоставлении водных объектов для целей сброса сточных вод и т. п.). Обеспечивать своевременное предоставление формы федерального государственного статистического наблюдения по формам 2-ТП (отходы) «Сведения об образовании, использовании, обезвреживании, транспортировании и размещении отходов производства и потребления», 2-ТП (воздух) «Сведения об охране атмосферного воздуха», 2-ТП (водхоз) «Сведения об использовании воды», 4-ОС «Сведения о текущих затратах на охрану окружающей среды и экологических платежах» и др. Организовывать и участвовать в разработке единых стандартов, регламентов и инструкций в области экологии Общества, их внедрение и соблюдение требований данных документов в структурных подразделениях Общества. Обеспечивать доведение до сведения руководителей информации об изменениях требований в области экологии, устанавливаемых нормативными актами. Определять совместно с уполномоченными органами власти номенклатуру, объем и периодичность экологического мониторинга. Готовить справки, отчеты, письма, проекты приказов, распоряжения по вопросам охраны окружающей среды и природопользованию; Контролировать ведение первичного учета данных по типовым формам, согласно правилам, установленным действующим законодательством. Формы заполняются с использованием системы классификации и кодирования загрязняющих веществ (отходов). Первичным учетом отходов фиксируются образовавшиеся, использованные, обезвреженные, переданные другим организациям, а также размещенные отходы. На основе первичной информации заполняется форма «Схема операционного движения отходов», а также «Баланс массы отходов за отчетный период», который затем в составе «Технического отчета о неизменности производственного процесса, используемого сырья и об образующихся отходах» направляется в Росприроднадзор. Осуществлять контроль подразделений Общества по следующим вопросам:

— соблюдение локальных норм по сбросам и выбросам загрязняющих веществ в атмосферный воздух и в сточные воды;

— соблюдение правил обращения с отходами производства и потребления;

— соблюдение установленных законодательством, уполномоченными органами исполнительной власти условий. Контролировать выполнение Обществом условий разрешительных документов в области ООС и природопользования (лицензии, решения, разрешение, лимиты) с выдачей, в необходимых случаях, предписаний подразделениям Общества, сервисным организациям, обслуживающим Общество, для своевременного устранения нарушений. Обеспечивать проверку накопления и хранения отходов в соответствие тому ПНООЛР и в случае обнаружения несоответствия давать предписания по устранению замеченных нарушений с указанием сроков его исполнения. Контролю подвергаются места хранения (накопления) отходов на территории объекта, их границы (площадь, объемы), обустройство, предельное количество временного накопления отходов в соответствии с выданными разрешениями, сроки и способы их накопления. Осуществлять контроль за своевременным вывозом отходов с территории предприятия. Участвовать в проверках предприятия, устраиваемых уполномоченными органами, разрабатывать и обеспечивать выполнение мероприятий по устранению замечаний государственного экологического контроля. Руководить работниками сектора (3 специалиста в секторе). Обеспечивать качественное и своевременное выполнение возложенных на сектор задач и функций. Организовывать консультирование и подготовку разъяснений по вопросам, относящихся к компетенции сектора.

Высшее профессиональное образование Стаж работы в должности специалиста по охране окружающей среды (эколога) не менее 5-ти лет

Действующее природоохранное и экологическое законодательство Российской Федерации; Нормативные и методические материалы по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, уметь практически их использовать; Системы экологических стандартов и нормативов; Методы экологического мониторинга; Порядок проведения экологической экспертизы предплановых, предпроектных и проектных материалов; Порядок учета и оформления соответствующей отчетности в отношении требований охраны окружающей среды и рационального природопользования Работа на ПК в среде Windows, в программах MS Word и MS Excel, Outlook, БОСС-референт, Лексема, со специальными экологическими программами.

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Обеспечивать бесперебойное снабжение объектов ПАО АНК «Башнефть» «Башнефть-Уфанефтехим» химочищенной и обессоленной водой; Обеспечивать безаварийную и экономичную работу оборудования; Вести процесс химической очистки воды; Обеспечивать подачу химочищенной и обессоленной воды необходимого качества на завод; Обслуживать насосное оборудование; Выполнять химические анализы сырой и обессоленной воды; Контролировать и регулировать параметры технологического режима.

Наличие удостоверения по рабочей профессии Аппаратчик химводоочистки 4 разряда Среднее, среднетехническое образование. Опыт работы приветствуется.

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Ведение штатного расписания, расчет и анализ заработной платы. Подготовка ежемесячной (ежеквартальной) отчетности по труду и заработной плате. Подготовка нормативных и регламентирующих документов по мотивации и оплате труда, техническое нормирование. Расчет и формирование бюджета фонда оплаты труда Общества на предстоящие периоды и анализ фонда оплаты труда предыдущих периодов. Составление отчетности по мотивации и оплате труда. Расчет премии работников по итогам производственной деятельности. Участие в проведении оценки должностей, анализ результатов.

Вакансия временная (на период отсутствия основоного работника). Образование высшее экономическое (математика, экономика). Опыт работы в области организации оплаты труда и ЗП не менее 2-х лет; Желание и способность работать в активном режиме, способность самостоятельно ставить и выполнять поставленные задачи. Умение применять законодательные и нормативные правовые акты. ПК на уровне уверенного пользователя MS Office (PowerPoint).

Вакансия временная (на период отсутствия основоного работника). Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Обеспечение соблюдения законодательства в области охраны окружающей среды; Заполнение отчетов 2тп-воздух, 2тп отходы, 2тп-водхоз, 4-ОС, 2-ОС, Отчет в ФГУ МВОБУ по мониторингу р. Белой, отчет по приказу Минприроды № 205 о ведении водопользователями учета объема забора водных ресурсов и объема сброса сточных вод, отчет о выполнении условий решения о представлении водного объекта в пользование, отчет в Минприроды о выполнении условий договоров водопользования и др.; Оформление договоров водопользования, дополнительных соглашений к договорам водопользования на оплату по фактическому забору воды, по изменению лимитов забора воды; Оформление решения на право сброса сточных вод в водный объект; Ведение первичного учета данных по типовым формам, согласно правилам, установленными действующим законодательством; Организация оформление необходимой природоохранной документации: нормативов предельно допустимых выбросов (нормативы ПДВ), нормативов допустимых сбросов загрязняющих веществ (НДС), проекта нормативов образования отходов и лимитов на их размещение (ПНООЛР), паспортизации отходов, подтверждения отнесения опасных отходов к конкретному классу опасности, получение разрешения на сброс загрязняющих веществ в окружающую среду, разрешения на сброс загрязняющих веществ в окружающую среду; Формирование и представление органам исполнительной власти государственной статистической отчетности в области охраны окружающей природной среды (2тп-воздух, 2тп – отходы, 2тп-водхоз, 4-ОС, 2-ОС и др.), а также другую требуемую документацию; Участие в проверках предприятия, устраиваемых уполномоченными органами, разрабатывает и обеспечивает выполнение мероприятий по устранению замечаний государственного экологического контроля; Выполнение расчета платы за негативное воздействие на окружающую среду от производственной деятельности и представление его в установленные законодательством сроки; Проведение производственно-экологического контроля; Ведение переписки по экологическим вопросам (охраны водного бассейна, воздушного бассейна и отходы; Подготовка документации по экологической безопасности, включая приказы, положения и т. п.; Оказание методической, практической помощи службам и производствам завода по вопросам экологии; Ознакомление с изменениями в законодательстве и нормативных документах в области экологии; Заключение или пролонгация договоров (вывоз мусора, обезвреживание ртутных ламп и приборов и т. д.).

Высшее профессиональное или техническое образование (УГНТУ) С опытом работы на нефтеперерабатывающем предприятии не менее 3 лет.

Действующего природоохранного и экологического законодательства РФ; Нормативные и методические материалы по охране окружающей среды и рациональному использованию природных ресурсов, уметь практически их использовать; Системы экологических стандартов и нормативов; Методы экологического мониторинга; Требования охраны окружающей среды и рационального природопользования. Работа на ПК в среде Windows, в программах MS Word и MS Excel, Outlook, БОСС-референт, Лексема, со специальными экологическими программами.

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Планирование, организация и контроль исполнения мероприятий по гражданской обороне, предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций; Разработка, актуализация и внедрение документов в области ГО и ЧС; Организация работы по поддержанию постоянной готовности технических систем управления, оповещения и связи пунктов управления системы ГО и ЧС; Обучение работников способам защиты от опасностей при возникновении ЧС. Организация приема сигналов ГО и доведение их до руководителей Общества, организация мероприятий по оповещению работников об опасностях, возникающих при ведении военных действий или вследствие этих действий, а также при возникновении ЧС; Организация создания, оснащения, планирования подготовки и поддержания в готовности к применению нештатных формирований по обеспечению выполнения мероприятий по ГО; Ведение учета защитных сооружений и других объектов ГО, организация мероприятий по поддержанию их в состоянии постоянной готовности к использованию, контроль за их состоянием; Сбор информации, анализ, подготовка и представление отчетов по вопросам ГО, предупреждения и реагирования на ЧС.

Образование высшее, приоритетными являются кандидаты, закончившие АГЗ МЧС России или другие ВУЗы Минобрнауки России по специальностям: «Защита в чрезвычайных ситуациях», «Командно-штабная оперативно-тактическая гражданской защиты», «Математическое обеспечение исследований вооружения, техники и применения сил гражданской защиты», «Командная тактическая сил гражданской защиты» или другим смежным специальностям. Знание и практика применения законодательства в области ГО и ЧС, навыки организации и проведения мероприятий гражданской обороны, предупреждения и ликвидации ЧС. Опыт работы в сфере ГО и ЧС не менее 2 лет обязателен Успешный опыт прохождения проверок MS Office на уровне опытного пользователя

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Работы по ремонту оборудования КИП на металлообрабатывающих станках

Опыт работы 5 лет Сфера деятельности: токарные работы по ремонту оборудования КИП узлов и деталей (плунжерные пары диски сужающих устройств) Предпочтителен опыт работы в компаниях, выполняющих работы по ремонту технологического оборудования на опасных производственных объектах (ОПО) НПЗ «УМПО» «УМЗ» и аналогичных Знание требований охраны труда по безопасному производству работ Владение навыками работы на токарных станках марки ТВ-01М, ТС-20, 16Б16ПЕ4 Владение навыками работы на фрезерных станках типа 6Т82-29 Знание свойств металлов, их классификации и процесса обработки

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Обеспечивать бесперебойное снабжение в необходимых параметрах объектов завода оборотной, свежей (речной), противопожарной и питьевой водой Руководствоваться: действующим законодательством РФ и РБ, приказами, распоряжениями и другими локальными нормативными актами, стандартами, техническими условиями, правилами по эксплуатации оборудования и установок, правилами внутреннего трудового распорядка для работников Общества

Начальное профессиональное (техническое) образование Опыт работы приветствуется Удостоверение по профессии

Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование. Полный рабочий день на территории работодателя

Электромонтер по ремонту и обслуживанию электрооборудования 6 разряда

Обеспечение бесперебойного электроснабжения технологических установок и объектов участка путем проведения своевременного оперативного и технического обслуживания, качественного ремонта и контроля за техническим состоянием электрооборудования,

Опыт работы на подобных должностях не менее трех лет; Сфера деятельности: электротехническая лаборатория, служба релейной защиты; Знание основ электротехники; Чтение электрических схем; Знание принципов проведения высоковольтных испытаний; Оформление технической документации (протоколы, отчеты и т. п.).

Начальное профессиональное, среднее профессиональное (профильное), курсы профессиональной подготовки

Вакансия на период д/о сотрудника. Работа на территории работодателя. Доставка вахтовым транспортом. Льготы и гарантии, предусмотренные ТК РФ. Социальные программы (льготные путевки в санатории для работников и лагеря отдыха для детей, новогодние подарки детям и пр.). Добровольное медицинское страхование Полный рабочий день на территории работодателя

Ведущий специалист Мельничук Мария Валерьевна, тел.: 8 (347) 249-26-45

Http://www. bnsnpz. ru/career/vacancy/

Структура мировой энергетики меняется, но спрос на нефть и газ продолжает расти. Начиная с XIX века человечество каждый год использует больше топлива каждого вида, чем годом раньше. .

В рамках рабочей поездки по Атырауской области Премьер-министр Казахстанва Б. Сагинтаев посетил Атырауский НПЗ и ознакомился с завершающей стадией пуска технологических уст.

На Афипский Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) успешно доставили один из самых габаритных блоков строящегося на заводе комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля – колонна фракциониро.

Полупогружная буровая установка (ППБУ) Noble Clyde Boudreaux завершает проект модернизации на судостроительной верфи в Сингапуре. Об этом Noble Corporation сообщает 12 апреля 2018 г.

Антипинский НПЗ в ближайшее время планирует поставлять свою продукцию в Павлодар. Об этом сообщил начальник управления планирования производства Антипинского НПЗ&.

На Афипский НПЗ доставлен один из самых габаритных блоков строящегося на заводе комплекса гидрокрекинга вакуумного газойля – колонна фракционирования. Колонна предназначена.

Премьер-министр Казахстана проинспектировал ход пусковых работ на новых установках Атырауского НПЗ

На Афипский НПЗ доставили блок комплекса гидрокрекинга весом в 500 тонн

Премьер-министр Казахстана проинспектировал ход пусковых работ на новых установках Атырауского НПЗ

На Афипский НПЗ доставили блок комплекса гидрокрекинга весом в 500 тонн

ОАО Ново-Уфимский нефтеперерабатывающий завод – это предприятие, специализирующееся в нефтяной и нефтегазовой отрасли. Завод работает с 1938 года, в сферу деятельности завода входит нефтеперераб.

Предлагаю Вам подробно изучать предложение хорошо зарекомендовавшей себя на рынке нефтепродуктов компанией Уфанефтепродукт. Мы находимся на территории Ново Уфимского Нефтеперерабатывающего Завода и им.

ООО «Ижевский нефтеперерабатывающий завод» единственное предприятие в Удмуртской Республике, которое осуществляет переработку нефти.

Наша компания предлагает Вам купить октаноповышающие присадки и добавки к бензину таких марок как Rich Oil, Мира Люкс, серии К и Вод20, и другие. Это нефтепродукты высокого качества, произведенные неф.

Установленная мощность завода – 19, 5 млн тонн в год. В 2006 году предприятием было переработано 16, 3 млн. тонн нефти В структуре Газпрома Одно из крупнейших нефтеперерабатывающих предприятий в России.

Трубки (системы) подачи СОЖ (для промышленного оборудования и станков) Используются на промышленном оборудовании и станках. Служат для подачи СОЖ ( Смазочно Охлаждающей Жидкости) в зону резания. Собст.

Продажа с завода в Туле или со склада в Москве шарнирных пластиковых сегментных трубок для подачи сож. Продажа от производителя. Оптовикам и заводам скидки.

Предлагаем центраторы внутренние гидравлические ЦВ, которые предназначены для центровки торцов отдельных труб и секций при сборке неповоротных и поворотных стыков при строительстве трубопроводов. Вну.

Завод – изготовитель RIR-standart, является производителем топочных блоков/ теплогенераторов/ теплообменников марки RIR Топочные блоки RIR ТБ-ТО с косвенным нагревом теплоносителя исключают возможнос.

Антрацит АО класс 30-70 мм навалом и в упаковке – мешки – биг-беги ООО «Промтопресурсы» • Компания с безупречной репутацией работает на рынке с 1996 года • С 2005 года организована бесперебойная ра.

Производим и Поставляем Линии Гранулирования Комбикормов до 4 т/ч: В состав линии входят: 1. Комбикормовый мини-завод по приготовлению сыпучих кормов, до 4 т/ч; 2. Бункер накопитель на 5 куб. м; 3. Гр.

Http://www. benzol. ru/neftepererabatyvayushchie-zavody-ufy-vakansii. htm

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее образование (экономическое, бухгалтерское); опыт составления (оформления), принятия к учету первичных документов о фактах хозяйственной жизни по своим участкам; .

Опыт работы: 1 год. Образование не ниже среднего специального, опыт работы в финансовой/банковской сфере не менее 6 месяцев Бухгалтерия, финансы, аудит – Кассовые операции

Опыт работы: от 6 лет. 5-6 разряд опыт работы Промышленность, производство – Промышленное оборудование

Опыт работы: от 6 лет. 5-6 разряд опыт работы Промышленность, производство – Промышленное оборудование

Опыт работы: от 6 лет. Аккуратный, внимательный водитель с опытом работы. Наличие соответствующих удостоверений, выданных Ростехнадзором желательно. Знание устройства автомобиля, навыки их ремонта.

Опыт работы: от 3 до 6 лет. 4-6 разряд, опыт работы от 4 лет. Обязательное умение читать чертежи. Промышленность, производство – Промышленное оборудование

Опыт работы: 1 год. Опыт проведения переговоров. Опытный пользователь ПК. Активность, ответственность, нацеленность на результат, умение принимать решения самостоятельно, логически мыслить. .

Опыт работы: от 6 лет. Опыт работы с тендерными площадками от 6 лет. знание законов и постановлений, касающихся коммерческой деятельности на территории Российской Федерации (ФЗ-44, ФЗ-223), основы.

Опыт работы: от 1 года. Стаж от 1 года желание работать и зарабатывать

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Опыт работы (от 3 лет) на аналогичной должности. Сырье – Разведка и разработка месторождений

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее профессиональное образование (менеджмент, экономика, технические специальности). Опыт работы в области закупок от 3-х лет. Уверенный пользователь ПК. Навыки.

Опыт работы: 1 год. Высшее или среднее специальное юридическое образование; – желателен опыт работы от 1 года; – грамотная речь, умение вести переговоры, стрессоустойчивость, неконфликтность.

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее образование, опыт работы не менее 3-х лет. Продвинутый пользователь ПК. Обязательно знание 1С 8.2 Бухгалтерия. Знание налогового и бухгалтерского законодательства.

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее образование в области финансов и банковского дела; – отличное знание продуктов и процессов розничного банковского бизнеса; – отличный опыт выстраивания процессов.

Опыт работы: от 6 лет. Высшее образование (учет и аудит, экономика, финансы) Опыт работы в холдинге. Опыт работы не менее 6-ти лет на аналогичной должности Банки, инвестиции, лизинг – Управление.

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее техническое или инженерное образование опыт работы на аналогичной должности владение английским языком. Уровень владения языками: Английский: Разговорный. IT, .

Опыт работы: от 3 до 6 лет. Высшее образование (бухгалтерский учет/экономика) Уверенный пользователь пользователь “1С Бухгалтерия” версия 8:3 блок ЗУП; Знание законодательства в области.

Опыт работы: от 1 до 3 лет. Опрятный внешний вид Гражданство РФ Стрессоустойчивость Работоспособность Ответственность Внимательность

Опыт работы: без опыта. Мы приглашаем на работу активных, позитивных людей, желающих работать и развиваться внутри нашей компании

Опыт работы: от 3 лет. Стаж вождения от 3-х лет. Действующее водительское удостоверение. Наличие планшета или смартфона на базе Android (не ниже версии 4.0).

Http://ufa. rabotis. com/companies-neftyanaya

В настоящее время на предприятиях ПАО АНК «Башнефть» работает более 33 000 сотрудников.

Основные направления кадровой политики ПАО АНК «Башнефть» — обеспечение достойных и безопасных условий труда; повышение эффективности работы, социальная защищенность членов трудового коллектива, повышение личной заинтересованности сотрудников в достижении Компанией наилучших результатов.

Вы можете направить резюме на электронные адреса, указанные в разделе Вакансии компании в соответствующих Дочерних Обществах.

Начальник отдела мотивации персонала/ООО «Башнефть – Полюс» (г. Уфа) Ведущий экономист отдела инвестиций/ ООО «Башнефть – Полюс» (г. Уфа) Начальник отдела экологии / Управление охраны труда, промышленной безопасности и экологии/ ООО «Башнефть – Полюс» (г. Уфа) Заместитель генерального директора по капитальному строительству /ООО «Башнефть – Полюс» (г. Уфа))

Резюме отправлять на: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. телефон: +7 347 261-79-25

Главный специалист Отдела экономической оценки активов Управления инвестиций Ведущий экономист Отдела инвестиционного планирования и мониторинга

Резюме отправлять на: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. (просьба в теме письма указать название вакансии)

Оператор товарный Оператор технологических установок Машинист технологических насосов Машинист компрессорных установок Лаборант химического анализа

Резюме отправлять на: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. (просьба в теме письма указывать название вакансии)

Резюме отправлять на: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. (просьба в теме письма указывать название вакансии)

Резюме направлять по адресу: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. (просьба в теме письма указать название вакансии)

Слесарь по контрольно-измерительным приборам и автоматике (г. Ишимбай, г. Октябрьский, п. Приютово, г. Янаул, г. Дюртюли, г. Нефтекамск) Электромонтер линейных сооружений телефонной связи и радиофикации (г. Уфа) Электромеханик на участок по обслуживанию связи Ведущий специалист отдела логистических решений управления SAP ERP Старший разработчик IDM Ведущий инженер АСУ ТП (г. Уфа, пос. Приютово) Инженер по КИП и автоматике (г. Тюмень) Слесарь по КИП и автоматике (г. Тюмень) Специалист отдела логистических решений Управления SAP ERP Ведущий инженер-программист по сопровождению ИС НПЗ Главный специалист отдела решений по бухгалтерскому и налоговому учету SAP Главный специалист отдела решений по управлению персоналом SAP Специалист сектора решений по финансовому менеджменту Управления SAP Web-дизайнер Инженер-программист T-SQL Ведущий инженер по сопровождению ПО “Сейсмика”

Резюме отправлять на: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. , Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. (просьба в теме письма указывать название вакансии)

Email для резюме с фото: Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра.

ПАО АНК «Башнефть» предоставляет возможность прохождения практики в подразделениях компании лучшим студентам, начиная со 2-го курса или стажировки студентам выпускных курсов ВУЗов очной формы обучения. Если Вы заинтересованы в получении бесценного профессионального опыта, заполните анкету и направите на электронный адрес Этот адрес электронной почты защищён от спам-ботов. У вас должен быть включен JavaScript для просмотра. : при отправке анкеты, укажите в теме письма:

Практика/Стажировка, Именной стипендиат (если когда-либо были награждены); название файла: Фамилия И. О. на русском языке и наименование Вашей специальности; в письме укажите отрасли, направления деятельности компании, в которых хотели бы проходить практику/стажировку; вложите скан-копию учебной карточки или зачетной книжки.

Компания обеспечивает своим работникам комфортные и безопасные условия труда, конкурентоспособную заработную плату и социальный пакет.

В Компании действует система мотивации сотрудников, в основе которой лежат программы прямого материального вознаграждения за достижение ключевых показателей эффективности (КПЭ) Компании, подразделения и лично работника. Программы распространяются на ПАО АНК «Башнефть» и ее непосредственные дочерние общества.

ПАО АНК «Башнефть» предоставляет своим сотрудникам комплекс социальных льгот, который включает негосударственную медицинскую страховку (добровольное медицинское страхование); организацию санаторно-курортного оздоровления; другие социальные льготы, гарантии и компенсации в соответствии с коллективным договором.

Большое внимание Компания уделяет вопросам обучения, поскольку это является важным средством повышения эффективности деятельности каждого сотрудника и достижения успеха компании в целом.

В области подготовки и повышения квалификации специалистов разного уровня Компания взаимодействует с целым рядом учебных заведений, в числе которых Корпоративный Университет АФК «Система», Российско-канадский учебный центр нефтегазовых технологий, Московский институт современного бизнеса, Высшая школа менеджмента СПБГУ и целый ряд других российских и зарубежных УЗ.

С 2010 года совместно с Корпоративным университетом АФК «Система» проводятся обучающие семинары и тренинги, направленные на развитие общекорпоративных компетенций. На постоянной основе проводится дополнительное обучение топ-менеджеров и управленцев среднего звена, а также немаловажное внимание уделяется профессиональному развитию ключевых категорий персонала. Разработана долгосрочная целевая программа по комплексному сотрудничеству с ведущим региональным отраслевым вузом — Уфимским государственным нефтяным техническим университетом.

Для дальнейшего развития и укрепления потенциала ПАО АНК «Башнефть» привлекает в свои ряды талантливых, целеустремленных и ответственных сотрудников, способных эффективно работать в единой команде.

В Компании осуществляется альтернативный (конкурсный) подбор, в связи с чем всем кандидатам на вакантные позиции представляются равные возможности.

Приоритетными критериями при подборе и найме персонала являются:

развитые профессиональные компетенции; опыт работы по направлению; ориентированность на результат; инициативность; умение управлять процессами и руководить коллективом; умение самостоятельно принимать решения; системный подход и стратегическое мышление; гибкость, адаптивность и открытость новому; способность и стремление развиваться.

Успешное прохождение конкурса на вакантную позицию основывается на профессиональных компетенциях специалиста, опыте, умении решать сложные комплексные задачи и желании работать в коллективе единомышленников.

1 метод: Вы можете направить резюме на электронные адреса, указанные в разделе Вакансии компании в соответствующих Дочерних Обществах.

К рассмотрению принимаются резюме, соответствующие следующим требованиям:

В письмо вложен файл резюме в формате Word. Название файла с резюме соответствует Вашему полному ФИО (на русском языке) В теме письма указаны название должности/сферы деятельности, на которую Вы претендуете.

При наличии вакансии, соответствующей Вашему профессиональному опыту и ожиданиям, компания ПАО АНК «Башнефть» свяжется с Вами по указанным контактным данным.

Введите название компании, куда Вы хотите устроится Напишите регион, в котором Вы хотите найти работу Укажите заработную плату от какой суммы Вы хотите найти работу Нажмите кнопку “Найти”

Так же сервис Яндекс работа предоставляет дополнительную настройку где вы можете выбрать ваши требования к вакации

Http://www. bashneft-gid. ru/vakansii

Производственная сфера Уфы очень хорошо развита. Как в самом городе, так и в районе вы сможете найти большое количество промышленных предприятий, заводов и фабрик. Каждый год молодые специалисты, выпускники технических ВУЗов находят здесь работу по специальности.

Для работы на заводах уфы вакансий достаточно много. В частности, в компании «Кроношпан» в уфе вакансии есть на многие должности. Эта компания является одним из лидеров в стране по переработке древесины, производству стружечных плит и ламинатных напольных покрытий. Поэтому на данное предприятие требуются специалисты в следующих областях:

деревообрабатывающая промышленность; токарь; наладчики различного электрооборудования; инженеры-технологи; менеджеры по сбыту и работе с персоналом; переводчики для присутствия на деловых переговорах с иностранными партнерами; бухгалтеры; специалисты в области логистики.

То же самое касается и компании «УМПО» в уфе. Вакансий для работы на этом предприятии очень много. Компания специализируется на разработке и сборке двигателей для военной авиации. Поэтому требования к соискателям выдвигаются также достаточно жесткие. Для работы на данном предприятии требуются, как правило, фрезеровщики, слесари, монтажники, инженеры-технологи, конструкторы и дизайнеры. Работа на заводе в уфе требует наличия специального технического образования. На крупных предприятиях необходим опыт работы на должности, соответствующей запросу соискателя.

Для работы в «Газпроме» в уфе вакансии появляются достаточно часто. Разведываются новые месторождения нефти и газа, строятся новые вышки, прокладываются новые трубопроводы, совершенствуется оборудование, а старое требует замены. Поэтому чаще всего в компанию «Газпром» требуются специалисты-электрогазосварщики, трубоукладчики, инженеры-технологи, конструкторы, специалисты по энергообеспечению.

В компании «Башнефть» вакансии уфе и регионе есть на различные специальности. Могут требоваться как различные инженеры-технологи, специалисты по разведывательной работе, специалисты по проведению бурильных работ, специалисты по работе с транспортом, газоэлектросварщики, химики, операторы различного оборудования и много других.

Как видите, работы в сфере нефти и газа в Уфе достаточно много. Если вы не нашли интересующую вас вакансию, вы всегда можете оставить свое резюме, которое будет просматриваться непосредственно вашими потенциальными работодателями

На нашем сайте вы также найдете вакансии на мебель в уфе. Объявления для соискателей оставляют сами работодатели. Мы не сотрудничаем с какими бы то ни было кадровыми агентствами и не берем за свои услуги дополнительную плату. Мы предоставляем только самые свежие и актуальные объявления о вакансиях.

В частности, у компании «Аргус» в уфе вакансии на должности специалистов электромонтажа и строительной сферы появляются достаточно часто. Это динамично развивающаяся компания, которая регулярно расширяет штат своих сотрудников.

В Уфе на мебель работники требуются различных специальностей. Очень часто встречаются вакансии на следующие должности:

сборщик корпусной и мягкой мебели; обивщики мебели; инженеры-конструкторы; торговые представители; реставраторы; продавцы-консультанты; грузчики.

Нужно отметить, насколько развито мебельное производство уфе. Вакансий, связанных с мебелью, вы найдете очень много на нашем сайте. Требования, предъявляемые к соискателям, отличаются в зависимости от должности. Для работы на более высокооплачиваемой должности соискателю необходимо иметь высшее образование или опыт работы в сфере производства мебели.

Достаточно распространены и вакансии инженера в уфе. Для работы на различных предприятиях города и региона требуются большое число инженеров различной специализации. Это могут быть как инженеры-технологи пищевой промышленности, легкой промышленности, конструкторы для сферы строительства или работы с электрооборудованием, а также инженеры по технике безопасности на производстве.

Если же вам нужна работа сварщиком в уфе, тогда вы также сможете найти ее здесь, на этом сайте. Для вас здесь собраны объявления от лучших работодателей города.

Напомним, что работа инженером в уфе требует наличие высшего технического образования. Многие работодатели также требуют наличие опыта работы. Однако, некоторые предприятия с удовольствием берут и молодых специалистов, которые недавно закончили высшие учебные заведения. Или же берут соискателей с испытательным сроком.

Http://vacansii. com/ufa/vacancycat/promishlennost

Эти посты имеют больше комментариев чем запись нефтеперерабатывающий завод уфа вакансии.

Сегодня на блоге опубликована статья Нефтеперерабатывающий завод уфа вакансии.

Ей уже этого не увидеть. Джонет вновь сжала его пальцы вокруг перстня. По воскресеньям бедным развозила подарки. Она прикрывалась с флангов двумя массивными башнями из полированного мрамора. И тут повернулся к берегу. Никто и ничто не имело значения, только свобода ночи. Шерстка золотая мерцает и колышется. Просто она слишком долго была одна. Резервуаром инфекции является больной человек, который опасен для окружающих начиная с конца инкубационного периода и весь лихорадочный период. Я почти засыпаю под ваши монотонные разговоры. Шел по следу ее, а гляди, сам чуть добычей не заделался. Ведь, он еще должен вернуть обратно, похищенного у людей ребенка. Возможно, это неправильный подход, но это так. Только это может быть что угодно. Джосс отвернулся к столу и разбавил виски водой. Вы и себя отмазать не можете. Они въехали по пандусу в подземный гараж, вышли из машины и побежали к лифту, доставившему их наверх. Мой разум отвергал возможность такого чудовищного обмана. Хотя, возможно, у них тут не принято встречать новорожденных. Но я знаю, что освобожусь отсюда, и уже скоро. И действительно, не стоило вырубать из уже сильно уменьшившейся льдины глыбы льда, до тех пор служившие для получения питьевой воды. Потом вернулась к компьютеру, чтобы прочитать последнее письмо. Прибыл пополнением в ваш взвод, господин лейтенант.

Однако я не совершал ни того, ни другого. Новиковы иногда совали мне мелочь на карманные расходы. Меня же зовет настоятель, приветливо улыбаясь и махая рукой. В ходе споров эти двое возглавили противоборствующие стороны и непримиримо нападали друг на друга. Они слышали о наших исследованиях и хотели включить отчет о них в специальную программу, посвященную проблемам умирания и смерти. Будем ждать проду. Она из нас все соки высасывала. Мы тебя уже заждались. Итак, я понял, что некоторое отступление от первоначального плана будет лишь способствовать успеху всего предприятия. Так что отправляю письмо прямо сейчас. Может любители японской истории и найдут анахронизмы и неточности, но любителю подобной литературы понравиться. С сырой земли поднимался легкий туман. Тысяча невестьсот восемьдесят четыре. Тетива перескочила через защелку.

Не было странных сновидений, и не было уже привычного беспокойства. С голоду, если что, не помрешь. Рита пряталась в одеяло от рассеянной по дому тревоги.

Ну, ссадину потрогал и дальше почесал. По всему видать, так. При нем было большое кольцо, знакомое сотням тысяч людей, побывавших на его выступлениях, были драгоценности и деньги, но его не ограбили. Куда проще и выгоднее было обойти его и выполнять главную задачу, стоявшую перед корпусом. Париж был грязным и неблагоустроенным. Просто я хочу быть рядом с тобой. Но ищу различные предлоги и отговорки. Если, конечно, поймут то, что предлагается. Сейчас осталось двадцать тысяч. Время превратило его в почти что сказочное чудище, потомка древних драконов. Певичка в дешевом ресторанчике. Часть ее существа даже ликовала в предвкушении схватки. Дереку показалось, что вирусы уничтожают одну световую точку другой. Проляпсус сфинктера был очевиден, а в слизистой ампулы прямой кишки обнаружилось значительное число трещин. Розалинда бросила в огонь еще одну толстую ветку. Заходи к концу смены, поболтаем. Я только жалею, что не сам придумал его. Это было в конце августа. Натянутый нерв сюжета. На каждый день я назначу по четыре занятия, чтобы каждый участвовал по меньшей мере в одном. Что ж, это интересно.

Пока никто не отправил свой комментарий на пост Нефтеперерабатывающий завод уфа вакансии. Вы можете стать первым комментатором.

Http://stabmaso. ucoz. ru/3015541.html

Вакансии в Уфе привлекательны для специалистов не только из-за высоких зарплат (по сравнению количества вакансии г. Уфа с другими городами Республики Башкортостан) и наличия социальных пакетов, но и потому что наиболее значимые и интересные проекты разворачиваются именно в этом городе, а участие в таких проектах – это шанс для специалиста построить хорошую карьеру и получить всеобщее признание.

Как быстро и с минимальными затратами найти вакансии в уфе, соответствующие квалификации и опыту соискателя, где искать вакансии в Уфе такого рода? Эти вопросы сейчас весьма актуальны. Наши родители меняли на протяжении жизни всего два-три места работы, а мы же предпринимаем попытки найти рабочие местав среднем до 5-10 раз. Отношение к факту смены работы также изменилось. Сегодня это воспринимается скорее как позитивный и целеустремленный шаг вперед. Ситуации, когда искать вакансии в Уфе приходилось человеку, временно неработающему, стали значительно более редкими. В городе пришла мода на поиск новой вакансии без отрыва от старой работы. Уфа давно это практикует. Подобное переосмысление ценностей оказало значительное влияние на последовательность этапов поиска вакансий в Уфе.

Принятие решения о смене места работы – Вы готовы искать вакансии в Уфе

– изучение конъюнктуры рынка, ответ на вопрос “где искать вакансии в уфе?”

– составление списка работодателей в г. Уфа и минимизация его до разумной длины, в том числе и с помощью сайтов, где можно найти вакансии в Уфе. Найти сайты, где имеются вакансии в Уфе несложно. И раз Вы зашли на наш сайт “Вакансии в Уфе “, значит вы знаете как это делается.

– составление резюме. Как правильно составить резюме Вы также сможете найти на нашем сайте “Вакансии Уфа ” в разделе Мастерская резюме

– последовательный выход на прямой (личный или через сайт вакансии в Уфе) или опосредованный (найти вакансию в Уфе через кадровое агентство) контакт с работодателями

– решение обоюдной проблемы выбора, заключение трудового соглашения.

А какие же вакансии в уфе наиболее популярны? Какие вакансии Уфа самые востребованные?

Анализируя сайты (в том числе и наш сайт Вакансии Уфа: вакансии в Уфе www. job-rb. ru) и представленные на них предложения, можно сделать вывод о том, что самыми востребованными являются вакантыне места в сфере торговли (более 20% всех вакансии в Уфе). На втором месте профессионалы сферы бухгалтерского учета, экономики (около 10 % всех вакансий Уфа ). Затем следует предложения в сфере информационных технологий и интернет-индустрии и другие предложения.

А вот что касается невостребованных профессий в городе и в общем по России: по данным на конец 2008 года в топ-10 самых невостребованных профессий попали следующие:

Считается, что в скором времени эти профессии “уйдут” с рынка труда и не только.

Республика Башкортостан по праву считается одним из лидеров нефтегазовой промышленности, поэтому неудивительно, что в городе очень хорошо развиты газодобывающая и нефтехимическая промышленность.

Если есть желание работать в нефтеперерабатывающей промышленности, стоит рассмотреть предложения компаний:

ОАО “Уфимский завод эластомерных материалов, изделий и конструкций”

Даже в условиях финансового кризиса на предприятиях есть свободные вакансии. Самыми востребованными являются рабочие специальности. Вакансии в Уфе найдутся для специалистов: электромеханики, специализирующиеся на ремонте электротехнического оборудования, слесари-наладчики станков, механики, иженеры-строители, проектировщики, геологи, геодезисты, специалисты по строительству и проектированию газонефтепроводов и газонефтехранилищ, а также специалисты горно-обогатительной промышленности.

Для желающих найти работу в машиностроительной промышленности в городе, следует уделить внимание предложениям компании “Уфимкабель”, завода микроэлектронники “Магентрон”, также следует просмотреть вакантные места Уфимского завода цветных металлов, завода Эталон, электролампового завода “Свет”, Башкирского объединения Прогресс. Также свободные рабочие места может предоставить ОАО “БашСантехМонтаж”.

С развитием города появляется необходимость в строительстве новых домов, архитектурных сооружений, с развитием инфраструктуры растёт строительство магазинов, различных предприятий. Для этого в городе существуют предприятия строительной промышленности, производящие стеновые панели и другую, необходимую для строительства продукцию :ОАО “Башстром” (производство стеновых мелкоштучных материалов), ОАО “Башнефтезаводстрой” (cтроительно-монтажные работы, производство строительных материалов), ОАО “Уфимский ЖБЗ-2” (бетон, железобетон и изделия из них), ОАО Уфимский комбинат строительных материалов (производство строительного кирпича и керамической черепицы). Вакантые рабочие места для представителей рабочих профессий будут найдены: формовщики-отливщики, монтажники, операторы оборудования, инженеры, мастера ремонтных работ, а также специалисты различного профиля.

В городе прекрасно развиты художественные промыслы и деревообрабатывающая промышленность. Поэтому вакансии можно найти в: АО “Уфимский фанерно-плитный комбинат” (производство фанеры, ДВП, пиломатериалов, столярных изделий), Башкирские художественные промыслы “Агидель” (производство изделий народных художественных промыслов), ОАО “Уфимский спичечная фабрика им. 1 Мая” (производство спичек), ОАО ЛХК “Башлеспром” (деревообработка, производство древесно-стружечных плит), ОАО “Бельский ДОК” (деревообработка).

На эти предприятия вакансии найдут: мастера-краснодеревщики, специалисты деревообрабатывающей промышленности, мастера столярных работ, на предприятие “Агидель” требуются: мастера-художники лаковых миниатюр, дизайнеры, художники росписи по ткани, швеи, мастера-краснодеревщики, резчики по дереву.

Предприятия пищевой промышленности представлены следующими объединениями: ОАО “Уфамолагропром” (производство молочной продукции), ОАО “Башкирхлебпром” (изготовление хлебобулочных изделий), макаронная фабрика (производство макаронных изделий),ОАО “Уфимский мясо консервный комбинат” (переработка мяса и производство колбасных изделий), ОАО “Чародейка” (производство парфюмерной косметической и пищевой продукции), несмотря на финансовый кризис, эти предприятия всегда работали на полную мощь, и их продукция всегда пользовалась спросом, на предприятиях есть вакансии: технологи по производству соответствующей продукции, пекари, тестомесы, водители, слесари, специалисты по упаковке, мастера погрузочного работ, механики для ремонта оборудования, химики-технологи, кладовщики, товароведы.

В городе также развита и лёгкая промышленность. Основными предприятиями лёгкой промышленности являются: хлопчатобумажный комбинат (производство текстильной продукции), Государственное предприятие “Республиканский центр моды” (моделирование и изготовление швейных изделий, услуги для населения), производственно-торговая фирма им. 8 Марта (производство швейной продукции и предоставление услуг пошива, сдача помещений в аренду). На этих предприятиях всегда востребованы вакансии: портные, швеи, художники-модельеры, дизайнеры, вышивальщицы, технологи по производству верхней одежды и другие специалисты соответствующего профиля.

На предприятиях медицинской промышленности, такие как завод металлических и пластмассовых изделий (производство средств реабилитации и передвижения для инвалидов), ОАО “Уфимский витаминный завод ” (выпуск готовых лекарственных средств), ГУП “Иммунопрепарат” (производство иммуно-биологических и лекарственных препаратов). Работа будет дана специалистам следующих специальностей: провизоры, фармацевты, биологи, иммунологи, представители фармацевтических специальностей, микробиологи, биологи-химики, специалисты по работе с биологическими препаратами.

Таким образом, большое количество предприятий и на них могут себе найти работу представители самых разнообразных профессий, особенно востребованы рабочие специальности, что особенно важно в условиях финансового кризиса.

О том, кому не страшны увольнения и кризис читайте на нашем сайте о работе и вакансиях и других городах Республики Башкортостан

Http://www. job-rb. ru/04-12-rabota-v-ufe. php

«Башнефть-УНПЗ» — филиал ОАО «Акционерная нефтяная компания „Башнефть“» — промышленное предприятие по переработке нефти, расположенное в Уфе.

Строительство завода началось в 1935 году. Официально открыт в 1937 году. Вошёл в строй после Ишимбайского НПЗ, открытого в 1936 году.

В 1938 году завод дал первые 117 т бензина прямой гонки. К 1939 году закончилось строительство первой очереди завода. К концу 1940-х годов в строй действующих введены установки второй очереди (комбинированная установка термического крекинга, вторая сернокислотная фенольной очистки, асфальтовый завод), третьей очереди (газофракционирующая, полимеризации, гидрогенизации). Во время Великой Отечественной войны завод снабжал фронт горючим.

После войны на заводе осуществлялось промышленное освоение новых технологических процессов каталитического крекинга, гидроочистки топлив, производства алюмосиликатного катализатора.

В 1959 году на заводе впервые в СССР была освоена переработка высокосернистых нефтей. В 1970-75 годах в строй действующих были введены установки производства технического водорода, ЭЛОУ-АВТ-6, гидроочистки дизельного топлива. В 1980-85 годах завод первым в Башкирии начал перерабатывать конденсаты Оренбургского и Карачаганакского газовых месторождений.

В 1995 году взамен морально и физически изношенных установок был введён комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1, который позволил увеличить глубину переработки нефти и выпуск высокооктановых бензинов.

Http://safetynpp. ru/projects/stroi/oao-ufimskiy-neftepererabatyvayushchiy-zavod/

Уфимский нефтеперерабатывающий завод, УНПЗ (башк. Өфө Нефть Эшкәртеү Заводы ) — промышленное предприятие по переработке нефти, расположенное в Уфе.

В 1938 году завод дал первые 117 т бензина прямой гонки. К 1939 году закончилось строительство первой очереди завода. К концу 1940-х годов в строй действующих введены установки второй очереди (комбинированная установка термического крекинга, вторая сернокислотная фенольной очистки, асфальтовый завод), третьей очереди (газофракционирующая, полимеризации, гидрогенизации). Во время Великой Отечественной войны завод снабжал фронт горючим.

После войны на заводе осуществлялось промышленное освоение новых технологических процессов каталитического крекинга, гидроочистки топлив, производства алюмосиликатного катализатора.

В 1959 году на заводе впервые в СССР была освоена переработка высокосернистых нефтей. В 1970-е годы подверглись коренной реконструкции установки переработки нефти, были построены новые технологические установки (каталитическая установка риформинга Л-35-5, ГИПХ-105 по производству меднохромовых катализаторов, инертного газа, элементарной серы), обеспечивающие увеличение мощности и улучшение качества продукции.

В 1970-75 годах в строй действующих были введены установки производства технического водорода, ЭЛОУ-АВТ-6, гидроочистки дизельного топлива. В 1980-85 годах завод первым в Башкирии начал перерабатывать конденсаты Оренбургского и Карачаганакского газовых месторождений. Также в это время завод инициировал переселение поселка Ново-александровка вследствие того, что только что построенный комсомольский посёлок (называемый по старой памяти «5-й лагерь») оказался в трёхкилометровой санитарной зоне от новых площадок нефтезавода, и по нормам Министерства нефтяной промышленности СССР, жителей нужно было выселить в более безопасное место.

В 1995 году взамен морально и физически изношенных установок был введён комплекс каталитического крекинга Г-43-107М/1, который позволил увеличить глубину переработки нефти и выпуск высокооктановых бензинов. в 2008 году по технологиии “Изомалк-2” построена установка изомеризации пентан-гексановых фракций по схеме с рециклом гексанов [1] .

В списке крупнейших компаний за 2009 год завод занял 319-е место.

Уставной капитал ОАО «Уфимский НПЗ» составил 619,277 млн рублей (на период 2008 года). В этот же период завод переработал 6,148 млн тонн нефти.

Сырье, поступающее на завод для переработки — главным образом, нефть из Западной Сибири (примерно 50 %), Башкирии (примерно 40 %) и 10 % сырья составляет газовый конденсат.

Http://med. academic. ru/dic. nsf/ruwiki/1407856

В прошлых выпусках нашей рубрики мы уже рассказывали вам о пути башкирской нефти от скважины (когда я работал помощником бурильщика) до бензобака автомобиля (тогда меня временно поставили оператором АЗС). Сегодня мы расскажем про промежуточный этап, когда нефть превращается в топливо. Для этого я приехал в филиал ОАО АНК « Башнефть », на завод «Башнефть – УНПЗ ».

Представьте себе огромный перекресток, по которому туда-сюда ездят сотни автомобилей. На посту стоит регулировщик, который направляет все эти потоки так, что-бы всем было хорошо и комфортно. Примерно то же самое делает на заводе оператор товарный, им я сегодня и работаю.

Задача товарного оператора – правильно распределить отгрузку готового нефтепродукта по потребителям. Что-то трубопроводным транспортом, что-то – железной дорогой или водным транспортом. Условно говоря, это заключительный этап нефтепереработки.

На мониторе горит схема труб, резервуаров и задвижек, совсем как в компьютерной игре. Сейчас начальник ставит задачу перегнать содержимое одного резервуара в другой. Неопытному человек все сразу понятно – там же прямой путь, открыл задвижку, да и все дело. Но профессионалы возразят – не получится так, по-другому это делается. И мой новый босс, начальник товарной группы товарного производства Зуфар Габитов, показывает мне правильное решение этой задачки.

– Физику в школе изучал? Чтобы что-то пошло, трубе нужен насос, а он вот тут. Открываем эту задвижку, другую закрываем и вот что получается, – говорит он.

Посмотрите на видео сами – по технологии получается, что нефтепродукт делает несколько больших крюков и только после попадает в нужную трубу. Так что короткий путь – не всегда лучший!

Такие логические задачи операторы товарные решают целый день и каждую минуту. Поэтому это единственная из знакомых мне специальностей, у которых официально нет обеда. Но и на работу они приходят на восемь часов, а не на девять, как все мы. Перекусывать же они ходят в соседнюю комнатку, когда есть свободные 10-15 минут. Кстати, с собой ничего приносить не нужно – обеды им привозят централизованно! Перекусил – и снова решать головоломки.

Современные технологии позволяют управлять многими механизмами на расстоянии, операторы могут закрыть любую задвижку и выключить любой насос простым кликом компьютерной мыши. Это так же просто, как папку на рабочем столе открыть. Но если, к примеру, мороз на улице, операция очень ответственная или произошел отказ автоматики, то нужно это сделать вручную. Тогда товарный оператор покидает уютную комнату и бежит к вентилям. Тут тоже есть два варианта: для штатных ситуаций предусмотрена кнопка включения: нажал и все само заработало, а в непредвиденной ситуации можно и вручную все открыть или закрыть, только последние годы такой необходимости никогда не было. Около вентилей в разные стороны идет несколько труб. В зависимости от того, открыт вентиль или нет, нефтепродукты уходят в одну или другую сторону.

– Когда будешь включать насос, обязательно наушники надень, а то рев такой будет, – советует мой коллега, оператор товарный четвертого разряда Азамат Байрамгулов.

Азамат, несмотря на свой возраст – а ему всего 24, очень уверен в себе, хорошо разбирается в своем деле. После школы его родители-педагоги настаивали, чтобы он, золотой медалист физико-математического лицея, пошел в авиационный университет, а он тайком сдал документы еще и в нефтяной. И прошел. Говорит, что мечтал работать по этой специальности еще со школьной скамьи, и очень рад, что сделал такой выбор. Сейчас он успевает работать и учиться в аспирантуре института проблем транспортировки энергоресурсов, увлекается горными лыжами, путешествиями. Он очень толковый парень, реалист и знает, чего хочет. Я уверен, когда-нибудь станет министром промышленности. Ну или директором завода, вот проверим лет через двадцать.

Я щелкаю переключателем. Все получилось, нефтепродукты пошли, куда положено. А гул и вправду сильный, без защиты ушей быстро оглохнуть можно.

В отличие от всех моих прошлых трудовых десантов, в этот раз пришлось гораздо больше думать головой, чем делать что-то руками. Этим профессия и интересна!

Попасть на территорию завода без специального разрешения не удастся и экскурсии школьников здесь редко проходят. Иначе детям обязательно показали бы старейший насос, который работает еще на пару. Судя по табличке, он американского производства, судя по внешнему виду – очень старый, лет шестьдесят ему, как минимум. Но он еще в рабочем состоянии и при необходимости может послужить предприятию. А само здание, где он установлен – старейшее из сохранившихся, построено оно еще в конце тридцатых годов прошлого века, ровесник всей нефтепереработки республики, которая в этом году отмечает свой 75-летний юбилей.

Http://www. ufa. kp. ru/daily/26159/3047013/?share. target. id=6029113&share. target. class=12

Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах используются при разработке схем развития отраслей народного хозяйства, добывающих, перерабатывающих и потребляющих нефть и газ, составлении годовых, пятилетних планов экономического и социального развития СССР, планировании геологоразведочных работ, а по месторождениям, подготовленным к промышленному освоению, – при проектировании предприятий по добыче, транспортировке и комплексной переработке нефти и газа.  [31]

Из всех производств в нефтяной промышленности все преимущества комбинирования присущи нефте – и газопереработке. Комплексная переработка нефти и нефтяного газа позволяет получать широкую гамму топлив, масел и продукции нефтехимии. Возможностей комбинирования производства геологоразведочных работ, бурения и нефтегазодобычи практически нет.  [32]

Нефть и получаемые переработкой ее нефтепродукты служат важнейшим жидким топливом и ценнейшим химическим сырьем современной промышленности. На комплексной переработке нефти базируется бурно развивающаяся промышленность нефтехимического синтеза, поставляющая различные виды топлива, разнообразные смазочные масла, сырье для производства полимерных материалов ( пластмасс, волокон, каучуков и лаков), моющих средств и многих других ценных продуктов.  [33]

При комплексной переработке нефти с извлечением серы в виде товарного продукта стоимость производства нефтепродуктов снижается. Особенно выгодна комплексная переработка нефти на нефтехимических комбинатах, где применяется серная кислота и где на базе извлекаемой из нефти серы может быть организовано производство кислоты. На рис. 3 показан рост производства серной кислоты и серы из нефтезаводских газов на заводах СССР.  [35]

В короткий срок на территории нашей страны открыты нефтегазовые, а также газоконденсатные месторождения, радикально изменившие всю структуру развития топливной индустрии страны. Созданы центры комплексной переработки нефти и нефтехимии в районах Урало-Поволжья, Западной Сибири, Средней Азии, Казахстана, на Украине, в Белоруссии, республиках Прибалтики, на Дальнем Востоке, что в значительной степени снизило удельный вес освоенных районов Закавказья, Северного Кавказа и Поволжья.  [36]

Эти лаки получают в виде композиций растворов нефтеполимерных смол в органических растворителях с различными модифицирующими добавками. Осуществляемая в настоящее время комплексная переработка нефтей дает возможность получать нефтеполимерные смолы для изготовления лакокрасочных материалов в больших количествах, поэтому ассортимент материалов с применением этих смол существенно расширится.  [37]

В последние 2 – 3 десятилетия значительную ценность, особенно для химической промышленности, приобрели газообразные углеводороды – природные, попутные и нефтепереработки. В настоящее время нефтяная промышленность производит комплексную переработку нефти.  [38]

Исходным углеводородом при получении изобутилена методом каталитического дегидрирования служит нефтяной газ изобутан СН3 – СН ( СН3) – СН3 ( темп. Сырьем для получения изобутана являются головные фракции бензина с нефтеперерабатывающих заводов и нестабильный бензин с установок комплексной переработки нефти газобензиновых заводов, содержащих 5 – 10 % изобутана. На мощных центральных газофракцио-нирующих установках ( ЦГФУ), перерабатывающих 0 5 млн. т сырья в год, происходит извлечение изобутана из бензиновых фракций. Изобутановые фракции, содержащие 80 – 96 % изобутана, поступают на заводы синтетического каучука.  [39]

Три основных комплекса химических производств на базе – ароматических и олефиновых углеводородов должны питаться от головных установок бензиноразделения. В свою очередь, эти же производства получат сырье ( сжиженные газы и бензины) от газоотбензинивающих заводов и частично от комплексной переработки нефти.  [40]

При разработке новых процессов деструктивной переработки нефтяного сырья оценку их нужно производить не только с учетом выхода и качества продуктов топливного назначения, но и принимать во внимание выход и качество газов, необходимых для химической промышленности. Представляется целесообразным в ближайшее время Академии наук СССР совместно с министерствами нефтяной и химической промышленности разработать десятилетний перспективный план работ по добыче и комплексной переработке нефти и нефтяного газа.  [41]

При организации в составе НПЗ нефтехимических производств должно быть предусмотрено соответствие мощностей по всей технологической цепочке, гибкость технологических процессов при переработке различных видов сырья, необходимые ща и транспортные средства для сырья и готовой Главное преимущество создания специализированных тий по выпуску моторного топлива и важнейших мономеров синтетических материалов на основе комплексной переработки нефти и квалифицированного использования всех ее фракций – экономия материальных затрат.  [42]

Переработка НБП по топливному варианту позволяет отобрать наиболее ценные химические компоненты и выработать различные виды топлива. При этом с углублением переработки нефти из НБП удельные затраты резко возрастают. Однако предварительный характер расчетов не исключает основного вывода о перспективности процессов комплексной переработки нефтей кз НБП. Так как технико-экономические показатели переработки нефтей из НБП следует рассматривать как предварительные, поскольку они базируются в основном на результатах лабораторных и опытных установок. Переработка НБП комплексно, в промышленных масштабах, при усугубляющемся дефиците светлых нефтепродуктов и битумов с учетом конечных технико-экономических результатов позволяет говорить о ее больших перспективах применения в народном хозяйстве страны.  [43]

Комбинирование неизбежно сопровождается укрупнением производства его концентрацией. Поэтому комбинирование обладает преимуществами, обусловленными не только комплексным использованием сырья, по и концентрацией производства. Из всех производств в нефтяной промышленности все преимущества комбинирования присущи нефте – и газопереработке. Комплексная переработка нефти и попутных газов позволяет получать широкую гамму топлив, масел и продукции нефтехимии. Возможностей комбинирования производства геологоразведочных работ, бурения и нефтегазодобычи практически нет.  [44]

В первые годы после установления Советской власти были и создавались в основном заводы, специализированные по технологическому принципу, были заводы по прямой перегонке нефти, крекинг-заводы, нефтемаслозаводы, пиролизные заводы, заводы по производству смазок, производственно-товарные конторы. Такая специализация предприятий была экономически оправдана, поскольку не хватало опытных квалифицированных кадров, способных руководить крупным разнообразным хозяйством. Кроме того, создание специализированных заводов следует рассматривать как поиск организационных форм. Уже в предвоенные годы был взят курс на строительство заводов с комплексной переработкой нефти.  [45]

Http://www. ngpedia. ru/id251714p3.html

Описание: Также рассмотрена территориальная организация добычи и переработки нефти в Российской Федерации. Предметом исследования является территориальная организация добычи и переработки нефти. Цель работы – анализ территориальной организации добычи и переработки нефти в России. Поставленная цель исследования предполагает решение следующих основных задач: – изучить теоретикометодологические вопросы изучения нефтяной промышленности; – выявить географические различия в размещении нефтяных ресурсов; – обосновать пути совершенствования территориальной.

Если эта работа Вам не подошла внизу страницы есть список похожих работ. Так же Вы можете воспользоваться кнопкой поиск

Курсовой проект содержит 25 страниц, 13 источников литературы и 4 приложения. Работа включает 3 главы, 8 подразделов, введение и заключение. В данной работе рассмотрены общие сведения о нефтяной промышленности как в мире, так и в России. Также рассмотрена территориальная организация добычи и переработки нефти в Российской Федерации.

Тема курсового проекта достаточно актуальна и интересна для изучения. Нефтяная промышленность – одна из основных отраслей России. Нефть и нефтяные продукты являются главными товарами экспорта России. Помимо этого, от уровня цен на нефть и нефтепродукты существенно зависят цены на третий основной компонент экспорта − природный газ. [3]

Нефть − это богатство России. Нефтяная промышленность Российской Федерации тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, и потому имеет огромное значение для российской экономики. Спрос на нефть всегда опережает предложение, поэтому в успешном развитии нашей нефтедобывающей промышленности заинтересованы практически все развитые государства мира.

Объектом исследования данного курсового проекта является нефть и нефтепродукты.

Предметом исследования является территориальная организация добычи и переработки нефти.

Цель работы – анализ территориальной организации добычи и переработки нефти в России.

Поставленная цель исследования предполагает решение следующих основных задач:

– изучить теоретико-методологические вопросы изучения нефтяной промышленности;

– обосновать пути совершенствования территориальной организации добычи и переработки нефти в России.

В работе используются следующие методы исследования: картографический, статистический, а также сравнительно-географический.

1 Теоретико-методологические основы изучения нефтяной промышленности

Нефтяная промышленность − это отрасль экономики, которая занимается добычей, переработкой, транспортировкой, складированием и продажей природного полезного ископаемого − нефти и сопутствующих нефтепродуктов. К смежным отраслям промышленности относят геофизику, бурение, производство нефтегазового оборудования. Основу нефтяной промышленности составляют вертикально-интегрированные нефтяные компании.[3]

Нефтедобыча − сложный производственный процесс, включающий в себя геологоразведку, бурение скважин и их ремонт, очистку добытой нефти от воды, серы, парафина и многое другое. Нефтедобычей занимается нефтегазодобывающее управление − предприятие (структурное подразделение предприятия) занимающееся добычей и перекачкой «сырой» нефти и газа до узла коммерческого учёта. В инфраструктуру НГДУ обычно входят ДНС (дожимные насосные станции), КНС (кустовые насосные станции), УПСВ (установка предварительного сброса воды), внутрипромысловые трубопроводы (нефтепроводы). [5]

Нефтепроводы – это инженерно-технические сооружения трубопроводного транспорта, предназначенное для транспорта нефти. Нефтепроводы разделяются на магистральные и промысловые. Сооружение и обслуживание трубопровода достаточно дорогостояще, но это наиболее дешёвый способ транспортировки газа и нефти. Для транспортировки нефти по водным путям используются танкеры и супертанкеры (сверхкрупные океанские танкеры, водоизмещением от 320 000 метрических тонн (дедвейт), использующиеся для перевозки сырой нефти из порта загрузки в место перегрузки или непосредственно на нефтеперерабатывающий завод). [2]

Цель переработки нефти (нефтепереработки) это производство нефтепродуктов: различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки. Бензин, керосин, дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Основные продукты нефтепереработки: нефтехимикаты (пластмассы), асфальт, дизельное топливо, мазут, бензин, керосин, сжиженный нефтяной газ (СНГ), нефтяные масла, смазочные материалы, парафин, дёготь. [5]

Нефть известна человечеству с очень давнего времени. Первоначально она самоизливом выходила на земную поверхность и скапливалась в низких местах, от туда ее добывали и использовали как горючий материал для смазки, а затем стали использовать и в лечебных целях. В древности египтяне окисленную нефть применяли для бальзамирования. Нефтяные битумы применялись для приготовления строительных растворов. Нефть использовали в качестве основы зажигательной смеси. У южного побережья Каспийского моря нефть использовали для освещения собственных жилищ. [2]

Зарождение нефтяной промышленности датируется с 1859, когда в Пенсильвании механическим способом была пробурена нефтяная скважина, послужившая началом освоения крупного региона. О добыче нефти на территории России (Северный Кавказ и бассейны Печоры) известно давно. С 8 века нефть добывали из колодцев на Апшеронском полуострове. В 1729 была составлена карта Апшеронского полуострова с указанием нефтяных колодцев. С 1745 нефть добывается на реке Ухта, с 1858 − на полуострове Челекен. Первая скважина на нефть была пробурена в России на Апшеронском полуострове в 1847, на Кубани в 1864 началась скважинная промышленная добыча нефти. В 1866 одна из пробуренных скважин дала нефтяной фонтан с начальным дебитом более 190 тонн в сутки. Вначале также как с открытыми фонтанами и сбором нефти в земляных амбарах добыча из скважин осуществлялась также с помощью цилиндрических вёдер с клапаном в днище или желонок (Тартание). Из механизированных способов эксплуатации впервые в 1865 в США была внедрена глубиннонасосная эксплуатация, которую в 1874 применили на нефтепромыслах в Грузии, в 1876 в Баку, в 1895 в Грозном. В России нефть в наибольших количествах добывалась на территории Бакинского района. До 2-й половины 19 века добыча держалась на уровне около 4 тысяч тонн в год. В 1825 году в Баку из 120 колодцев было добыто 4126 тонн нефти, а в 1862 году из 220 колодцев − 5480 тонн. С развитием промышленности и транспорта, предъявивших большой спрос на нефть и продукты её переработки, начался рост нефтяной промышленности. Географическое размещение нефтяных промыслов в России в то время было крайне нерациональным: нефть добывали за тысячи километров от основных районов, потребляющих нефтяные продукты. В России разведанные запасы нефти, её добыча и переработка были почти полностью сосредоточены на Кавказе (главным образом в Баку). С 60-х годов 19 века нефть стали добывать на Кубани и в Тамани, с 90-х гг. − в Грозненском районе, в начале 20 века − в Фергане, а затем на реке Эмба. Первая скважина в Грозненском районе была заложена на Старогрозненской площади в 1893 году. В 1913-1914 годов в промышленную разработку было введено Новогрозненское нефтяное месторождение. Меньшее промышленное значение в дореволюционной России имел Майкопский нефтеносный район, эксплуатация которого началась в 1909 году. Постепенно от кустарной добычи нефти из колодцев переходили к добыче из скважин, однако колодезный способ добычи сохранялся до начала 20 века. [7]

Анализ геологических запасов нефти в земных недрах постоянно вынашивает примерный вид. Достоверность этих оценок опирается на множество причин и прежде всего от степени геологической изученности территории, масштабов уже проведенных поисково-разведочных работ, критериев и методов, применяемых при обработке полученных результатов полевых исследований. Кроме того зачастую от общеэкономических, политических и даже социальных факторов, подчас вынуждающих отдельные фирмы и даже страны публиковать намеренно завышенные или, напротив, заниженные оценки имеющихся у них запасов природного сырья. В начале XXI в. в мире насчитывалось примерно 600 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) общей мощностью по первичной переработке в 4 млрд т. [12] Предприятия этой отрасли распределены по территории земного шара гораздо равномернее, чем ресурсы и добыча нефти, поскольку каждое более или менее крупное государство стремится располагать собственными НПЗ, работающими на внутреннее потребление, а в большинстве случаев и на экспорт. В этом свете значительный перевес экономически развитых стран в суммарной мощности всех НПЗ мира был вполне объясним: в Северной Америке концентрировалось 930 млн т, в Западной Европе – 700 млн т, в Японии – 250 млн т таких мощностей, в странах Восточной Европы и СНГ – еще 650 млн т, и лишь остальное приходится на развивающиеся страны. Такое соотношение сложилось на протяжении многих десятилетий, так как считалось, что экономически выгоднее ввозить сырую нефть и перерабатывать ее на месте потребления. Однако в 1980—1990-х гг. начала все более отчетливо проявляться обратная направленность – осуществлять первичную переработку сырой нефти в районах ее добычи, а экспортировать уже нефтепродукты. На базе этой направленности лежит как индустриализация развивающихся государств, в первую очередь нефтедобывающих, так и политика государств Запада, которая направлена на перемещение «грязных» производств в развивающиеся государства. [12] В следствие этого в последнее время мощности нефтепереработки в развивающихся странах увеличиваются существенно быстрее и уже достигли значительных размеров: в Латинской Америке– 300 млн т, на Ближнем и Среднем Востоке – почти 300 млн т, в Африке – 150 млн т. Ныне доля развивающихся государств в мировой мощности НПЗ составляет уже более 2/5, причем этот показатель не прекращает увеличиваться. [7]

В главную очередь это относится к нефтедобывающим государствам Персидского залива. Таким как Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, располагающие уже внушительными мощностями нефтепереработки, направленными в основном на экспорт. [1] Относится это и к определенным иным нефтедобывающим государствам (Венесуэла, Мексика, Индонезия), а также к Бразилии, Индии, Аргентине, Таиланду, где нефтеперерабатывающие заводы функционируют в большей степени или полностью на внутренний рынок. Большими средоточиями нефтепереработки стали кроме того некоторые узловые точки мировых морских путей (Сингапур), острова Карибского моря (Виргинские, Нидерландские Антиллы, Тринидад и Тобаго), при этом находящиеся здесь НПЗ отличаются особенно огромной мощностью переработки (20–30 млн т/год). [12]

Нефтяная промышленность Российской Федерации является стратегическим форпостом страны, основой стабильности и базисом для развития современной экономики. Современный мир невозможно представить в отсутствии продуктов переработки нефти: топливо для космических ракет, дорожные покрытия и медикаменты, игрушка в руках ребенка – все без исключения продукция нефтяной отрасли в России и в зарубежных странах.[11]

В настоящее время нефтяная промышленность развивается во многих районах России. Особенно отличается Западная Сибирь, где открыто около 300 нефтяных и газоносных месторождений (свыше 70% общей российской добычи нефти и газа). Основными месторождениями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Федоровское, Сургутское и другие. Сибирская нефть имеет очень высокое качество. Волго-Уральский бассейн — второй по добыче нефти в России. Нефть этого бассейна отличается повышенной сернистостью (до 3% серы), что требует специальной очистки, но при этом содержит большое количество легких углеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Пермской, Саратовской, Волгоградской областях. По запасам нефти Россия занимает 7 место в мире, уступая Саудовской Аравии, Кувейту, Ирану, ОАЭ и Венесуэле. [7]

По разведанным запасам нефти Россия занимает второе место в мире вслед за Саудовской Аравией. Запасы России – 20,2 млрд. т. На территории Российской Федерации находятся три крупных нефтяные базы: Западно-Сибирская, Волго-Уральская и Тимано-Печорская. [10]

Учитывая низкую степень подтверждаемости прогнозируемых запасов и еще большую долю месторождений с высокими издержками освоения (из всех запасов нефти только 55% имеют высокую продуктивность), общие перспективы нефтяной промышленности России по приросту разведанных месторождений нельзя назвать безоблачными. Даже в Западной Сибири, где предполагается основной прирост запасов, около 40% этого прироста будет приходиться на долю низкопродуктивных месторождений с дебитом новых скважин менее 10 т в сутки, что в настоящее время является пределом рентабельности для данного региона. Следует учитывать, что в Российской Федерации после семидесятых годов не было открыто ни одного крупного высокопродуктивного месторождения, а вновь приращиваемые запасы по своим кондициям резко ухудшаются. Перспективны также шельфовые зоны о. Сахалин и Каспийского моря. Потенциальные ресурсы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии (Вилюйская котловина), а также на шельфе Охотского, Берингова и Чукотского морей. [10]

Как уже известно нефть добывается и используется человеком с достаточно давних времен, с общим ростом промышленности в мире и нефтяная промышленность начала стремительно развиваться и с каждым годом всё больше осваивались нефтяные ресурсы. Общие запасы нефти в земных недрах имеет приблизительный характер, зависит это от геологической изученности человечеством территории. Россия занимает второе место в мире по запасам этого полезного ископаемого. Нефтяная промышленность в России имеет важное значение для экономики страны. [8]

Наиболее яркой особенностью размещения запасов нефти является их сверхконцентрация в одном сравнительно небольшом регионе − бассейне Персидского залива. Здесь, в арабских монархиях Иране и Ираке, сосредоточены почти 2/3 доказанных запасов, причем большая их часть (более 2 / 5 мировых запасов) приходится на три аравийские страны с немногочисленным коренным населением − Саудовскую Аравию, Кувейт и ОАЭ. Даже с учетом огромного количества иностранных рабочих, наводнивших эти страны во второй половине ХХ века, здесь насчитывается немногим больше 20 миллионов человек – 0,3 % мирового населения. Среди стран, обладающих очень большими запасами (более 10 млрд. т в каждой, или более 6 % мировых), − Ирак, Иран и Венесуэла. Эти страны издавна имеют значительное население и более или менее развитую экономику, а Иран и Ирак – и вовсе старейшие центры мировой цивилизации. Поэтому высокая концентрация в них нефтяных запасов не кажется столь вопиюще несправедливой, как в трех аравийских монархиях, где в нефти и нефтедолларах купаются вчерашние неграмотные и полудикие кочевники − скотоводы.[11] ОЭСР − Организация экономического сотрудничества и развития, включает в себя 29 экономически развитых стран. В состав ОЭСР входят Австралия, Австрия, Бельгия, Великобритания, Венгрия, Германия, Греция, Дания, Ирландия, Исландия, Испания, Испания, Италия, Канада, Люксембург, Мексика, Нидерланды, Новая Зеландия, Норвегия, Польша, Португалия, США, Турция, Финляндия, Франция, Швеция, Чехия, Швейцария, Южная Корея, Япония. ОПЕК − Организация стран − экспортеров нефти, в нее входят Индонезия, Иран, Ирак, Катар, Кувейт, ОАЭ, Саудовская Аравия, Алжир, Ливия, Нигерия, Венесуэла. [8]

Три главных нефтедобытчика Земли − Саудовская Аравия, Соединенные Штаты, Российская Федерация. На эти три страны приходится треть добываемой в мире нефти. Эти страны удерживают лидерство на протяжении последних десятилетий, однако занимаемые ими места в группе лидеров постоянно меняются. Россия, еще десятилетие назад контролировавшая 20 % мирового рынка, теперь не дотягивает и до 10 %. В США добыча, которая по мировым меркам кажется огромной, на самом деле мала. Для страны, сжигающей и перерабатывающей ежегодно чуть не миллиард тонн нефтепродуктов, четырехсот миллион тонная добыча − не решение проблем. Очевидно, что будущее экономики США связано с импортом нефти. Нефть же, добываемая внутри самих США, не оказывает большого воздействия на мировой рынок. В Саудовской Аравии добычу нефти можно без преувеличения назвать огромной. Из полу миллиардно тонной добычи страна «усваивает» лишь 50млн. Ей заведомо не нужно столько нефти. Не нефтедобыча возникла здесь в ответ на потребности экономики в нефти, а сама нефтепотребляющая экономика стала позднейшим ответом на огромную нефтедобычу, которая начала вестись в интересах внешних потребителей.[11] Сжигающие нефть тепловые электростанции и опреснители, транжирящие энергию ради того, чтобы строить города на песке и растить пшеницу среди бесплодных пустынь Аравии, нефтехимические заводы, перерабатывающие нефть главным образом не для местных нужд, а для последующего экспорта продукции. Но даже с учетом неумного транжирства саудовское внутреннее потребление нефти − это капля в море нефти добываемой. Страна − крупнейший в мире продавец нефти, во многом определяющий состояние мирового рынка первичных источников энергии. [10] [Приложение А]

Добыча и переработка нефти играет ключевую роль в развитии многих регионов Российской Федерации. На территории нашей страны выделяют несколько территорий, располагающих значительными запасами нефти и газа, которые называют нефтегазоносными провинциями (НГП). [8]

В их число входят как традиционные регионы добычи: Западная Сибирь, Поволжье, Северный Кавказ, так и новые нефтегазоносные провинции: на Европейском Севере (Тимано-Печорский регион), в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. Месторождения Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции начали разрабатывать в 1964 году. В ее состав входят территории Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов, а также прилегающий шельф Карского моря. Крупнейшие месторождения этой провинции – Самотлорское и Федоровское. Основные преимущества добычи в этом регионе – это благоприятная структура разведанных запасов и преобладание нефти с низким содержанием серы и других примесей. До открытия месторождений в Западной Сибири Поволжье занимало первое место в России по добыче нефти. Благодаря значительным запасам нефти этот регион получил название «Второй Баку». Волго-Уральская нефтегазоносная провинция включает ряд республик и областей Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья. В этих регионах нефть добывали начиная с 20-х годов прошлого века. С того времени на территории Волго-Уральской НГП открыто более 1000 месторождений и добыто свыше 6 млрд. тонн нефти. Это почти половина общего объема, добытого на территории России. Самое крупное месторождение Волго-Уральской провинции – Ромашкинское, открытое в 1948 году. [10] [11]

Северо-Кавказский регион является старейшей и наиболее разведанной нефтегазоносной провинцией России, с историей промышленной добычи нефти, насчитывающей более 150 лет. В состав этой провинции входят месторождения, расположенные на территории Ставропольского и Краснодарского края, Чеченской Республики, Ростовской области, Ингушетии, Кабардино-Балкарии, Северной Осетии и Дагестана. Основные месторождения этой нефтегазоносной провинции находятся в поздней стадии разработки, сильно выработаны и обводнены.

Республика Коми и Ямало-Ненецкий автономный округ входят в состав Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. Целенаправленная нефтеразведка и добыча ведется здесь после открытия в 1930 году первого нефтяного месторождения – Чибьюского. Отличительной чертой Тимано-Печорской НГП является существенное преобладание нефти над газом. Данный регион считается перспективным с точки зрения добычи углеводородного сырья, учитывая недавно открытые крупные нефтяные и газовые месторождения в прибрежной части Баренцева моря. [10]

Восточно-Сибирская нефтегазоносная провинция, до настоящего времени не разрабатывавшаяся в должном объеме, является основным резервом для будущего прироста запасов и обеспечения добычи нефти и газа России. Отдаленность, незаселенность, отсутствие необходимой инфраструктуры и суровые погодно-климатические условия, характерные для этих краев затрудняют разведку и добычу нефти. Тем не менее, по мере истощения месторождений в традиционных районах добычи, развитие нефтедобывающей отрасли в Восточной Сибири становится приоритетной задачей для нефтяников. Огромная роль в ее решении отводится строительству нефтепровода «Восточная Сибирь – Тихий Океан», который позволит транспортировать добытую здесь нефть в порты Дальнего Востока. Восточно-Сибирскую НГП образуют Красноярский край, Республика Саха (Якутия) и Иркутская область. Крупнейшим месторождением является Верхнечонское, открытое в 1978 году. [10]

Основные разведанные запасы нефти и газа Дальневосточной нефтегазоносной провинции сосредоточены на острове Сахалин и прилегающем к нему шельфе Охотского моря. Несмотря на то, что нефть здесь добывалась с 20-х годов прошлого века, активная разработка началась лишь через 70 лет, после открытия крупных месторождений на северо-восточном шельфе острова в пределах глубин моря до 50 метров. По сравнению с месторождениями суши их отличают большие размеры, более благоприятное тектоническое строение и более высокая концентрация запасов. Несмотря на то, что геологи видят в этом регионе существенный потенциал, другие территории, входящие в Дальневосточную НГП, пока изучены слабо. [8]

1. Западная Сибирь или Среднеобский район – находящийся в основном в Тюменской области. Свыше 300 нефтегазовых месторождений. Главная нефтедобывающая база России. Добывается около 70% российской нефти. В этой базе самая лучшая по качеству нефть в России. Месторождения: Самотолор, Мешон, Усть-Балык, Александровское, Сургут.

2. Волго-Уральский район. Он занимает 2-ое место в России по добыче нефти – 20% добычи российской нефти. Сернистая нефть этого района требует очистки, но она дешевая. Ядром Волго-Уральского района являются месторождения в Башкирии – Туймазы и Ишимбай, в Самарской области – Мухановсквое месторождение, в Пермской области – Яренское.

3. Тимано-Печорский район находится в республике Коми. Месторождения – Ухта, Уса. Местная нефть очень ценна для производства низко термальных масс, необходимых для работы механизмов в суровых условиях нашей страны. Добыча нефти проводится шахтным способом.

4. Северный Кавказ. Дагестан – район Махачкалы. Чеченская республика – Грозный. Республика Адыгея – Майкоп.

В настоящее время основные центры нефтяных ресурсов находятся на Ближнем Востоке и Латинской Америке. В России основное сосредоточение ресурсов этого полезного ископаемого находится в Сибирском Федеральном округе, а именно в Западной Сибири в отличии от 19 века, когда основным центром был Кавказ. [8] [Приложение Б]

3 Пути совершенствования территориальной организации добычи и переработки нефти в России

В предстоящие десятилетия нефтяная отрасль будет оставаться основным столпом российской экономики и важнейшим источником поступлений в государственный бюджет страны. Однако весь потенциал нефтяного сектора России реализуется далеко не полностью. Рост эффективности в сфере добычи и переработки нефти может увеличить стоимость частных предприятий нефтяной промышленности на десятки миллиардов долларов и обеспечить в разы более существенный вклад в прирост ВВП в целом. [1]

К 2020 году добыча нефти в России упадет на 19%. По мнению экспертов, в ближайшие годы разработка месторождений в Восточной Сибири и на шельфе не сможет компенсировать падение добычи на старых месторождениях. [5]

После пика в 1987 году, когда в России было добыто 570 млн тонн нефти, к 1994 году добыча упала примерно до 310 млн тонн в год. С 2000 года начался рост, и в последние годы добыча вышла на “полку” примерно в 500 млн тонн. В 2010 году в России было добыто 505 млн тонн, в 2011-м – 511,4 млн тонн. Согласно утвержденной Минэнерго энергетической стратегии до 2030 года, за 20 лет добыча нефти в стране должна вырасти до 530 млн тонн. Это увеличение должно быть достигнуто, в основном, за счет ввода в эксплуатацию новых месторождений в Восточной Сибири и разработки континентального шельфа. [1] Однако в компаниях указывают, что при текущем налоговом режиме, делающем нерентабельной разработку трудноизвлекаемых запасов, достичь такого уровня добычи не удастся. Крупнейшие восточносибирские месторождения уже введены или вводятся в эксплуатацию, в ближайшие годы они перестанут компенсировать снижение добычи нефти в традиционных нефтедобывающих регионах − в Западной Сибири. Перспективы освоения арктического шельфа также достаточно туманны. [12]

Нефтяная и газовая промышленность России являются связанными, поэтому им приходится сталкиваться практически с одинаковыми и серьезными проблемами. После кризиса в стране, который прошел в 2009 году, в этой сфере деятельности появилось очень много серьезным негативным последствий. Особенно это отразилось на сейсмических исследованиях, от которых отказалось огромное количество крупных компаний, функционирующих в сфере нефтяной промышленности. Главным регионом, в котором осуществляется добыча нефти, считается Западная Сибирь, однако даже здесь в последнее время наблюдается сокращение добычи нефти, так же как и в Урало-Поволжье. Можно выделить несколько основных проблем, с которыми приходится сталкиваться нефтяной промышленности: замедление скорости добычи нефти в связи подорожанием этих работ, а также в результате того, что месторождения находятся в труднодоступных местах; невысокий показатель извлечения нефти, что приводит к нерациональному использованию ресурса; использование устаревшего и изношенного оборудования и техники в процессе добычи нефти; некачественная утилизация и применение нефтяного попутного газа; нерациональное применение новых инновационных технологий в процессе добычи нефти. Однако даже при наличии таких существенных проблем нефтяная промышленность России выпускает качественные нефтепродукты, характеристики которых удовлетворяют требованиям мирового рынка. [5]

Можно отметить, что существуют хорошие перспективы для того, чтобы нефтяная промышленность в РФ развивалась быстро и качественно. Это обусловлено тем, что в стране имеется большое количество ресурсов нефти, которые при этом являются неразведанными, поэтому можно утверждать, что государство обладает огромными и ценными ресурсами. Специалисты указывают на то, что количество неразведанной нефти во много раз превышает объем, который был получен за все время ее добычи. Поэтому в перспективе ожидается, что будут открываться новые месторождения, которые увеличат количество нефти в стране, что приведет к ее эффективному развитию.[1] Одобренная правительством РФ энергетическая стратегия до 2030 года амбициозна, несмотря на кризис, − она предусматривает двух-трехкратный рост экспорта нефти и газа, серьезное увеличение их добычи и разведанных запасов, повышение энергоэффективности и энергосбережение; на все это в обозначенный срок планируется привлечь 60 триллионов рублей инвестиций. По словам президента РФ Владимира Путина, за счет реализации энергостратегии Россия должна полностью обеспечить свои перспективные потребности в энергоресурсах, а также усилить позиции на глобальных рынках − спрос там точно будет. Стратегия разработана взамен утвержденной пять лет назад прежней − до 2020 года. Пересмотр основных показателей понадобился в связи с финансовым кризисом. Согласно документу, к 2030 году энергопотребление на душу населения в РФ должно вырасти минимум на 40% по сравнению с 2005 годом моторного топлива − не менее чем на 70%. Прогноз Минэнерго − 530 млн тонн нефти к 2030 году − вполне реалистичен. Перспективы как в Восточной Сибири, так и на шельфе достаточно хороши. [5]

В связи с кризисом 2008 года добыча нефти в России пошла на спад. Но на качество нефтепродуктов это никак не влияет. Но прогнозы вполне оптимистичны, и в течении 15 лет добыча нефти в России должна существенно увеличится.

Нефть − это богатство России. Нефтяная промышленность Российской Федерации тесно связана со всеми отраслями народного хозяйства, и потому имеет огромное значение для российской экономики.

Как уже известно нефть добывается и используется человеком с достаточно давних времен, с общим ростом промышленности в мире и нефтяная промышленность начала стремительно развиваться и с каждым годом всё больше осваивались нефтяные ресурсы. Общие запасы нефти в земных недрах имеет приблизительный характер, зависит это от геологической изученности человечеством территории. Россия занимает второе место в мире по запасам этого полезного ископаемого. Нефтяная промышленность в России имеет важное значение для экономики страны.

В настоящее время основные центры нефтяных ресурсов находятся на Ближнем Востоке и Латинской Америке. В России основное сосредоточение ресурсов этого полезного ископаемого находится в Сибирском Федеральном округе, а именно в Западной Сибири в отличии от 19 века, когда основным центром был Кавказ.

В связи с кризисом 2008 года добыча нефти в России пошла на спад. Но на качество нефтепродуктов это никак не влияет. Но прогнозы вполне оптимистичны, и в течении 15 лет добыча нефти в России должна существенно увеличится.

1 Нефтяная промышленность мира [Электронный ресурс] / Studopedia. – Режим доступа: http://studopedia. net/14_104285_neftyanaya-promishlennost-mira. html − 20.05.2015

2 Мировые запасы нефти, ее добыча и потребление [Электронный ресурс] / One _ vision. jofo. − Режим доступа: http://one_vision. jofo. ru/453062.html −20.05.2015

3 Норман Дж. Хайн «Геология, разведка, бурение и добыча нефти» / Норман Дж. Хайн. − издательство: Олимп-Бизнес, 2008. 738 с, ISBN: 978-5-9693-0135-1.

4 Биофайл. Научно-информационный журнал. Нефтяная промышленность России [Электронный ресурс] / Biofile. – Режим доступа: http://biofile. ru/geo/4851.html − 20.05.2015

5 География основных отраслей промышленности мира. Основные промышленные районы мира. [Электронный ресурс] / Geographyofrussia. – Режим доступа: http://geographyofrussia. com/geografiya-osnovnyx-otraslej-promyshlennosti-mira-osnovnye-promyshlennye-rajony-mira/ − 20.05.2015

6 Геологическая энциклопедия [Электронный ресурс] / Dic. academic. – Режим доступа: http://dic. academic. ru/dic. nsf/enc_geolog/3369/ − 20.05.2015

7 Горная энциклопедия [Электронный ресурс] / Mining – enc. – Режим доступа: http://www. mining-enc. ru/n/neftyanaya-promyshlennost − 20.05.2015

8 Нефть: добыча и переработка [Электронный ресурс] / Stati – raznoe / neft – dobycha – i – pererabotka -246. – Режим доступа: http://sait-sovetov. net/stati-raznoe/neft-dobycha-i-pererabotka-246.php − 20.05.2015

9 Александр Иголкин, Ю. Горжалцан «Русская нефть, о которой мы так мало знаем» / А. Иголкин, Ю. Горжалцан. − издательство: Олимп-Бизнес, 2003 ISBN: 5-901028-53-8.

10 Википедия [Электронный ресурс] / Wikipedia. – Режим доступа: https://ru. wikipedia. org/wiki/Заглавная_страница − 20.05.2015

11 География нефтяной промышленности [Электронный ресурс] / Int – max. – Режим доступа: http://int-max. net/2e_co. htm − 20.05.2015

12 СтудопедиЯ [Элктронный ресурс] / Studopedia. – Режим доступа: http://studopedia. net/ − 20.05.2015

13 А. В. Хохлов Справочные материалы по географии мирового хозяйства / А. В. Хохлов. – Тула: Гриф и К`, 2011. – 255 с. – ISBN 978-5-8125-1615-4

Рисунок А.1 – Добыча нефти в мире, страны-лидеры. Карта составлена автором на основе данных Международного энергетического агентства ( International Energy Agency, IEA ) [8]

Территориальная организация добычи и переработки нефти в России

Рисунок Б.1 – Картосхема показателей добычи и переработки нефти в России. Карта составлена автором на основе данных сайта «Сырьевого комплекса России» [8]

Рисунок В.1 − Страны-лидеры по запасам нефти (млрд баррелей). Карта составлена автором [8]

Рисунок В.2 − Добыча нефти среди стран мира (2014 год). Карта составлена автором [8]

Рисунок В.3 − Обеспеченность нефтяными ресурсами (на сколько лет хватит). Карта составлена автором [8]

Рисунок Г.1. – Потребление нефти в мире (млн тонн). Карта составлена автором на основе справочных материалов по географии мирового хозяйства.[13]

Http://refleader. ru/jgernarnajgeujg. html

Challenges and development trends of deeper oil conversion in Russia

В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.

The author presents a detailed analysis of trends of Russian refining industry development at present and in the near term.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).

С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.

Низкий уровень прибыли в секторе переработки стал основной причиной падения показателей чистой прибыли в части «даунстрим» крупнейших международных нефтяных корпораций. Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1, 2 млн барр. в сутки.

Http://neftehimmash-tto. ru/Neftepererabotka/centri-neftepererabotki-v-rossii

О первой находке нефти в России было сообщено 2 января 1703 года в русской газете «Ведомости». Однако в течение XVIII века разработка нефтяных месторождений являлась убыточной из-за крайне узкого практического применения продукта. После территориальных приобретений в районе Баку в начале XIX века основным нефтяным районом России стал Кавказ. После изобретения керосиновой лампы в 1853 году спрос на нефть возрос многократно. Первая нефтяная скважина (разведочная) промышленным способом была пробурена на Апшеронском полуострове в 1847 году, первая эксплуатационная скважина пробурена на р. Кудако на Кубани в 1864 году.

К настоящему времени в разработку вовлечено более 60% текущих запасов нефти. В разработке находится 840 месторождений, расположенных во многих регионах страны: от Калининградской области на западе до о-ва Сахалин на востоке, от о-ва Колгуев в Баренцевом море на севере до предгорий Кавказа на юге. Основным нефтяным регионом является Тюменская область, где сосредоточено более 70% текущих запасов и добывается 66% российской нефти.

Вторым по значению районом является Урало-Поволжье, где добывается 27%, далее следует Тимано-Печерская нефтегазоносная провинция – 3,2%, Северный Кавказ – 1,6%, Сахалин – 0,5%. Большинство старых нефтяных районов вступило в поздние стадии разработки, когда добыча нефти стабилизируется или даже уменьшается. Степень выработанности текущих запасов нефти превысила 50%, в том числе более 30% в Тюменской области, 70% в Волго-Уральской провинции и 80% – на Северном Кавказе. Особенно значительно выработаны запасы на наиболее крупных и высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти в России. В этой связи одна из важнейших проблем – сохранение высокой производительности старых районов. Наблюдается “старение” Волго-Уральского района. Его технико-экономические стали ниже по сравнению с прежним уровнем, а добыча нефти (например, в Башкирии) даже сократилась.

При “старении” ряда нефтяных районов огромную роль приобретает создание новых нефтяных баз. Среди них резко выделяются Западно-Сибирская низменность, где возникла главная база страны. Добыча Западно-Сибирской нефти возрастала стремительными темпами. В дальнейшем удельный вес этой нефтяной базы сохранится на достигнутом уровне. Из новых нефтяных баз формируется также Тимано-Печерская (крупнейшее месторождение Усинское). Произошли изменения в структуре добычи нефти по способам эксплуатации месторождений. В 1965г почти 2/3 всей нефти добывалось наиболее дешевым фонтанным способом. Теперь его доля заметно сократилась, наоборот резко возросло значение насосного способа, с помощью которого в 1987г было добыто свыше 2/3 всей нефти. Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы отрасли увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.

Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива. Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями.

Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов. Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов. Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.

Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными. Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск). Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.[3]

Http://studwood. ru/1260485/geografiya/osobennosti_razvitiya_razmescheniya_neftedobyvayuschey_neftepererabatyvayuschey_promyshlennosti_rossii_osnovnye

Какое утверждение о географическом положении Поволжья является верным?

А) Район имеет выгодное транспортно-географическое положение, его территорию пересекает густая сеть железных и автомобильных дорог, сеть трубопроводов.

Б) Поволжье занимает внутриматериковое положение, но благодаря системе каналов имеет выход к Балтийскому, Чёрному, Азовскому и Белому Морям.

Какое из приведенных ниже утверждений верно характеризует климат Поволжья?

1) Для района характерны высокие летние температуры, засушливость климата и неравномерное выпадение осадков.

2) Климат на Приволжской возвышенности суше и континентальнее, чем в Заволжье.

4) На большей части района коэффициент увлажнения больше или равен единице.

Какая из перечисленных отраслей промышленности получила наибольшее развитие в Приволжье?

Естественному приросту населения.2. Какие народы не имеют своих национально-территориальных образований в России (республики или округа)?А) корейцы; Б) адыгейцы; В) коми; Г) чуваши.3. Самая высокая доля горожан в:А) Центральном; Б) Северо-Западном; В) Центрально-Черноземном районе.4. Какой из перечисленных городов имеет наибольшее население? А) Волгоград; Б) Мурманск; В) Владивосток; Г) Воронеж.5. На Северном Кавказе проживают:А) карачаевцы; Б) коми; В) буряты; Г) татары.6.Буддизм широко распространен среди:А) марийцев; Б) татар; В) калмыков; Г) чеченцев.7.Башкортостан входит в Федеральный округ:А) Приволжский; Б) Уральский; В) Центральный; Г) Сибирский.8. Выберите верное утверждение о топливно-энергетическом комплексе России:А) по добыче газа Россия занимает первое, а по добыче нефти – второе место в мире;Б) крупнейшими запасами газа обладает Центральный экономический район;В) нефть используется в сыром виде;Г) бурый уголь превосходит каменный уголь, т. к. имеет в 2 раза больше теплоту сгорания.9. Ведущей отраслью растениеводства России является:А) картофелеводство; Б) кормопроизводство; В) зерновое хозяйство; Г) садоводство.10. Ко второму звену АПК относится:А) производство сельскохозяйственной техники; Б) растениеводство и животноводство;В) пищевая и легкая промышленность.11. Металлургический комбинат полного цикла расположен в:А) Челябинске; Б) Ставрополе; В) Петрозаводске; Г) Магадане.12. Более половины тканей в России выпускается в:А) Костромской обл. Б) Ярославльской; В) Владимирской; Г) Ивановской.13. Крупнейший центр медно-никелевого производства в Заполярье:А) Мурманск; Б) Анадырь; В) Архангельск; Г) Норильск.14. К техническим культурам относятся:А) сахарная свекла; Б) озимая пшеница; В) подсолнечник; Г) овес; Д) лен-долгунец; Е) рис.15. Буроугольными бассейнами являются:А) Печорский; Б) Подмосковный; В) Кузнецкий; Г) Канско-Ачинский; Д) Ленский.16.Центром атомного машиностроения в России является:А) Хабаровск; Б) Омск; В) Волгокамск; Г) Волгодонск.17. Российская « лесопилка» – город Архангельск расположен в:А) Северо-Западном; Б) Центральном; В) Северном; Г) Уральском районе.18. Самый большой экономический район в России по количеству субъектов:А) Дальний Восток; Б) Северо-Кавказский; В) Уральский; Г) Центральный.19. В Северный экономический район не входит:А) Республика Карелия; Б) Архангельская обл.; В) Мурманская; Г) Калининградская.20. Старейший завод «Красное Сормово», производящее речные суда находится в городе: А) Тольятти; Б) Самаре; В) Нижнем Новгороде; Г) Уфе.

И переработки нефти и газа в России совпадают и распологаются в европейской части страны.

Http://geografia. neznaka. ru/answer/3761856_najdite-centry-pererabotki-nefti-v-rossii-v-rajonah-ee-dobyci-v-rajonah-krupnogo-potreblenie-nefteproduktov/

Нефть — это жидкое горючее полезное ископаемое, которое образовалось из остатков крошечных морских организмов, живших миллионы лет назад. По мере отмирания эти организмы накапливались на дне океанов слой за слоем. С течением времени под давлением вышележащих слоёв, воздействием бактерий и высоких температур они превратились в сырую нефть. Более половины мировых запасов нефти находится на Ближнем Востоке.

По внешнему виду и консистенции сырая нефть варьируется от светло-желтой маслянистой жидкости до чёрной вязкой смолистой массы. Нефть представляет собой сложную смесь химических соединений, главным образом углеводородов. В результате её переработки получают так называемые нефтепродукты.

Наиболее важные из нефтепродуктов — бензин, реактивное и дизельное топливо. Помимо них к продуктам нефтепереработки относят различные смазочные материалы, лекарственные препараты, красители, нейлон и полиэфирные волокна, различные пластмассы и полимеры, растворители, синтетическая резина и воски.

Поиск нефти называют нефтеразведкой. Извлечение нефти из природных хранилищ называется нефтедобычей. Поскольку нефть легче воды, её капли поднимаются сквозь поры в породах, пока им не преградит дорогу непроницаемый слой. В таких местах-ловушках и возникают месторождения нефти.

Геологам известно строение горных пород, в которых обычно залегает нефть. Исследователи разрабатывают все новые методы разведки перспективных месторождений нефти. Один из них состоит в том, что сверхчувствительные приборы, установленные на поверхности, улавливают колебание подземных горных пород, вызванные взрывом. Распространение взрывной волны фиксируется датчиками. На основе анализа полученных данных специалисты определяют строения горных пород. Если датчики указывают на возможное залегание в данном месте нефти, бурят несколько пробных скважин. В случае положительной пробы, подтверждающей наличие нефти, сооружается буровая установка.

Единица нефтедобычи — баррель. Один баррель равен примерно 159 л. Современные мировые объёмы нефтедобычи — 25 млрд баррелей в год. Эксперты предполагают, что в земной коре находится от 1,5 до 2 трлн баррелей нефти.

Цель переработки нефти (нефтепереработки) — производство нефтепродуктов, прежде всего, различных топлив (автомобильных, авиационных, котельных и т. д.) и сырья для последующей химической переработки.

Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции. Нефть поступает в ректификационные колонны на атмосферную перегонку (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую бензиновые фракции, керосиновую фракцию, дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — мазут.

Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

Целью вторичных процессов является увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

Http://cdki. ru/node/197

Вопрос 7. Выберите из перечисленных перспективные для разработки месторождения нефти: Западно-Сибирское Северо-Кавказское Шельф Баренцева моря Волго-Уральское Шельф Каспийского моря О. Сахалин. Выберите из перечисленных город – центр добычи и переработки нефти: Нижний Новгород Ямбург Сургут.

«Символы Мордовии» – Флаг республики Мордовия. Элемент мордовской вышивки. Государственный флаг. Герб. Значение герба. Красная лисица. Значение гимна. Гимн республики Мордовия. Государственные символы республики Мордовия. Герб республики Мордовии. Карта республики Мордовия.

«Ангарск» – Символика Ангарска. Ангарск является важным узлом трубопроводного транспорта. Сфера услуг. Географическое положение. На Ангарск приходится 13,2 % промышленной продукции и 10 % численности населения области. Услуги торговли оказывают около 1000 предприятий. Ангарская нефтехимическая компания. Современный Ангарск является крупным индустриальным центром. «Ангарск». Является городом областного уровня (подчинения) и административным центром Ангарского района.

«Донецк» – Фонтан по проспекту Ленина. Площадь Ленина. Кафе «Эдем». Донецк. Крупные предприятия. Фонтан а парке. Промышленность. Город. Известные жители. Улица Мира. Аквапарк «Водолей». Река Северский Донец. Свято-Успенский храм.

«Металлургия» – Высокий уровень концентрации. Факторы размещения. Свинцово-цинковая промышленность. Для получения легких металлов требуется большое количество энергии. Металлургический комплекс. Черная металлургия. Отрасль отличается от черной металлургии. Предприятия без выплавки чугуна. Свойства. Сформировано несколько основных баз цветной металлургии. Титаномагниевая промышленность размещается преимущественно на Урале.

«Структура населения России» – Городское и сельское население России. Мегаполис. Построено 600 городов. Российский город Пермь. Отраслевые центры. Отличительные черты сельских населенных пунктов. Проблемы современных городов. Города. Владивосток. Размещение населения. Деревни. Городские жители. Доля городского и сельского населения России. Сельские населенные пункты. Село. Горный аул на Кавказе. Деревни и села России. Деревни бывают разные….

«Виловатово» – Виловатовская средняя общеобразовательная школа. Проект школы в с. Виловатово. Дом культуры. Центральный Дом культуры. Первый детский сад. Годы советской власти. Развитие села до революции. История села Виловатово. Здание конторы совхоза «Сила». Гордость. Успехи при социализме. Детский сад «Петушок». Виловатово.

Http://5klass. net/geografija-9-klass/Toplivnaja-promyshlennost-Rossii/008-TSentr-dobychi-i-pererabotki-nefti. html

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

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка – гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы – каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. При неглубокой переработке нефти предусматривается высокий выход котельного топлива [3].

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

Нефтехимический вариант переработки нефти по сравнению с предыдущими вариантами отличается большим ассортиментом нефтехимической продукции и в связи с этим наибольшим числом технологических установок и высокими капиталовложениями. Нефтеперерабатывающие заводы, строительство которых проводилось в последние два десятилетия, направлены на нефтехимическую переработку. Нефтехимический вариант переработки нефти представляет собой сложное сочетание предприятий, на которых помимо выработки высококачественных моторных топлив и масел не только проводится подготовка сырья (олефинов, ароматических, нормальных и изопарафиновых углеводородов и др.) для тяжелого органического синтеза, но и осуществляются сложнейшие физико-химические процессы, связанные с многотоннажным производством азотных удобрений, синтетического каучука, пластмасс, синтетических волокон, моющих веществ, жирных кислот, фенола, ацетона, спиртов, эфиров и многих других химикалий [7].

Http://lektsii. org/5-2897.html

В 1950 году вступает в строй первая установка каталитического крекинга, в 1958 году внедряется процесс каталитического риформинга. Широкое применение получают методы гидроочистки, карбамидной депарафинизации нефтей, что позволило перерабатывать высокосœернистые нефти. Потребности цветной металлургии в электродном коксе вызвали развитие процесса коксования тяжелых остатков, в частности замену малопроизводительных кубовых установок на установки непрерывного коксования. Начиная с 1965 года в стране развиваются мощности вторичных процессов нефтепереработки, увеличивается производство моторных топлив. В последующие годы в нефтеперерабатывающей промышленности внедряются новые высокопроизводительные процессы, комбинированные технологические установки (ЭЛОУ-АВТ), переработка нефти приближается к районам потребления нефтепродуктов.

Возрастающая потребность в моторных топливах с высоким окта-ноным числом для двигателœей со степенью сжатия 9—10, потребовала значительного углубления переработки нефти с целью более эффективного ее использования и модернизации действующих нефтеперерабатывающих заводов. Это было достигнуто за счёт интенсивного внедрения в нефтепереработку новых термических и каталитических процессов, позволивших в 1,5—1,8 раза увеличить выход светлых продуктов. В результате к 1989 году глубина переработки нефти, которая оценивается количеством целœевых нефтепродуктов, отбираемых из нифти при ее переработке:

Превысив данный показатель в США. В мире данный показатель в целом превышает 90 %. Вследствие кризисных явлений в народном хозяйстве РФ в целом, и в нефтеперерабатывающей промышленности в частности, в настоящее время глубина переработки снизилась до 64% и значительно уступает таковой в США (90%). Так, из одной тонны нефти производится бензина, керосина и дизельного топлива в США 700 кг, в РФ — 400 кг, а доля мазута составляет, соответственно, 80 и 400 кᴦ.

В зависимость от получаемых из нефти нефтепродуктов имеется три варианта ее переработки.

3. Нефтехимический (комплексный) – топлива, масла и сырье для химической промышленности (олефины, ароматические и предельные углеводороды и др.)

В корне Физических методов переработки нефти лежат различия в физических свойствах, как температура кипения, кристаллизации, растворимости и проч. Химические методы основаны на глубоких деструктивных превращениях, которые претерпевают углеводороды, содержащиеся в нефти и нефтепродуктах под влиянием температуры, давления катализаторов.

Среди физических методов переработки наибольшее распространение получила прямая перегонки нефти и нефтепродуктов, основанная на разнице в температурах кипения отдельных фракций. Прямую перегонку нефти называют еще Первичная переработка нефти.Каждая отдельная фракция (дистиллят) представляет смесь углеводородов. Первичная переработка является физическим процессом и не затрагивает химической природы и строения содержащихся в нефти соединœений.

Вторичная нефтепереработка(вторичные процессы) представляет собой разнообразные процессы переработки нефтепродуктов, полученных методом прямой гонки. Эти процессы со провождаются деструктивными превращениями содержащихся в нефтепродуктах углеводородов и изменением их природы, то есть являются химическими процессами.

— процессы, проводимые с целью повышения выхода легкокипящих фракций за счёт высококипящих (крекинг);

— процессы, проводимые с целью изменения углеводородного состава сырья (риформинг);

— термические процессы, протекающие под воздействием высоких температур и давлений;

— каталитические процессы, протекающие под воздействием высоких температур в присутствии катализаторов.

Http://referatwork. ru/category/obrazovanie/view/599739_istoriya_razvitiya_pererabotki_nefti

«презентаций Мордовии» – Флаг республики Мордовия. мордовской Элемент вышивки. Государственный флаг. Герб. герба Значение. Красная лисица. Значение гимна. республики Гимн Мордовия. Государственные символы республики Герб. Мордовия республики Мордовии. Карта республики Ангарск.

«Мордовия» – Символика Ангарска. Ангарск является узлом важным трубопроводного транспорта. Сфера услуг. положение Географическое. На Ангарск приходится 13, 2 % промышленной продукции и 10 % населения численности области. Услуги торговли оказывают 1000 около предприятий. Ангарская нефтехимическая компания. Ангарск Современный является крупным индустриальным центром. «Является». Ангарск городом областного уровня (подчинения) и центром административным Ангарского района.

«Донецк» – Фонтан по Ленина проспекту. Площадь Ленина. Кафе «Эдем». Крупные. Донецк предприятия. Фонтан а парке. Промышленность. Известные. Город жители. Улица Мира. Аквапарк «Река». Водолей Северский Донец. Свято-Успенский Металлургия.

«храм» – Высокий уровень концентрации. Факторы Свинцово. размещения-цинковая промышленность. Для получения металлов легких требуется большое количество энергии. комплекс Металлургический. Черная металлургия. Отрасль отличается от металлургии черной. Предприятия без выплавки чугуна. Сформировано. Свойства несколько основных баз цветной Титаномагниевая. металлургии промышленность размещается преимущественно на Урале.

«населения Структура России» – Городское и сельское население Мегаполис. России. Построено 600 городов. Российский Пермь город. Отраслевые центры. Отличительные черты населенных сельских пунктов. Проблемы современных городов. Владивосток. Города. Размещение населения. Деревни. Городские Доля. жители городского и сельского населения России. населенные Сельские пункты. Село. Горный аул на Деревни. Кавказе и села России. Деревни бывают Виловатово….

«разные» – Виловатовская средняя общеобразовательная школа. школы Проект в с. Виловатово. Дом культуры. Центральный культуры Дом. Первый детский сад. Годы власти советской. Развитие села до революции. История Виловатово села. Здание конторы совхоза «Сила». Успехи. Гордость при социализме. Детский сад «Виловатово». Петушок.

Http://energo. jofo. me/508472.html