Комплекс глубокой переработки нефти

КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ В СОСТАВЕ СОВРЕМЕННЫХ КОМПЛЕКСОВ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ

© 2011 г. С. Н. Хаджиев, И. М. Герзелиев, В. М. Капустин, Х. М. Кадиев, К. И. Дементьев, О. А. Пахманова

Институт нефтехимического синтеза им. А. В. Топчиева РАН, Москва E-mail: gerzeliev@ips. ac. ru Поступила в редакцию 27.08.2010 г.

Тенденция развития процесса каталитического крекинга — одного из наиболее важных и крупнотоннажных процессов нефтепереработки — интеграция в комплексы глубокой переработки нефти нефтеперерабатывающего завода. Представлены исследования по варьированию отношения дизельное топливо/автобензин, переработке гудрона, возобновляемой биомассы и полимерсодержащих отходов в комбинированных системах, включающих каталитический крекинг и гидроконверсию на наноразмер-ных гетерогенных катализаторах.

К настоящему времени на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) нашей страны практически завершается первый этап глубокой переработки нефти — превращение вакуумного дистиллята в моторные топлива и сырье для нефтехимии. В реализации первого этапа глубокой переработки нефти решающую роль играют процессы каталитического крекинга и гидрокрекинга [1].

Второй этап глубокой переработки нефти — превращение гудрона (остатка вакуумной колонны) практически завершен в большинстве развитых стран, но до настоящего времени не имеет эффективного технологического и схемного решения. При реализации второго этапа глубокой переработки нефти на западных НПЗ применяемые технологии и их место в схеме завода определялись ценой нефти, традиционной направленностью по производству тех или иных продуктов в зависимости от рыночной ситуации и наличием к моменту модернизации приемлемых технологий. Это привело к тому, что из-за чрезмерно высоких капитальных и эксплуатационных затрат для перспективных процессов принимались компромиссные решения по применению приемлемых, но недостаточно эффективных технологий таких, как коксование, деасфальтизация избирательными растворителями, каталитический крекинг мазута, деметаллизация остатков на специальных катализаторах гидрогенизации или адсорбентах и т. д. Вследствие этого большинство нефтедобывающих стран, в том числе и РФ, реализовали только первый этап глубокой переработки нефти, применяя новейшие технологии переработки дистиллятной части мазута, включенные в единый комбинированный комплекс, объединяющий процессы по потокам сырья и полупродуктов, использованию тепла и энергии, минимизации выбросов в окружающую среду. Этот подход был использован на многих отечествен-

Ных НПЗ при реализации первого этапа глубокой переработки нефти. Отечественный комбинированный комплекс Г-43-107 типовой мощностью 2.0 млн. тонн в год по сырью включает в свой состав гидроочистку вакуумного дистиллята и каталитический крекинг гидроочищенного сырья на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе [2]. Комплекс Г-43-107 был реализован на Московском, Новоуфимском, Грозненском, Лисичанском и Бакинском НПЗ. Дальнейшее развитие этого подхода привело к созданию отечественного комбинированного комплекса КТ-1 (рис. 1) типовой мощностью 4.0 млн. тонн в год по сырью, включающего вакуумную перегонку, гидроочистку и каталитический крекинг на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе вакуумного дистиллята и висбрекинг гудрона [3]. Комплекс был реализован в нашей стране и за рубежом на Павлодарском, Мажейкяйском, Омском и Бургасском НПЗ.

Комплекс КТ-1 занимает промежуточное положение между комплексами, обеспечивающими первый и второй этапы глубокой переработки нефти. При этом включению висбрекинга гудрона в комбинированный комплекс глубокой переработки нефти типа КТ-1 способствовали принципиально новые идеи и решения, возникшие при фундаментальных исследованиях поведения нефтяных дисперсных систем в процессе термокаталитической переработки. К ним относится использование добавок и присадок различной природы (ароматические углеводороды, спирты, кетоны), позволяющих резко снизить скорость коксообразования в нагревательно-реакционной системе змеевиков, подачу бензина на турбули-зацию с целью регулирования времени контакта и дополнительного производства легких олефинов, применение специальных термопар, позволяющих

Осуществить непрерывный контроль за состоянием коксования змеевиков и т. д.

Однако создание и реализация комбинированных комплексов, в которых центральное место занимает каталитический крекинг, приемлемо в тех случаях, когда на рынке имеет место преимущественное потребление автобензинов (например, Россия и США). В странах ЕС, в которых больше потребляется дизельное топливо, в составе НПЗ зачастую применяется гидрокрекинг и поэтому всегда при развитии НПЗ для достижения успеха на рынке решается вопрос предпочтения каталитического крекинга или гидрокрекинга. Этот вопрос затрагивает и российские НПЗ, расположенные вблизи границ и ориентированные по поставкам нефтепродуктов на страны ЕС.

Отставание нашей страны в реализации второго этапа глубокой переработки нефти приводит, с одной стороны, к неоправданным затратам нефти на единицу целевой продукции (в 1.5 раза больше, чем в США), но, с другой стороны, дает возможность использовать весь комплекс научных и практических достижений в этой области и реализовать наиболее передовые и экономически выгодные технологии и схемные решения. Одновременно появилась возможность рассматривать второй этап глубокой переработки нефти в комплексе с каталитической переработкой возобновляемой биомассы и угле-родсодержащих техногенных отходов.

Успехи последних лет исследовательских и инженерных центров, специализирующихся в области нефтепереработки и нефтехимии, позволяют эф-

Фективно решать перечисленные задачи и создать комбинированные комплексы глубокой переработки нефти, биомассы и техногенных отходов, легко перенастраиваемых на бензиновый или дизельный вариант работы. Центральная роль каталитического крекинга при этом сохраняется за счет использования новейших достижений по технологии процесса и гибкого сочетания с гидропроцессами. Ниже приведены итоги разработок ведущих западных инженерных центров, а также результаты совместных исследований и разработок отечественных технологий, осуществленные ИНХС РАН совместно с ГрозНИИ, ЭлИНП и другими прикладными институтами. Так как для ряда решений по составу комплексов используются опубликованные в литературе данные, то отдельно не дается методика эксперимента, а при необходимости в описании результатов приводятся ссылки или условия экспериментов.

Варьирование соотношения дизельное топливо/автобензин в комплексах, включающих каталитический крекинг. Развитие технологии и катализаторов гидрокрекинга делают возможным его эффективное сочетание с каталитическим крекингом. Использование в схеме комплекса КТ-1 вместо гидроочистки легкого гидрокрекинга вакуумного газойля (комплекс КТ-1лг) позволяет увеличить выработку высококачественного дизельного топлива с 9.2 до 29.6 мас. % на пропущенное сырье, обеспечивая при этом равную загрузку сырьем блока каталитического крекинга (табл. 1). Технология

Таблица 1. Материальный баланс гидроочистки и легкого гидрокрекинга вакуумного дистиллята

Таблица 2. Основные показатели систем глубокой переработки нефти

№ Показатели Единица измерения КТ-1: ВД + ВБ + + ГО + КК КТ-1лг: ВД + ВБ + + ЛГК + КК Система для сравнения: ВД + ВБ + ГК

5 Глубина переработки нефти с учетом производства битума, кокса, масел и др. мас. % 80—82 80—82 80—82

ВД — вакуумная дистилляция; ВБ — висбрекинг; ГО — гидроочистка; КК — каталитический крекинг; ЛГК — легкий гидрокрекинг; ГК — гидрокрекинг.

Легкого гидрокрекинга обычно предусматривает двухстадийную схему переработки утяжеленного вакуумного дистиллята: на первой стадии осуществляется гидрирование и гидроочистка исходного сырья; на второй — гидрокрекинг подготовленного сырья. Двухстадийная технология процесса позволяет превращать тяжелое дистиллятное сырье в среднедистиллятные продукты, обеспечивая при этом низкое газообразование и небольшой выход бензиновых фракций, не отличающихся хорошими октановыми характеристиками. Один из вариантов такой технологии с применением отечественных катализаторов был разработан ВНИИНП. Сравнение показателей комплекса глубокой переработки нефти с гидроочисткой или легким гидрокрекингом в сочетании с каталитическим крекингом с аналогичным комплексом, включающим только гидрокрекинг, приведено в табл. 2. Соотношение производства дизельного топлива/бензин составляет 0.73 для комплекса гидроочистка и

Каталитический крекинг и 3.6 для комплекса с гидрокрекингом. Сочетание легкого гидрокрекинга с каталитическим крекингом позволяет производить дизельное топливо и компонент автобензина в соотношении 3 : 1, что близко к их потреблению в ряде стран ЕС и соответствует мировой тенденции изменения соотношения дизельного топлива и автобензина [4]. Важно и то, что это соотношение в зависимости от сезонных потребностей может изменяться в интервале от 0.73 до 3.0. Чрезвычайно высокая гибкость схемы, сочетающей легкий гидрокрекинг с каталитическим крекингом, вне всякого сомнения приведет к массовой ее реализации при модернизации отечественных НПЗ и реализации второго этапа глубокой переработки нефти. Ориентировочные р

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

АНТОНОВ С. В., ГЕРЗЕЛИЕВ И. М., ДЕМЕНТЬЕВ К. И., ПАХМАНОВА О. А., ХАДЖИЕВ С. Н. — 2012 г.

БАТОВ А. Е., ЗАЙЦЕВА О. В., КАДИЕВ Х. М., КАДИЕВА М. Х., КАПУСТИН В. М., МАГОМАДОВ Э. Э., ОКНИНА Н. В., ХАДЖИЕВ С. Н., ЧЕРНЫШЕВА Е. А. — 2015 г.

БАТОВ А. Е., ГЮЛЬМАЛИЕВ А. М., ДАНДАЕВ А. У., ЗЕКЕЛЬ Л. А., КАДИЕВ Х. М., ХАДЖИЕВ С. Н. — 2014 г.

Http://naukarus. com/kataliticheskiy-kreking-v-sostave-sovremennyh-kompleksov-glubokoy-pererabotki-nefti

«Газпром нефти» завершил очередной этап строительства нового комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) — одного из ключевых проектов масштабной программы модернизации нефтеперерабатывающего завода. На площадке строительства КГПН закончилась установка крупногабаритного оборудования длительного цикла изготовления, которая включала в себя сборку 17 элементов комплекса. 64-метровая колонна весом около 350 тонн, установка которой завершила процесс монтажа крупногабаритного оборудования, станет самой высокой точкой комплекса.

Крупногабаритное Оборудование комплекса изготовлено российскими производителями. В настоящее время на площадке строительства ведется забивка свай для строительства эстакад и печей парового риформинга КГПН.

Подъем колонны производился в течение нескольких часов с помощью двух кранов высокой грузоподъемностью, специально доставленных в Омск для сборки оборудования комплекса. Ранее на площадке были также смонтированы реакторы, сепараторы и теплообменники высокого давления.

КГПН объединит в себе процессы гидрокрекинга вакуумного газойля, производства водорода и серы и обеспечит производство качественных нефтепродуктов из тяжелых нефтяных остатков. Ввод комплекса в эксплуатацию позволит заводу более чем на 6% увеличить показатель выхода светлых нефтепродуктов (авиакеросина и дизельного топлива экологического стандарта «Евро-5») и повысить операционную эффективность НПЗ при последовательном снижении воздействия производства на окружающую среду. Производственная мощность комплекса составит 2 млн. тонн в год.

* Паровой риформинг — это промышленный процесс переработки природного газа для получения водорода.

Http://sdelanounas. ru/blogs/95734/

Проект строительства Комплекса глубокой переработки нефти – это завершающий этап полной модернизации АНПЗ. Реализация Проекта «Строительство КГПН на Атырауском НПЗ» проводится в рамках исполнения мероприятий, предусмотренной Государственной программой по форсированному индустриально-инновационному развитию РК на 2010-2014 годы, утвержденного Технического регламента о требованиях к выбросам вредных веществ автотранспортных средств, выпускаемых в обращение на территории РК [35].

Стратегическая цель инвестиционного замысла состоит в организации современной технической базы на действующем предприятии – ТОО «АНПЗ» по выпуску высококачественных нефтепродуктов, отвечающих мировым стандартам и сырья нефтехимии для развития отечественного производства. Кардинальное решение задач по увеличению глубины переработки нефти на Атырауском НПЗ связано с внедрением вторичных процессов, обеспечивающих дополнительную глубину переработки (коксование, вакуумный блок АВТ-3), а также именно с внедрением базового процесса глубокой переработки, такого как каталитический крекинг. В рамках реализации КГПН предусмотрено строительство 14 современных технологических установок.

Повышение глубины переработки нефти является важнейшим приоритетом не только в программе развития нефтеперерабатывающей отрасли, но и всего нефтегазового комплекса Казахстана. Реализацию этого направления следует отнести к числу первоочередных в структуре развития нефтегазового комплекса, так как это самое рациональное направление повышения эффективности использования нефтяного сырья, обеспечивающее наиболее быстрый и экономичный путь увеличения производства моторных топлив.

Проектно-изыскательские работы по проекту «Строительство КГПН» выполнены ОАО «Омскнефтехимпроект» (Россия).

Проведен мониторинг проекта с привлечением специализированной организации Роминсерв-Казахстан с участием английской компании КВС, по итогам которого подтверждена правильность набора технологических установок в составе комплекса.

Подписаны Лицензионные соглашения с компаниями «Axens» (Франция), «UOP» (Великобритания), «Foster Wheeler» (Италия) и ОАО «Омскнефтехимпрооект» (Россия). Согласованы монтажно-технологические схемы основных технологических установок Комплекса. Утвержден окончательный вариант конфигурации глубокой переработки с размещением объектов комплекса на территории Атырауского НПЗ.

Проведены общественные слушания по разделу «Оценки воздействия на окружающую среду» проекта КГПН.

Проект «Строительство КГПН» направлен на повышение экологического качества топливной продукции завода, рационального использования ценного нефтяного сырья и повышение экологической безопасности производства. Представленные результаты оценки воздействия на окружающую среду свидетельствуют, что прогнозируемый уровень воздействия на окружающую среду не превышает нормативный, инженерно – технические решения проекта и выбранный вариант размещения объектов соответствуют экологическим требованиям РК и позволяют обеспечить минимальное воздействие на компоненты окружающей среды и здоровье человека. Технический уровень решений отвечает последним достижениям науки и техники и предусматривает использование передовых технологий.

Проект согласован в государственных уполномоченных органах РК и прошел Госэкспертизу.

Участниками реализации проекта «Строительство КГПН» являются АО «ФНБ «Самрук-Казына», АО «НК «КазМунайГаз», АО «КазМунайГаз – переработка и маркетинг», ТОО «АНПЗ» и ОАО Омскнефтехимпроект» (Россия).

Договор на строительство Комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) на условиях «под ключ» был подписан между ТОО «Атырауский НПЗ» и Консорциумом, в который вошли «Sinopec Engineering” (КНР), «Marubeni Corporation» (Япония) и АО НГСК «КазСтройСервис» (РК) 29 декабря 2011 года. Компания «Sinopec Engineering” выступает как лидер Консорциума по данному проекту. Компания «Marubeni Corporation» организует финансирование от Японского банка международного сотрудничества, а также участвует в закупках, логистике. АО НГСК «КазСтройСервис» будет участвовать в строительстве и проведении местных закупок под руководством компании «Sinopec Engineering». Стоимость проекта – 1 миллиард 679 миллионов 892 тысячи 520 долларов США с НДС. Срок реализации – 41 месяц. Завершится строительство в 2016 году.

Данный комплекс рассчитан на переработку 2 миллионов 400 тысяч тонн сырья (мазут, вакуумный газойль) в год. КГПН позволит увеличить производство, высокооктанового бензина, авиационного и дизельного топлива. При переработке 5,5 млн. тонн нефти в год ежегодно АНПЗ будет выпускать 1 млн. 745 тыс. тонн автомобильного бензина, 1 миллион 640 тысяч тонн дизельного топлива, 244 тыс. тонн авиакеросина. Сократится выпуск мазута до 193 тыс. тонн. Все моторные топлива будут соответствовать стандарту Евро-5.

Доля казахстанского содержания в закупе оборудования составляет 16% или 130 273 637 долларов США, материалов – 18% или 6 530 356 долларов США, работ (услуг) – 35% или 290 290 887 долларов США.

В 2012 году ТОО «АНПЗ» подписал на строительство КГПН кредитные соглашения с Экспортно-импортным Банком Китая (China Exim Bank) на сумму 1 130 млрд. долларов США; с банками Japan Bank for International Cooperation (JBIC) и Bank of Tokyo Mitsubishi UFJ на сумму 297,5 млн. долларов США; с Банком Развития Казахстана на сумму 252 млн. долларов США. Срок предоставления всех займов составляет 13,5 лет.

С декабря 2011 года в рамках реализации проекта «Строительство комплекса глубокой переработки нефти» на территории Атырауского НПЗ ведутся работы по подготовке строительных площадок.

В декабре 2012 года инвестиционный проект “Строительство КГПН на Атырауском НПЗ” вступил в стадию практической реализации.

Http://vuzlit. ru/43671/proekt_stroitelstvo_kompleksa_glubokoy_pererabotki_nefti_atyrauskom

«Сургутнефтегаз» практически достроил свой комплекс глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга мазута на Киришском НПЗ («Кинеф») стоимостью 88 млрд руб. Введена в эксплуатацию первая очередь комплекса, которая позволит уже в этом году увеличить выпуск дизельного топлива стандарта Евро-4 и Евро-5. Полностью закончить стройку планируется до конца года.

Активная стадия строительства комплекса глубокой переработки нефти и проектирования длилась около восьми лет, сообщил вчера генеральный директор ООО «Кинеф» Вадим Сомов. По его словам, при строительстве из-за отсутствия российских аналогов на 70% использовано импортное оборудование. Поэтапный ввод объекта уже идет. В феврале получено разрешение на эксплуатацию первой очереди, состоящей из установки гидродепарафинизации (повышает качество выпускаемого дизтоплива), установки получения элементарной серы (перерабатывает сероводород, полученный на установке гидродепарафинизации) и подстанции, обеспечивающей комплекс электроэнергией.

В итоге в 2012 году завод сможет выпустить более 1,5 млн т дизельного топлива стандарта Евро-4 и Евро-5. А в 2013 году после запуска всего комплекса будет выпускать около 7 млн т дизтоплива, из которых 80% будет приходиться на стандарты Евро-3, Евро-4 и Евро-5. Окупиться объект, по оценкам директора НПЗ, может за три-четыре года, если не учитывать налогообложение, и за восемь лет — с его учетом.

Г-н Сомов добавил, что к 2015 году будет завершено строительство комплекса, повышающего качество выпускаемого бензина. В итоге к 2015 году все топливо, производимое на «Кинефе», будет соответствовать стандарту Евро-5. Глубина переработки нефти к концу года вырастет с нынешних 65 до 68%, а к 2015 году увеличится до 77%. Дальнейшее увеличение глубины переработки до 94—95% возможно после 2017 года. Объем переработки нефти на предприятии увеличивать не планируют. Он сохранится на нынешнем уровне 21—22 млн т нефти в год.

«Сейчас спрос на дизельное топливо стандарта Евро-5 в России практически отсутствует, но предприятие сможет направлять продукцию на экспорт», — говорит директор по развитию бизнеса ценового агентства Argus Михаил Перфилов. Эксперт напомнил, что с 2016 года в России можно продавать только Евро-5, если, конечно, завод не добьется отсрочек.

Аналитик отдела рыночного анализа и консультаций БК «КИТ Финанс» Дмитрий Шагардин обращает внимание на то, что в большинстве европейских стран нефтепереработка является серьезным источником бюджетных поступлений, где более 50% стоимости литра бензина приходится на налоги и сборы. Это является препятствием для выхода российского топлива на рынок ЕС, так как эти страны заинтересованы в том, чтобы оставлять большую часть добавленной стоимости на своей территории, и предпочитают приобретать сырье.

Http://sdelanounas. ru/blogs/13942/

Сегодня, 14 сентября, в Перми состоялась торжественная церемония пуска в эксплуатацию комплекса глубокой переработки нефти (КГПН) на ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез».

Подобных комплексов в мире всего шесть, седьмой и единственный в России – на пермском нефтеперерабатывающем заводе «ЛУКОЙЛа».

Комплекс предназначен для гидроочистки и гидрокрекинга смеси вакуумных дистиллятов и вторичных компонентов для выработки глубокоочищенного сырья каталитического крекинга, малосернистого дизельного топлива с низким содержанием ароматических углеводородов и нафты для получения высокооктановых бензинов.

Капитальные вложения в строительство КГПН составили более 10,8 млрд руб. Проектная мощность комплекса по сырью – 3,5 млн т в год.

Часть оборудования и материалов для КГПН закуплена у ведущих фирм США и Европы; 60% оборудования изготовлено на российских заводах. В производстве принимали участие более 90 отечественных предприятий. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы осуществлялись представителями более 30 российских организаций. В процессе строительства участвовали до 2,5 тыс. человек.

Строительство комплекса велось совместно с фирмами-лицензиарами ABB Lummus Global, Texaco и Comprimo. Генеральным проектировщиком КГПН являлось ОАО «ВНИПИнефть», а генеральным подрядчиком – ЗАО «ЛУКОЙЛ-Нефтегазстрой».

В состав комплекса входят три основных объекта – установка гидрокрекинга, установка производства водорода и установка производства элементарной серы.

Установка гидрокрекинга с блоком гидродеароматизации дизельного топлива построена по технологии T-Star компании Texaco. Объем выпускаемой за год продукции – 2133 тыс. т гидроочищенного вакуумного газойля, 864 тыс. т дизельного топлива, 29 тыс. т стабильного бензина, 71 тыс. т керосина.

Установка производства водорода построена по технологии компании ABB Lummus Global. Производительность установки – 48,3 тыс. т водорода в год.

Установка производства элементарной серы построена по базовому проекту компании Comprimo (Jacobs Engineering). Установка состоит из блока получения серы Claus и блока очистки отходящих газов SCOT. Ее производительность – 78 тыс. т в год элементарной серы.

Ввод в строй комплекса глубокой переработки нефти позволит увеличить производство моторных топлив более чем на 1 млн т в год и получать нефтепродукты, которые по качеству и экологическим характеристикам соответствуют перспективным европейским нормам. Такое увеличение выпуска светлых нефтепродуктов адекватно дополнительной переработке на предприятии 2,3 млн т нефти в год.

Эксплуатация новых объектов будет способствовать заметному улучшению экологической ситуации в зоне влияния предприятия. КГПН позволяет исключить сверхнормативные выбросы диоксида серы. Так, за счет перевода технологических печей установок на очищенный газ и малосернистый мазут выбросы диоксида серы сократятся на 1200 т в год. Кроме этого, за счет использования малосернистых дизельных топлив в Пермской области будут снижены автотранспортные выбросы диоксида серы на 950 т в год, в целом по России – на 2700 т в год. Благодаря использованию моторных топлив с пониженным содержанием бензола значительно сократятся и выбросы в атмосферу ароматических соединений.

Строительство комплекса глубокой переработки нефти – очередной этап реализации программы реконструкции ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» на период до 2013 года.

Http://www. newsko. ru/articles/nk-295017.html

ДИСТИЛЛЯЦИЯ НЕФТИ — (перегонка нефти), разделение ее на отдельные фракции (дистилляты) с разл. температурными интервалами выкипания путем испарения с послед. дробной конденсацией образующихся паров. Д. н. тепло и массообменный процесс, обычно многоступенчатого… … Химическая энциклопедия

КГПН — комплекс глубокой переработки нефти энерг … Словарь сокращений и аббревиатур

ООО «Ленгипронефтехим» — ООО Ленгипронефтехим Тип Общество с ограниченной ответственностью Год основания … Википедия

Ленгипронефтехим — ООО «Ленгипронефтехим» Тип Общество с ограниченной ответственностью Год основания … Википедия

Экономика России — Эта статья или раздел нуждается в переработке. Пожалуйста, улучшите статью в соответствии с правилами написания статей … Википедия

Промышленность России — Динамика индекса промышленного производства в России в 1991 2009 годах, в процентах от уровня 1991 года … Википедия

Нефтеперерабатывающая промышленность России — Динамика производства бензина в России в 1992 2008 годах, в млн тонн Нефтеперерабатывающая промышленность России  отрасль российской промышленности, часть нефтяной промышленности России. В России действуют 30 крупных нефтеперерабатывающих… … Википедия

Омский нефтеперерабатывающий завод — Газпром нефть Омский НПЗ Год основания 1955 Прежние названия Омский нефтеперерабатывающий завод Расположение … Википедия

Нефтеперерабатывающий завод — Shell в городе Мартинез (Калифорния). Запрос «НПЗ» перенаправляется сюда; см. также другие значения. Нефтеперерабатывающий завод  промышленное предприятие, о … Википедия

Http://universal_en_ru. academic. ru/2643037/%D0%9A%D0%BE%D0%BC%D0%BF%D0%BB%D0%B5%D0%BA%D1%81_%D0%93%D0%BB%D1%83%D0%B1%D0%BE%D0%BA%D0%BE%D0%B9_%D0%9F%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B8_%D0%9D%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8

МОСКВА, 26 дек — Прайм. ОАО “Сургутнефтегаз” завершило строительство и ввело в промышленную эксплуатацию крупнейший в Европе комплекс глубокой переработки нефти на базе гидрокрекинга вакуумных газойлей стоимостью 88,5 миллиарда рублей, говорится в сообщении компании.

Проектная мощность комплекса — 4,9 миллиона тонн мазута с получением дизельного топлива и авиационного керосина. Комплекс состоит из 86 производственных объектов, основные из которых — комбинированная установка глубокой переработки мазута: вакуумной дестилляции, гидрокрекинга, висбрекинга, парового реформинга, установки получения элементарной серы, очистки сточных вод и отпарки кислой воды. Весь объем производимого на заводе в настоящее время дизельного топлива соответствует классу Евро-5.

Таким образом, “Сургутнефтегаз” продолжает реализацию четырехстороннего соглашения с Ростехнадзором, ФАС и Ростехрегулированием по реализации инвестиционных программ, направленных на модернизацию нефтеперерабатывающих мощностей компании.

Так, в 2012 году в Кириши Ленинградской области на базе нефтеперерабатывающего завода ПО “Киришинефтеоргсинтез” ОАО “Сургутнефтегаз” была введена в эксплуатацию установка гидродепарафинизации атмосферного газойля и дизельного топлива совместно с бензином висбрекинга, с объемом инвестиций около 13 миллиардов рублей.

Комплекс глубокой переработки нефти планировалось сдать в эксплуатацию в четвертом квартале прошлого года. С запуском комплекса мощность завода останется на прежнем уровне — около 21-22 миллионов сырья в год. После запуска установки КИНЕФ будет выпускать около 7 миллионов тонн дизельного топлива. Затем предприятие намерено приступить к реализации следующего проекта — создание комплекса по производству бензина. Этот проект планируется завершить к 2016 году.

КИНЕФ был построен в середине 1960-х годов, а в 1993 году вошел в состав “Сургутнефтегаза”. В 2005-2010 годах была проведена реконструкция технологических установок с заменой устаревшего оборудования.

Версия 5.1.11 beta. Чтобы связаться с редакцией или сообщить обо всех замеченных ошибках, воспользуйтесь формой обратной связи.

Сетевое издание РИА Новости зарегистрировано в Федеральной службе по надзору в сфере связи, информационных технологий и массовых коммуникаций (Роскомнадзор) 08 апреля 2014 года. Свидетельство о регистрации Эл № ФС77-57640

Учредитель: Федеральное государственное унитарное предприятие “Международное информационное агентство “Россия сегодня” (МИА “Россия сегодня”).

Регистрация пользователя в сервисе РИА Клуб на сайте Ria. Ru и авторизация на других сайтах медиагруппы МИА «Россия сегодня» при помощи аккаунта или аккаунтов пользователя в социальных сетях обозначает согласие с данными правилами.

Пользователь обязуется своими действиями не нарушать действующее законодательство Российской Федерации.

Пользователь обязуется высказываться уважительно по отношению к другим участникам дискуссии, читателям и лицам, фигурирующим в материалах.

Публикуются комментарии только на тех языках, на которых представлено основное содержание материала, под которым пользователь размещает комментарий.

На сайтах медиагруппы МИА «Россия сегодня» может осуществляться редактирование комментариев, в том числе и предварительное. Это означает, что модератор проверяет соответствие комментариев данным правилам после того, как комментарий был опубликован автором и стал доступен другим пользователям, а также до того, как комментарий стал доступен другим пользователям.

    не соответствует тематике страницы; пропагандирует ненависть, дискриминацию по расовому, этническому, половому, религиозному, социальному признакам, ущемляет права меньшинств; нарушает права несовершеннолетних, причиняет им вред в любой форме; содержит идеи экстремистского и террористического характера, призывает к насильственному изменению конституционного строя Российской Федерации; содержит оскорбления, угрозы в адрес других пользователей, конкретных лиц или организаций, порочит честь и достоинство или подрывает их деловую репутацию; содержит оскорбления или сообщения, выражающие неуважение в адрес МИА «Россия сегодня» или сотрудников агентства; нарушает неприкосновенность частной жизни, распространяет персональные данные третьих лиц без их согласия, раскрывает тайну переписки; содержит ссылки на сцены насилия, жестокого обращения с животными; содержит информацию о способах суицида, подстрекает к самоубийству; преследует коммерческие цели, содержит ненадлежащую рекламу, незаконную политическую рекламу или ссылки на другие сетевые ресурсы, содержащие такую информацию; имеет непристойное содержание, содержит нецензурную лексику и её производные, а также намёки на употребление лексических единиц, подпадающих под это определение; содержит спам, рекламирует распространение спама, сервисы массовой рассылки сообщений и ресурсы для заработка в интернете; рекламирует употребление наркотических/психотропных препаратов, содержит информацию об их изготовлении и употреблении; содержит ссылки на вирусы и вредоносное программное обеспечение; является частью акции, при которой поступает большое количество комментариев с идентичным или схожим содержанием («флешмоб»); автор злоупотребляет написанием большого количества малосодержательных сообщений, или смысл текста трудно либо невозможно уловить («флуд»); автор нарушает сетевой этикет, проявляя формы агрессивного, издевательского и оскорбительного поведения («троллинг»); автор проявляет неуважение к русскому языку, текст написан по-русски с использованием латиницы, целиком или преимущественно набран заглавными буквами или не разбит на предложения.

Пожалуйста, пишите грамотно — комментарии, в которых проявляется пренебрежение правилами и нормами русского языка, могут блокироваться вне зависимости от содержания.

Администрация имеет право без предупреждения заблокировать пользователю доступ к странице в случае систематического нарушения или однократного грубого нарушения участником правил комментирования.

Пользователь может инициировать восстановление своего доступа, написав письмо на адрес электронной почты moderator@rian. ru

    Тема – восстановление доступа Логин пользователя Объяснения причин действий, которые были нарушением вышеперечисленных правил и повлекли за собой блокировку.

Если модераторы сочтут возможным восстановление доступа, то это будет сделано.

В случае повторного нарушения правил и повторной блокировки доступ пользователю не может быть восстановлен, блокировка в таком случае является полной.

Http://ria. ru/spb/20131226/986709618.html

Проблема глубокой переработки нефти не снимается с повестки дня отечественной нефтепереработки уже многие годы, и ее решение зависит в значительной степени от ввода новых процессов вторичной переработки остатков нефти, а также от совершенствования уже существующих мощностей, их перепрофилирования и переоснащения.  [16]

Процесс глубокой переработки нефти в промышленном масштабе впервые в мире был применен в Петербурге в 1873 г. В этом году Монетный двор начал получать светильный газ, вырабатываемый из мазута.  [17]

Решение вопросов глубокой переработки нефти является насущной потребностью сегодняшнего дня. Однако непосредственная переработка нефтяных остатков каталитическими процессами, одними из наиболее перспективных, сопряжена с быстрым отравлением катализатора. Сегодня уже является бесспорным тот факт, что основные затруднения и осложнения при переработке остатков нефтей на катализаторах вызваны присутствием асфальто-смолистых соединений, и особенно ас-фальтенов, характеризующихся к тому же повышенным содержанием металлов.  [18]

Основной процесс глубокой переработки нефти – каталитический крекиш сталкивается со значитвлънзмл трудностями вследствие повышенного содержание в перерабатываемом сырье металлоор-ганачезких, главным образом V и Ь1 – содержащих, веществ. В условиях каталитического крекинга III происходит разрушение кристаллической структуры цеолитной основы катализатора. Далее ванадий, переходя под воздействием водяного пара V2Og, связывает действующее начало катализатора ( в частности редкоземельные элементы) в неактивную орму – ванадат. В результате катализатор теряет свою, активность. Кроме того, существуют se – еткнв ограничения на содержание вввадав в вроязктга.  [19]

Современные комплексы глубокой переработки нефти – это проекты стоимостью в сотни миллионов долларов, их строительство продолжается 3 – 4 года, а срок окупаемости в современных условиях хозяйствования составляет 6 – 8 лет.  [20]

В схемах глубокой переработки нефти предусматривается использование тяжелых нефтяных остатков – гудронов и асфальтитов для получения H. Процесс газификации основан на неполном окислении углеводородного сырья кислородом, воздухом, обогащенным кислородом, в присутствии водяного пара или одним воздухом. Факельная газификация осуществляется в пустотелом реакторе. Основными продуктами являются окись углерода и водород, наряду с которыми образуются небольшие количества двуокиси углерода, метана, сероводорода, выделяется также дисперсный углерод – сажа ( от 0 1 мас. Переработка тяжелых нефтяных остатков с температурой н. к. выше 500 С встречает затруднения, связанные с их высокой вязкостью, зольностью, температурой размягчения, коксуемостью, большим содержанием серы и металлов.  [21]

Важным продуктом глубокой переработки нефти является нефтяной кокс, потребности в котором в настоящее время резко возросли в связи о интенсивным развитием металлургии черных и цветных металлов, ядерной энергетики и других специальных производств.  [22]

Важным продуктом глубокой переработки нефти является нефтяной кокс, потребности в котором в настоящее время ревко возросли в связи с интенсивным развитием металлургии черных и цветных металлов, ядерной энергетики и других специальных производств.  [23]

Другим направлением глубокой переработки нефти является разработка специальных процессов и катализаторов гидродеметаллиза-ции, суть которой состоит в гидрогенолизе металлоорганических соединений. При этом на поверхности катализаторов откладывается металл ( ванадий, никель, железо), а органическая часть переходит в продукты гидрокрекинга.  [24]

Основной процесс глубокой переработки нефти – каталитический крекинг стапливается со значительными трудностями вследствие повышенного содержания в перерабатываемом сырье металлоор-ганичеоких, главным образом V г М ( – содержащих, веществ. В условиях каталитического крекинга III происходит разрушение кристаллической структуры цеолитной основы катализатора. Далее ванадий, переходя под воздействием водяного пара кУ205, связывает действующее начало катализатора ( в частности редкоземельные адемеытк) в неактивную форму – взнадз г. В результате катализатор теряет свою активность.  [25]

Это обеспечивает довольно глубокую переработку нефти ( выход светлых нефтепродуктов более 63 % на.  [26]

Поскольку при глубокой переработке нефти может быть получено больше ресурсов сырья для нефтехимического синтеза, а следовательно, и больше химической продукции, вряд ли можно согласиться с мнением авторов, что глубокая переработка нефти с целью получения топливных и химических продуктов по своим технико-экономическим показателям менее эффективна.  [27]

Завод с глубокой переработкой нефти по топливной схеме предусматривает увеличение выхода светлых продуктов ( бензины, керосин и др.) и расширение ассортимента высококачественных продуктов за счет вторичной переработки. Наличие установок алкилирования и изомеризации позволяет получить высокооктановые бензины.  [28]

В трактовке термина глубокая переработка нефти существует по крайней мере два подхода. Так, если без переработки мазута отбор суммы светлых ( СС) для нефтей 1 – 3 составляет соответственно 35, 52 и 62 % ( при ДО 0), то для достижения общей глубины переработки нефти 68 % необходимо, чтобы от мазута мангышлакской нефти было дополнительно отобрано ( ДО) светлых 28 % на нефть, от мазута озексуатской нефти – 14 5 % и от мазута украинской нефти – 5 % на нефть. Однако такой дифференцированный по нефтям метод не получил широкого признания.  [29]

Основная проблема развития глубокой переработки нефти в России сегодня заключается в низкой эффективности инвестиций в эту сферу по сравнению с другими секторами бизнеса.  [30]

Http://www. ngpedia. ru/id251701p2.html

Сегодня на Атырауском НПЗ начаты пусковые работы на Комплексе глубокой переработки нефти. Этот проект реализован в рамках завершения третьего этапа модернизации предприятия.

В официальном мероприятии приняли участие Первый заместитель акима Атырауской области Сагындык Лукпанов, Заместитель министра энергетики Болат Акчулаков, и. о. исполнительного вице-президента по транспортировке, переработке и маркетингу АО «НК «КазМунайГаз» Данияр Тиесов, генеральный директор компании «Sinopec Engineering (Group) Co., Ltd.» Сян Вэньу, а также руководство подрядных организаций.

Генеральный директор ТОО «АНПЗ» Галимжан Амантурлин подчеркнул, что после ввода в эксплуатацию Комплекса глубокой переработки нефти мощность завода возрастет с 5 до 5,5 миллиона тонн нефти в год, производство автомобильного бензина увеличится до 1,7 миллиона тонн в год, дизельного топлива – до 1,4 миллиона тонн, до 244 тысяч тонн авиакеросина. Атырауский завод перейдет на выпуск моторных топлив экологических классов К4 и К5 (аналоги Евро-4 и Евро-5) и увеличит глубину переработки нефти до 84%.

В свою очередь первый заместитель акима Атырауской области Сагындык Лукпанов в приветственной речи отметил высокую значимость модернизации АНПЗ – стратегического предприятия как для западного региона, так и для республики в целом.

Как сообщили в отделе по связям с общественностью завода, в ходе предпусковых операций на установке каталитического крекинга выполнены работы по сушке футеровки реактора и регенератора, специалистами компании-лицензиара «Axens» проведен осмотр внутренней части и футеровки; произведена загрузка равновесного катализатора в хопперы. По блоку фракционирования завершены испытания центробежного компрессора с участием представителей завода-изготовителя проведена промывка системы на воде, а также испытания на герметичность реакторно-регенераторного блока и блока фракционирования и другие работы на различных блоках установки.

В пресс-службе предприятия также напомнили, что в июне текущего года был осуществлен пробный запуск главного энергоагрегата (осевой компрессор) установки каталитического крекинга мощностью более 20 МВт. Это уникальный по своим параметрам и самый энергоемкий в Казахстане агрегат.

Проект «Строительство Комплекса глубокой переработки нефти на Атырауском НПЗ» реализован в рамках государственной программы форсированного индустриально-инновационного развития Казахстана, он является третьим, завершающим этапом модернизации завода.

В рамках проекта построено 12 технологических установок и более 40 объектов общезаводского хозяйства. За период строительства смонтировано свыше 1000 единиц крупногабаритного оборудования. В строительно-монтажных работах было задействовано около 4000 человек. Для последующей эксплуатации КГПН создано 490 новых рабочих мест. Руководящий и производственный коллектив нового производства в основном сформирован из кадрового резерва завода. Персонал КГПН прошел теоретическую подготовку и стажировку на казахстанских и зарубежных НПЗ.

Http://atpress. kz/economy/na-atyirauskom-npz-zapushhen-kompleks-glubokoj-pererabo. html

Подобных комплексов в мире всего шесть, седьмой и единственный в России – на пермском нефтеперерабатывающем заводе ЛУКОЙЛа, сообщили РИА ТЭК в нефтяной компании.

Комплекс предназначен для гидроочистки и гидрокрекинга смеси вакуумных дистиллятов и вторичных компонентов для выработки глубокоочищенного сырья каталитического крекинга, малосернистого дизельного топлива с низким содержанием ароматических углеводородов и нафты для получения высокооктановых бензинов.

Капитальные вложения в строительство КГПН составили более 10,8 млрд. рублей. Проектная мощность комплекса по сырью – 3,5 млн. т в год.

Часть оборудования и материалов для КГПН закуплена у ведущих фирм США и Европы. 60% оборудования изготовлено на российских заводах. В производстве принимали участие более 90 отечественных предприятий. Строительно-монтажные и пусконаладочные работы осуществлялись представителями более 30 российских организаций. В процессе строительства участвовало до 2,5 тыс. человек.

Строительство комплекса велось совместно с фирмами-лицензиарами ABB Lummus Global, Texaco и Comprimo. Генеральным проектировщиком КГПН являлось ОАО “ВНИПИнефть”, а генеральным подрядчиком – ЗАО “ЛУКОЙЛ-Нефтегазстрой”.

В состав комплекса входят три основных объекта – установка гидрокрекинга, установка производства водорода и установка производства элементарной серы.

Установка гидрокрекинга с блоком гидродеароматизации дизельного топлива построена по технологии T-Star компании Texaco. Объем выпускаемой продукции – 2133 тыс. т в год гидроочищенного вакуумнного газойля, 864 тыс. т в год дизельного топлива, 293 тыс. т в год стабильного бензина, 71 тыс. т в год керосина.

Установка производства водорода построена по технологии компании ABB Lummus Global. Производительность установки – 48,3 тыс. т в год водорода.

Установка производства элементарной серы построена по базовому проекту компании Comprimo (Jacobs Engineering). Установка состоит из блока получения серы Claus и блока очистки отходящих газов SCOT. Производительность установки – 78 тыс. т в год элементарной серы.

Ввод в строй комплекса глубокой переработки нефти позволит увеличить производство моторных топлив более чем на 1 млн. т в год и получать нефтепродукты, которые по качеству и экологическим характеристикам соответствуют перспективным европейским нормам. Такое увеличение выпуска светлых нефтепродуктов адекватно дополнительной переработке на предприятии 2,3 млн. т нефти в год.

Кроме этого эксплуатация новых объектов будет способствовать заметному улучшению экологической ситуации в зоне влияния предприятия. КГПН позволяет исключить сверхнормативные выбросы диоксида серы. Так, за счет перевода технологических печей установок на очищенный газ и малосернистый мазут выбросы диоксида серы сократятся на 1200 т в год. Кроме этого за счет использования малосернистых дизельных топлив в Пермской области будут снижены автотранспортные выбросы диоксида серы на 950 тонн в год, а в целом по России – на 2700 т в год. Благодаря использованию моторных топлив с пониженным содержанием бензола значительно сократятся и выбросы в атмосферу ароматических соединений.

Строительство комплекса глубокой переработки нефти – очередной этап реализации программы реконструкции ООО “ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез” на период до 2013 года.

Нефтеперерабатывающий комплекс в Перми введен в эксплуатацию в 1958 году. В состав Группы “ЛУКОЙЛ” предприятие входит с 1991 года.

Установленная мощность НПЗ – 12 045 тыс. т, глубина переработки – 84%. В 2003 г. объем первичной переработки нефти на предприятии составил 11 034 тыс. тонн.

Http://rosinvest. com/novosti/39890

Добавить комментарий