Мини нпз с глубокой переработкой

1 июня Антипинский нефтеперерабатывающий завод приступил к пусконаладочным работам на установке замедленного коксования гудрона (УЗК) — второй секции установки глубокой переработки мазута (УГПМ). Уже к 26 июня в процессе активной фазы пусконаладки установка дала первый кокс — конечный продукт, востребованный в металлургии. После завершения полного цикла пусконаладочных работ и введения установки в промышленную эксплуатацию Антипинский НПЗ первым из независимых нефтеперерабатывающих заводов России достигнет рекордной для отрасли отметки по глубине переработки — 98% — и увеличит выход дизельного топлива до 50% от общего объема переработки.

— Эра десятилетнего производства мазута на предприятии завершена, — отмечает председатель Совета директоров АО «Антипинский НПЗ» Дмитрий Мазуров. — Завод преодолел важный технологический рубеж по запуску вторичных процессов переработки и взял уверенный курс на реализацию проекта по выпуску высокооктановых бензинов класса 5.

Благодаря внедрению новых процессов завод выходит на качественно новый уровень, утверждается в числе крупнейших игроков нефтеперерабатывающей отрасли России.

Окончание строительства установки глубокой переработки мазута (УГПМ) — третий этап третьей технологической очереди Антипинского НПЗ. Завершающим четвертым этапом третьей технологической очереди станет строительство и ввод в эксплуатацию установки каталитического риформинга бензина с непрерывной регенерацией катализатора и установки изомеризации. В результате начнется производство бензинов стандарта евро-5 марок АИ-92 и АИ-95.

Для реализации проекта УГПМ на заводе выбрали ведущие компании в сфере проектирования и строительства объектов нефтяной промышленности. Выбирали тщательно, учитывая специализацию проектировщиков. Так, если базовый проект для комплекса гидроочистки дизельного топлива, который сегодня успешно работает, был заказан компании Haldor Topsoe, то при выборе проекта УГПМ предпочтение было отдано компании Foster Wheeler. Потому что Haldor Topsoe более компетентна в области катализаторных систем и всего, что с ними связано. А Foster Wheeler является одним из мировых лидеров по проектированию и эксплуатации установок глубокой переработки мазута. Разработкой рабочей документации занималось ЗАО «Нефтехимпроект», имеющее солидный опыт в этой области, а в качестве генерального подрядчика выступило ООО «Юникс», реализовавшее несколько крупных строительных проектов.

При выборе проектного решения ведущие специалисты Антипинского завода и компании-разработчика ориентировались в первую очередь на общий объем производительности предприятия. В соответствии с общим планом переработки нефти на момент принятия проекта эта цифра составляла 8 млн тонн, поэтому УГПМ разделили на две секции: вакуумную и замедленного коксования.

— Это был своего рода удачный компромисс, позволяющий, с одной стороны, оптимизировать стоимость конечного проекта, а с другой — учесть возможности завода по переработке, — говорит главный инженер предприятия Сергей Мурзин.

Решение также позволило сделать вакуумную секцию автономной в основных коммуникациях и тепловом балансе. В итоге стало возможно, не дожидаясь окончания строительства секции УЗК, провести на вакуумной секции пусконаладочные работы, а с марта этого года начать ее тестовую эксплуатацию в различных режимах.

О ходе строительства УГМП рассказывает заместитель генерального директора по капитальному строительству Владимир Мясников:

— Каждая установка имеет свои особенности с технологической точки зрения. И хотя в строительстве особой сложности и большой разницы я не вижу — те же компрессоры, те же насосы, печи, которые мы уже не раз монтировали, некоторые новые моменты присутствовали. Особенностью, например, стало проведение строительно-монтажных работ на более высокой отметке по сравнению с предыдущими установками. Для этого мы использовали краны с большей грузоподъемностью.

Оборудование на установке в основном используется импортное. Foster Wheеler Italiana поставила печь с рекуперацией тепла дымовых газов:

— Дополнительные опции позволяют подавать уже нагретый воздух, что увеличивает мощность и, как следствие, повышает экономический эффект, — поясняет начальник технологического цеха № 3 Александр Вязовский.

Коксовые камеры, внутренние устройства в колоннах и емкостях, теплообменная аппаратура, один из компрессоров и часть аппаратов воздушного охлаждения — также из Италии. Аппараты воздушного охлаждения поставлялись в том числе из Чехии, центробежные насосы произведены компаниями Gould Pumps (Южная Корея) и KSB (Германия), электроприводные задвижки для коксовых камер — немецкой компанией Zimmermann & Jansen. Оборудование гидрорезки Ruhr Pumpen также привезено из Германии, механизмы для выгрузки кокса поставила испанская компания Taim Weser, контактные устройства — итальянская Koch-Glitsch.

Российское оборудование тоже имеется: завод сотрудничает с «Уралтехнострой-Туймазыхиммаш» из Уфы, Глазовским заводом, тамбовским заводом «Комсомолец» — они поставили колонные аппараты и емкостное оборудование, компания АО «Гидрогаз» — полупогружные насосы.

Общая стоимость установки глубокой переработки мазута, состоящей из установки замедленного коксования гудрона и установки вакуумной переработки мазута, которые работают совместно с комплексом гидроочистки в составе установок гидроочистки дизельного топлива, производства водорода и элементарной серы, составила 1,5 млрд долларов.

Для эксплуатации УГПМ на заводе создан отдельный технологический цех со штатом в 60 человек. Все операторы перед допуском к работам прошли обучение от представителей разработчика базового проекта и компании, поставляющей компрессоры. В перспективе штат будет доукомплектовываться.

Основные целевые продукты секции замедленного коксования УГПМ — легкий газойль коксования и нафта коксования. Они в качестве сырья направляются на установку гидроочистки дизельного топлива, образуя таким образом добавленную стоимость в виде готовых продуктов — гидроочищенной нафты и дизельного топлива стандарта евро-5. Выход кокса составляет 30 — 34% от сырья (гудрона), остальное — целевые светлые продукты. Еще один целевой продукт — сжиженный углеводородный газ (СУГ) коксования. С пуском гидроочистки нафты и СУГа в составе комплекса бензинов он пройдет очистку и также будет товарным продуктом с высокой добавленной стоимостью — СПБТ для автомобилей.

Уже в ближайшее время с вводом в промышленную эксплуатацию установки глубокой переработки мазута Антипинский НПЗ прекратит выпуск всех ранее производимых видов мазута, получит возможность извлечения продукта с максимальной добавленной стоимостью и достигнет рекордной для отрасли глубины переработки в 98%.

Несмотря на то, что УГПМ находится на стадии пусконаладочных работ и подготовки к полноценной эксплуатации, на Антипинском НПЗ уже начали реализовывать проект по ее модернизации для увеличения производительности секции замедленного коксования.

— Единственное отличие нашего проекта от типового — в количестве коксовых камер: их две, а классический вариант предусматривает четыре. Возможно, мы к этому и придем, — объясняет Сергей Мурзин — У нас есть планы развития этого проекта, увеличения количества секций. Проект по наращиванию производительности уже полностью готов, закуплено оборудование, осталось только утвердить окончательные решения по его обвязке. Модернизация УЗК позволит перейти с объема переработки мазута 3,3 млн тонн в год до 4,2 млн тонн в год.

Главное сделано — преодолен важнейший технологический рубеж по запуску вторичных процессов переработки. Впереди — реализация проекта по выпуску высокооктановых бензинов класса 5.

АО «Антипинский НПЗ» основано в июле 2004 года на территории Тюменской области — одного из крупнейших нефтегазовых субъектов Российской Федерации, где сосредоточена основная часть российских запасов нефти (64%) и природного газа (91%). В октябре 2015 года преобразовано в АО «Антипинский НПЗ».

Антипинский нефтеперерабатывающий завод сегодня — это современная компания, инвестирующая средства в строительство новых и модернизацию существующих мощностей. Инвестиционная деятельность ведется с учетом диверсифицированного развития производственной базы в центре России для повышения эффективности использования природных ресурсов и увеличения объемов производства нефтепродуктов высочайших стандартов качества за счет внедрения процессов глубокой переработки.

Суммарный объем инвестиций в АНПЗ за все время его существования к маю 2016 года составил 2,7 млрд долларов, а к концу года — достигнет 3 млрд долларов.

Ноябрь 2006 года. Введена в эксплуатацию I технологическая очередь проектной мощностью переработки 400 тыс. тонн нефти в год. В результате технического перевооружения по состоянию на 2008 год фактическая мощность очереди составила 740 тыс. тонн в год.

Май 2010 года. Запущена II технологическая очередь завода мощностью переработки 2,5 млн тонн нефти в год. В процессе модернизации в конце 2012 года мощность очереди превысила 3,3 млн тонн. Это позволило в 2013 году поднять совокупную мощность переработки на заводе до более 4 млн тонн.

Январь 2014 года. Первый этап III технологической очереди. Введена в эксплуатацию установка по переработке нефти ЭЛОУ АТ-3 мощностью 3,7 млн тонн в год, в результате суммарная мощность завода достигла 7,74 млн тонн нефти в год. Были построены современные пятиступенчатые очистные сооружения промышленных и бытовых стоков и дополнительные резервуарные парки сырой нефти и товарного дизельного топлива, соответствующие новой мощности.

Октябрь 2015 года. Второй этап III технологической очереди. Запущен в эксплуатацию комплекс гидроочистки дизельного топлива мощностью до 3 млн тонн в год, в результате началось производство дизельного топлива, соответствующего обязательному и высшему стандарту качества евро-5. Для обеспечения работы установки гидроочистки построены цеха по производству водорода, очистки газов и производства элементарной серы (в том числе гранулированной). На этом же этапе завершена модернизация установки ЭЛОУ АТ-3, в результате которой ее мощность доведена до 5 млн тонн в год. Совокупная установленная мощность переработки всего завода превысила 9 млн тонн в год. Еще одним значимым достижением данного этапа стало завершение строительства и введение в эксплуатацию производственного цеха сжиженных углеродных газов (СУГ), предназначенных для отгрузки товарного автомобильного сжиженного газа марок ПА и ПБА. Производительность завода СУГ вышла на уровень более 50 тыс. тонн ежегодно.

2016 год. Третий этап III технологической очереди. Достигнуто увеличение глубины переработки нефти до 98% путем ввода в эксплуатацию комбинированной установки замедленного коксования гудрона с блоком вакуумной перегонки мазута. Выход дизельного топлива в итоге возрастет до 50% от общего объема переработки.

Первый квартал 2017 года. Начало четвертого этапа III технологической очереди. В эксплуатацию будет введена установка риформинга бензина с непрерывной регенерацией катализатора и блоком изомеризации, что позволит перей­ти на выпуск высокооктановых бензинов стандарта евро-5 с октановым числом 92, 95 пунктов по исследовательскому методу.

2017 — 2019 годы. Старт IV технологической очереди. На данном этапе предусмотрено строительство установки гидрокрекинга вакуумного газойля мощностью 2,7 млн тонн в год. Сырьем для установки станут вакуумный газойль и тяжелый газойль коксования с установки глубокой переработки мазута.

Одновременно со строительством и вводом в эксплуатацию технологических очередей Антипинский НПЗ приобрел и отремонтировал железнодорожную станцию Антипино, вблизи которой был построен участок готовой продукции (УГП) площадью 15 га, предназначенный для отгрузки светлых нефтепродуктов (бензин, дизельное топливо) ж/д транспортом. УГП связан с основной площадкой завода технологическими трубопроводами общей протяженностью около 3 км. На участке размещены две двусторонние наливные эстакады, позволяющие одновременно производить налив 71 железнодорожной цистерны (что составляет ставку РЖД), с промежуточным резервуарным парком объемом в 20 тыс. куб. м. Ввод в эксплуатацию УГП увеличил суммарную мощность завода по наливу нефтепродуктов до 8 млн тонн в год (3 млн тонн базовая + 5 млн тонн УГП).

Кроме того, в начале 2014 года на Антипинском НПЗ введены в эксплуатацию пятиступенчатые очистные сооружения, стоимость строительства которых превысила 100 млн долларов. Мощности очистных сооружений предусматривают прием и очистку всех производственно-дождевых и бытовых стоков, образующихся на объектах завода. Сточные воды, поступающие на очистные сооружения, проходят полный цикл очистки перед сбросом в реку Туру: предварительную очистку (песколовки с осадителями), физико-химическую очистку (сепараторы, импеллерные флотаторы), биологическую очистку с мембранными биореакторами, доочистку (сорбционные фильтры и ультрафиолетовое обеззараживание). Очистные сооружения обеспечивают качество сброса в реку Туру, полностью удовлетворяющее требованиям водоемов рыбохозяйственного назначения. Практически все качественные показатели очищенных сточных вод лучше показателей исходной воды в Туре.

Http://www. acexpert. ru/archive/nomer-35-699/vpered–znachit-vglub. html

Переработка нефти делится на первичную переработку и вторичную переработку полученных продуктов.

Углубленная переработка нефти на Мини НПЗ имеет ряд особенностей.

    Как правило в отличие от крупных НПЗ, Мини НПЗ используют не постоянное по физико-химическим характеристикам сырье. Часто в процессе поиска сырья происходит перенастройка оборудования с внесением изменений в существующую технологию производства. Использование высокотехнологичных процессов каталитического крекинга и высокоэффективных катализаторов требует развитой инфраструктуры и стабильного по физико-химическим характеристикам сырья. Поэтому стоимость введения новой технологии превосходит стоимость существующего завода в разы. В результате этого производственные затраты становятся выше по сравнению с крупными заводами, так как на долю себестоимости существенно сказывается показатель низкой производительности. Данное производство становится не рентабельным. Процессы углубления переработки нефти для Мини НПЗ должны быть дешевыми и простыми. Не должно быть высоких требований к качеству получаемых топлив в результате вторичных процессов. К таким процессам можно отнести — висбрекинг, термокрекинг, Бимт технология, технологии битумного производства, магнитные резонаторы. В зависимости от качества используемого сырья должна выбираться необходимая дальнейшая технология. Вот несколько направлений, повышения глубины переработки нефти на Мини НПЗ.

    Основные направления переработки в зависимости от показателей качества сырья)

    Введение процесса вакуумной перегонки мазута в технологическую схему первичной переработки нефти с целью получения вакуумного газойля и гудрона.

Как видно из схемы сырье условно можно разделить на две группы: высокопарафинистое и высокосмолистое.

Для переработки высокопарафинистого сырья на Мини НПЗ применимы технологии деструктивных процессов, задачей которых является повышение выхода светлых компонентов.

Данный процесс может быть использован на Мини НПЗ в разрезе повышения глубины переработки

На 15-20%. Основным оборудованием является реактор периодического заполнения. Использование двух и более реакторов позволяет производить регенерацию катализатора без остановки основного процесса. Регенерация катализатора производится за счет подачи в него дозированного количества кислорода. Так называемое выжигание. В качестве катализатора может быть использованы цеолит содержащие катализаторы

Как правило сырьем для такой установки служит не мазут, а вакуумный газойль, который получается при разгонке мазута под вакуумом. К сожалению можно пересчитать по пальцам Мини НПЗ использующие вакуумную колонну.

Минусом данного процесса является повышение селективности в сторону образования бензиновых фракций и газа. Таким образом селективность используемого катализатора существенно влияет на рентабельность производства.

Процесс термического крекинга может использоваться на Мини НПЗ при переработке высокопарафинистого низкосернистого сырья. К такому сырью относятся нефти месторождений Республики Калмыкия, Республики Дагестан, Казахстана, ряда месторождений Краснодарского края.

Большое количество парафинов позволяет вести процесс с высокой селективностью в сторону образования керосино-дизельных фракций. Для использования этого процесса нет необходимости в катализаторе, что существенно упрощает технологию. Повышение глубины переработки на 15-20%

Данный процесс может быть задействован при переработке высокопарафинистого сырья с целью снижения вязкости получаемого при первичной переработке мазута. Побочным продуктом в результате термодиструкции является бензино-керосиновая фракция. Поскольку получаемый продукт является целевым отличным от первичного состояния, глубина переработки может определятся в пределах 95 %, однако данное определение некорректно, и определяющим является выход светлых компонентов. Таким образом глубина процесса висбрекинга не выше 5-10%.

Рентабельность процесса висбрекинга зависит от соотношения стоимости исходно мазута с высоковязкими характеристиками и продукта полученного в результате обработки.

Процесс коксования является одним из перспективных направлений развития отрасли Мини НПЗ, поскольку позволяет обеспечить переработку практически любого сырья вплоть до нефтешламов. Глубина переработки процесса позволяет поднять общую глубину переработки на НПЗ до 85-90%. К сожалению данный процесс наименее развит в промышленности даже крупных НПЗ. Поэтому его применение на Мини НПЗ на сегодняшний день остается только в перспективе. Однако к сведению, в Дагестане используется технология коксования примитивным способом.

Одним из ограничивающих факторов для использования термодеструктивных процессов является качество получаемых продуктов. В результате деструкции длинных цепочек углеводородов получаются непредельные углеводороды, которые в дальнейшем подвергаются осмолению и полимеризации. Также катализатором процесса осмоления является содержание высокого количества серы. В результате качество полученных топлив снижается за несколько дней (происходит осмоление). На крупных НПЗ для остановки процессов ухудшения качества топлив использую вспомогательный процесс гидроочистки, который позволяет насытить непредельные углеводороды атомами водорода. Как правило водород содержащий газ используемый в данном процессе получают либо паровой конверсией метана либо от установки каталитического реформинга.

Таким образом видно, что использование процессов гидроочистки для малых НПЗ сложно доступно.

Поэтому из вышеперечисленных процессов наиболее вероятными процессами которые могут быть задействованы в производстве являются процессы термического крекинга и висбрекинга, с определенными ограничениями.

Нашим предприятием разработана технология на основе процессов прямой термической деструкции совмещенной с преобразованием получаемых продуктов на катализаторе изомеризации. По сути это совмещение процесса висбрекинга, термокрекинга с процессом каталитической изомеризации с дальнейшей перегонкой продуктов на установке первичной переработки нефти. Качество получаемых продуктов позволяет использовать данную технологию для повышения рентабельности производства.

Для переработки сырья с высоким содержанием смол и асфальтенов процессы термической деструкции малоэффективны, поскольку качество получаемых продуктов еще хуже чем при переработке высокопарафинистого сырья. Поэтому одним из перспективных направлений является технология производства битума. Для производства битума наиболее подходят высокосмолистные нефти, а вот содержание парафина существенно снижает качество и уменьшает спектр получаемых продуктов.

Использование технологии производства битума в структуре Мини НПЗ позволяет поднять глубину переработки до 80-85%. НОУпром уже реализовано несколько объектов на базе установок модельного ряда МБУ. В состав данных установок входит модуль вакуумной разгонки мазута, позволяющий использовать в качестве сырья для установки мазут полученный на установке первичной переработки нефти.

Одним из направлений предлагаемом сегодня на рынке является использование систем позволяющих обрабатывать исходное сырье магнитным полем высокой частоты. Такой процесс нельзя отнести ко вторичным процессам, поскольку обработка происходит до первичной перегонки нефти. Производители оборудования заявляют, что обеспечивают повышение уровня выхода светлых фракций от 5 до 15%. С нашей точки зрение, такое явление возможно за счет улучшения реологических свойств нефти под воздействием магнитного поля. Так называемая «дефрагментация диска» если сравнивать с терминами компьютерного мира. Однако не всегда молекулы в исходном сырье расположены настолько хаотично, чтобы воздействие магнитного поля оказало существенное влияние на реологию. Поэтому и разброс выхода светлых компонентов очень велик.

Данный процесс наименее изучен наукой. На сегодня есть несколько ученых которые занимаются данным процессом. В основу входит та же деструкция углеводородов за счет разрыва длинных цепей. Изобретенный способ основан на эффекте сопла Лавалля либо на использовании центробежной силы и сил поверхностного напряжения, образующихся между ротером и статором. К сожалению такие процессы не решают проблему качества получаемых топлив, а всего лишь находят способ альтернативы термодеструктивным процессам.

Таким образом наиболее перспективными направлениями в области углубления переработки Мини НПЗ являются 3 основных:

Http://podelki-dlja-dachi. ru/shema-npz-s-glubokoy-pererabotkoy/

350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина п” title=”2 Пути повышения глубины переработки нефти Мазут (>350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина п” class=”link_thumb”> 2 2 Пути повышения глубины переработки нефти Мазут (>350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина переработки нефти до 75-85% масс. Очистка гудрона Глубина переработки нефти до 85-95% масс. 350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина п”> 350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина переработки нефти до 75-85% масс. Очистка гудрона Глубина переработки нефти до 85-95% масс.”> 350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина п” title=”2 Пути повышения глубины переработки нефти Мазут (>350 О С) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550 О С) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550 О С) Глубина п”>

3 3 Глубокая переработка нефти в мире Добывающие страны Широкое строительство НПЗ с глубокой переработкой в странах Ближнего Востока Потребляющие страны США – 95,5% Европа – 89-95% Страны Юго-Восточной Азии – 85-95% Запрет Китая на импорт нефтепродуктов

4 4 Глубокая переработка нефти в России 27 НПЗ 1,9-20 млн. т/г 16 НПЗ 3 НПЗ 3 Количество процессов глубокой переработки нефти 11 НПЗ 2 2 НПЗ 1 11 НПЗ Без процессов глубокой переработки 35 мини – НПЗ тыс. т/г Без процессов глубокой переработки Глубина переработки нефти – 72,1% Загрузка НПЗ –79,5% 2007 г. Объем переработки нефти – 229 млн. т

5 5 Вклад нефтяных компаний России в углубление переработки нефти за г. ОАО «ТАИФ-НК» Нижнекамск Каталитический крекинг, 0,85 млн. т/г. (2006г.) Висбрекинг, 1,8 млн. т/г. (2003г.) Рязань Мягкий гидрокрекинг, 2,9 млн. т/г. (2005г.) Каталитический крекинг, 2,5 млн. т/г. (2001г.) Висбрекинг гудрона, 1,3 млн. т/г. (2001г.) Саратов Висбрекинг гудрона, 0,8 млн. т/г. (2001г.) ОАО «ТНК-ВР» 50% ОАО «ТНК-ВР» +50% ОАО «Газпром нефть» Ярославль Каталитический крекинг, 1,3 млн. т/г. (1999г.) Гидрокрекинг, 2,1 млн. т/г. (2005г.) Висбрекинг, 1,5 млн. т/г. (2006г.) ПермьГидрокрекинг, 3,5 млн. т/г. (2004г.) Ухта Висбрекинг, 1,0 млн. т/г. (2007г.) ОАО «ЛУКОЙЛ»

6 6 Комплекс каталитического крекинга ОАО «Таиф-НК» – пример создания объекта мирового уровня российскими компаниями От идеи до завершения строительства прошло 6 лет 2000 год – идея 2006 год – начало эксплуатации Базовый проект – ОАО «ВНИИНП», ОАО «ВНИПИнефть» Рабочий проект – ОАО «ВНИПИнефть» Поставка оборудования – российские компании Строительство – ОАО «УК КамаГлавстрой» Авторский надзор – ОАО «ВНИИНП», ОАО «ВНИПИнефть» Целевой продукт – высокооктановый бензин, соответствующий стандарту Евро-4 Это стало возможным в перерабатывающей компании

7 7 Прогноз глубины переработки нефти в России % Увеличение глубины переработки нефти с 2008 по 2016 г. на 9,7% Будет построено 5 комплексов глубокой переработки нефти

8 8 Стратегия Правительства России в области глубокой переработки нефти Основные положения К 2016 году довести глубину переработки нефти в России до 80% Приоритеты отдавать строительству новых комплексов глубокой переработки нефти Довести качество нефтепродуктов до мирового уровня Довести потребление нефти на душу населения России с 0,6 до 1,0 т. Продавать на экспорт преимущественно не нефть, а качественные нефтепродукты

9 9 Резкое увеличение прибыльности НПЗ. Смена стратегического курса России. Усиление роли государства. Первые новые комплексы глубокой переработки нефти в Ярославле, Рязани, Перми, Нижнекамске Приватизация нефтепереработки. Не построено ни одного комплекса глубокой переработки нефти. Анализ российского периода работ по глубокой переработке нефти 1992 – 2000 г. г г. г.

10 10 Ближайшее будущее комплексов глубокой переработки нефти в России гг. Кириши (Сургутнефтегаз) Гидрокрекинг вакуумного газойля Висбрекинг гудрона 2,9 млн. т/год 1,8 млн. т/год Кстово (ЛУКОЙЛ) Легкий гидрокрекинг вакуумного газойля Каталитический крекинг 2,5 млн. т/год 2,0 млн. т/год Нижнекамск (Татнефть) Гидрокрекинг вакуумного газойля Каталитический крекинг Замедленное коксование Когенерация 2,9 млн. т/год 1,1 млн. т/год 2,4 млн. т/год 1,5 млн. т/год Пермь (ЛУКОЙЛ) Каталитический крекинг2,5 млн. т/год Комсомольск (Роснефть) Замедленное коксование0,6 млн. т/год

11 11 Опыт США по резкому увеличению глубины переработки нефти в середине 80-х годов ХХ века Создание правительственной организации, отвечающей перед президентом за увеличение выхода светлых нефтепродуктов из нефти в условиях высоких цен на нефть Создание правительством условий для нефтяных компаний по вложению средств в комплексы глубокой переработки нефти (вложено до 50 млрд. долларов) Жесткий контроль со стороны правительства за ходом строительства таких комплексов. К середине 90-х годов ХХ века программа была в основном выполнена

12 12 Слабая поддержка государства Значительные сроки строительства комплексов Остаточный принцип инвестиций в российские нефтяные компании Резкое удорожание строительства ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Расцвет строительства мини-НПЗ и НПЗ мощностью 1-3 млн. т/г

13 13 Остаточный принцип инвестиций в российские нефтяные компании ПРОБЛЕМАРЕШЕНИЕ Комплексы глубокой переработки нефти финансируются в последнюю очередь Выделение нефтепереработки в отдельный бизнес, который работает от прибыли за нефтепродукты Существующие финансовые модели стимулируют в первую очередь добычу и транспорт нефти Резкое сокращение сроков строительства комплексов

14 14 Значительные сроки строительства комплексов ПРОБЛЕМАРЕШЕНИЕ От идеи до окончания строительства 8-10 лет Создание органа независимого контроля Проектное финансирование только от западных банков Переход на проектное финансирование российскими банками Управление проектом осуществляет команда заказчика Управление проектом осуществляет профессиональная компания Большое количество «слабых» проектов Ростехнадзору необходимо уменьшить количество организаций, проектирующих крупные объекты нефтепереработки и нефтехимии

15 15 Расцвет строительства мини-НПЗ и НПЗ мощностью 1-3 млн. т/год ПРОБЛЕМАРЕШЕНИЕ Снижение таможенных пошлин на нефтепродукты по сравнению с сырой нефтью Дифференциация таможенных пошлин Резкий рост строительства малых НПЗ с низкой глубокой переработкой Упорядочить со стороны государства количество разрешений на такое строительство Малые НПЗ – быстрое решение финансовых проблем местных органов власти Принятие системы мер, ограничивающих появление экологически опасных объектов, выпускающих продукцию, не соответствующую регламенту

16 16 Резкое удорожание строительства ПРОБЛЕМАРЕШЕНИЕ Падение курса доллара, рост цен на нефть, повышение цен на сервис, металл, цемент, рост зарплат Четкий график строительства Создание типовых проектов, установок Создание льгот российским компаниям

17 17 Слабая поддержка государства ПРОБЛЕМАРЕШЕНИЕ Отсутствие должного контроля за планами российских компаний и их реализацией Создание национальной программы «Глубокая переработка углеводородного сырья» Отсутствие контроля за выполнением: – планов Министерства Промышленности и Энергетики по глубокой переработке нефти – регламента по качеству нефтепродуктов Воссоздание комитета (агентства или министерства), осуществляющего независимое руководство этим направлением Недостаточная помощь российским компаниям в конкуренции с зарубежными Защита и поддержка государством российского производителя

18 18 Организация проектного финансирования Два варианта развития процесса: БанкЗаказчик Генеральный подрядчик Объект нефтепереработки или нефтехимии 1. Банк – иностранный, кредит льготный. Заказчик – российский. Генеральный подрядчик – иностранный. Управляющая компания – иностранная. В этом случае российские компании на подхвате. В основном деньги, заработанные за сырье, уходят за границу. 2. Банк российский, кредит льготный. Управляющая компания – российская. Деньги проекта в основном остаются в России.

19 19 Объединение профильных организаций в компанию или холдинг с контрольным пакетом с возможностью конкурирования с крупными иностранными инжиниринговыми компаниями Организация проектного финансирования российскими государственными банками Создание российской государственной инжиниринговой компании по нефтепереработке и нефтехимии

Http://www. myshared. ru/slide/783965/

    Page 1 from 5 ТЭО. Мини НПЗ глубокой переработки. Feasibility study. Deep Conversion Mini Refineries. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Alexander. gadetskiy@inbox. lv Engineering P. F.A MASTER Discipline: PROCESS: Mini Refineries Deep Conversion Name: Sign. Date: 28.01.2015 Page 2 from 5 Содержание 1. Мини – НПЗ глубокой переработки. Референции существующих Мини – НПЗ с индексом Нельсона не менее 5.0…………………………………………………….. …………… 2. Площадка строительства. Обеспеченность энергоресурсами…………………………. 3. Технологическая конфигурация завода. BFD и PFD схемы……………. ……..………. 4. Используемые технологические процессы. Материальные балансы по установкам и по заводу в целом………………………………………………………………………………. 5. Качество сырья, полуфабрикатов и выпускаемой продукции…………………………… 6. Объемы хранения сырья, полуфабрикатов, продукции…………………………………. 7. Расходы энергоресурсов по процессам и по заводу в целом…………………………… 8. Состав ОЗХ завода, с учетом качества и количества энергоресурсов площадки строительства ……………………………………………………………………………………. 9. Генеральный план. Площади застройки…………………………………………………… 10. Этапы строительства и пуска, возможные варианты 11. Капитальные затраты на строительство ………………………………………………….. 12. Операционные затраты по каждой установке и по заводу в целом………………… 13. Экономическая эффективность завода по этапам строительства…………………. 14. Возможные дополнительные источники сырья ……………………………………….. 15. Процесс и этапы строительства – распределение ответственности между участниками проекта……………………. – этапы строительных работ – надзор за строительством и проектированием со стороны Заказчика……………. – список необходимых согласований……………………………………………………… – рекомендации по выбору строительно-монтажной организации………………….. Приложения: Приложение 1. Техническое задание Заказчика…………………………………………. Приложение 2. Состав сырья основного и дополнительного……………………………… Приложение 3. Качественные показатели энергоресурсов…………………………. Приложение 4. PFD схема процесса……………………………. Приложение 5. PFD схема процесса……………………………. Приложение 6. PFD схема процесса……………………………. Приложение 7. PFD схема процесса……………………………. Приложение 8. PFD схема процесса……………………………. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 3 from 5 Приложение 9. PFD схема процесса……………………………. Приложение 10. PFD схема процесса……………………………. Приложение 11. PFD схема процесса……………………………. Приложения 12. Расчеты экономической эффективности…………………. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 4 from 5 1. Мини – НПЗ глубокой переработки. Референции существующих Мини – НПЗ с индексом Нельсона не менее 5.0 Существующее мнение, что Мини – НПЗ это не более чем АТ, в крайнем случае, ВТ и битум, конечно же, верно, но существуют и исключения, приведенные в Таблице 1. Таблица 1. Наименование bbal/d Т. т/год Процессы, кроме АТ, тыс. т/год Индекс НельсонаВТ УЗК/KK ВБ/ТК/Бт Риформинг 9 500 420 250 100/0 100 – 4.21 10 500 500 250 120/0 – 50 3.95 9 500 450 300 – – 80 2.76 8 500 350 150 – 50 – 1.95 12 000 600 450 – 200 – 2.89 6 300 330 250 – – – 1.985 8 300 380 350 – 100 – 2.92 11 000 480 280 – 100 80 3.165 10 000 400 250 0/150 100 50 5.375 5 000 200 180 – – – 2.17 10 000 400 – 100/0 100 80 4.56 14 000 550 – – – 200 2.82 10 250 450 200 – 100 100 3.3 3 000 125 – – – 50 3.0 14 000 700 460 0/330 130 120 5.54 В качестве базовых были рассмотрены Мини – НПЗ Канады и США, как наиболее преуспевающие в этом направлении, но таблицу можно дополнять бесконечно Мини – заводами Китая, Индии. Интересные объекты встречаются и в республиках СНГ, одним из показательных примеров может служить завод в республике Молдова, который при 50 тыс. т/год переработке производит нафту, дизельную фракцию, нафтеновое базовое масло и битум. На титульном листе отчета помещена фотография Great Falls I, Montana. В расчете индекса Нельсона не учитывалась установка по сероочистке газов, т. е расчетные цифры надо увеличивать еще, как минимум на единицу. Что побуждает инвесторов, не в РФ, вкладывать в Мини – НПЗ глубокой переработки, вот несколько причин, которые могут быть обоснованными: – дотации государства при строительстве на переработку тяжелых и трудноизвлекаемых нефтей малых месторождений – дотации государства и налоговые льготы при строительстве в отдаленных районах – возможность синергии выпускаемой номенклатуры нефтепродуктов с предприяттиями, например, горной промышленности (пылеподавители, специальные Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 5 from 5 виды топлив), химической промышленности (сольвенты, растворители) и многое другое, что определяется в каждом конкретном случае при разработке проекта – редкие типы нефтей переработка которых позволяет получать высокомаржинальные продукты даже в случае малых мощностей заводов и установок – расположение Мини – НПЗ в составе развитых промышленных структур, что позволяет отказаться при строительстве от ОЗХ, транспортных коммуникаций, тем самым, увеличив удельные капитальные затраты непосредственно в базовые процессы Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014

Организация производства глубокой переработки кварцевого сырья с получением кремния для солнечной…

Mini refinery feasibility study Introduction The first part of any study into a mini-refinery application is an initial assessment of its economic feasibility. This requires…

Feasibility Study. MA, BDO, PBT Варианты переработки МА БДО ПБТ AGadetskiy

Проект строительства комплекса по производству синтетического топлива и электроэнергии на…

Active Deep Brain Stimulation During MRI: A Feasibility Study J.-C. Georgi,1* C. Stippich,1 V. M. Tronnier,2 and S. Heiland1 The goal of this study was to evaluate the feasibility…

This study is concerned with the first four phase of capital budgeting, viz, planning, analysis, selection and financing and involve market, technical, financial, economical…

The proposed project study deals The proposed project “Establishing Pepsi Cola Distributorship”” will engage in the business selling and distributing Pepsi products…

Feasibility Study. Cross Language Clone Analysis Team 2. Agenda (Needs to be fixed once slides have been set). Team Introduction Task Summary Introduction Scope of Work Description…

Feasibility Study. Cross-language Clone Analysis Team 2. Agenda. Our Team Our Task Introduction and Scope of Work Background Description of Related Research Identification…

1 Report on the Feasibility study for the establishment of a Community Radio Station in Maun (Northwest District). Botswana Submitted to: RETENG: The Multicultural Coalition…

FEASIBILITY STUDY REPORT FOR FAST FOOD RESTAURENT SWADISHTH Submitted to: MR. DR. Y. P SINGH FACULTY OF I. I.S. E LUCKNOW Submitted by: SWAPNIL SRIVASTAVA PGDM –2nd Year ENROLLMENT…

Business Feasibility Study Business Feasibility Study 1. What is Business Feasibility Study? A business feasibility study can be define as a controlled process for identifying…

Http://docslide. us/documents/-feasibility. html

Установки для переработке: мазута, угля, отработанных масел, тяжелых нефтепродуктов, полимерных отходов. Изготовление высокотехнологичных мини НПЗ производится на заводах в Швейцарии, Германии, Франции, Турции, США, Японии и Кореи

Компания в России Интех ГмбХ / LLC Intech GmbH на рынке инжиниринговых услуг с 1997 года, официальный дистрибьютор различных производителей промышленного оборудования, разработает под ваши климатические условия и технические требования оптимальную технологию переработки нефтепродуктов, поставит «под ключ» и проведет шеф-монтаж различных установок мини НПЗ.

Продукты – бензин, дизельное топливо Производительность 2500 тонн/сутки.

Продукты – очищенная нефть, парафины Производительность до 2500 тонн/сутки

Традиционно, в нефтяной промышленности используются крупномасштабные нефтеперерабатывающие заводы, снабжаемые сырой нефтью или газоконденсатом по трубопроводу или с помощью цистерн. Однако, большинство новых месторождений углеводородов, открываемых в мире, происходит в районах, в которых инфраструктура для транспортировки и переработки либо ограничена, либо вообще отсутствует, поэтому производители вынуждены:

    либо развивать дорогостоящую инфраструктуру для транспортировки углеводородов на имеющийся перерабатывающий завод, или строить новый перерабатывающий завод вблизи месторождения, что требует вложения огромных средств и времени. либо устанавливать, предлагаемый нами высокотехнологичный нефтеперерабатывающий мини – завод, для переработки сырья прямо на месторождении или в ином, удобном для заказчика месте.

Высокотехнологичные нефтеперерабатывающие установки, модульно-блочного исполнения, имеют производительность от 10000 до 600000 метрических тонн по сырью в год (200-12000 баррелей в сутки) и могут производить ряд различных продуктов, включая высокооктановый бензин, коммерческое реактивное топливо, керосин, арктическое и летнее дизельное топливо, печное топливо, асфальт, а также гранулированную серу из газов, предотвращая их выбросы в атмосферу.

Две установки или более могут быть установлены на одной площадке, позволяя осуществлять переработку разных типов нефти. Также, в случае остановки одной из установок, другие могут продолжать работать.

Преимуществом предлагаемых установок является тот факт, что производительность нефтеперерабатывающей установки может наращиваться ступенями.

Модели высокотехнологичных нефтеперерабатывающих установок, могут быть смонтированы и пущены в действие в течение нескольких суток после доставки комплектующих на рабочую площадку.

Установки, или мини – заводы, полностью автоматизированы, и после того как оператор установит все контрольные точки, температуры всех продуктов, процесс будет контролироваться автоматически.

Один оператор может осуществить холодный пуск установки менее, чем за два часа и вывести ее на полную мощность. Если характеристики продуктов начинают изменяться или происходит аварийная ситуация, мини – завод автоматически переводится в безопасный режим без участия оператора, а на сигнальной панели зажигается индикатор, указывающий причину остановки.

Оператор должен отрегулировать работу системы, в противном случае мини – завод будет автоматически остановлен.

Для монтажа элементов мини – завода требуется только ровная площадка или бетонная плита без анкерных болтов. Предлагаемые нами НПЗ могут быть изготовлены в считанные месяцы и по доставке запущены за несколько дней без особых затрат на фундамент и могут давать продукцию, работая на полном самообеспечении без подачи электроэнергии, пара и воды. В качестве топлива могут быть применены природный газ, нафта, дизельное топливо или их комбинация.

Предлагаются покупателям мини-нефтеперерабатывающие заводы с мощностью переработки от 200 до 12000 баррелей, по сырью в сутки и более мощное по специальным заказам. Несколько видов продукции дистилляции могут быть одновременно получены в процессе перегонки, такие как легкая нафта, тяжелая нафта, керосин/реактивное топливо, дизельное и печное топливо, а также мазут. Каждый перерабатывающий завод имеет блочно-модульную конструкцию и может быть легко транспортирован к месту добычи сырья или к трубопроводу. Небольшие установки могут быть пущены в действие в течение 48 часов после доставки на подготовленную рабочую площадку, такие установки могут быть легко перемещены на новый участок с минимальным объемом сборочных работ. Продукты, производимые мини-перерабатывающими заводами, могут продаваться на месте или использоваться как сырье для дальнейшей переработки.

Остаточные продукты нефтеперегонки могут использоваться как топливо для дизельных генераторов электроэнергии или в процессе эксплуатации котов, печи и тд. Мини-перерабатывающие установки особенно эффективны в районах, где есть источник сырья, но недостаточно продуктов нефтеперегонки или отсутствуют необходимые мощности нефтепереработки, а также где расходы на транспортировку весьма велики, например, в удаленных районах или на морских платформах.

Первый мини-перерабатывающий завод был запущен тридцать лет назад. Это был завод с производительностью 1000 баррелей в день, размещенный на одной раме, которая включала электрический генератор, горизонтально установленную колонну с ручной установкой в вертикальное положение, а также постоянно закрепленные ручные домкраты для снятия блока с грузовой машины. Цель заключалась в том, чтобы завод мог быть запущен в действие в течение одних суток с момента доставки на место установки, без использования подъемных кранов, бетонных фундаментов или источников электроэнергии.

Предполагалось, что завод будет перемещаться ежемесячно, однако, с течением времени выяснилось следующее:

1. Мини-завод находился на первоначальном месте расположения в течение нескольких лет.

2. В большинстве мест расположения имелся источник электроэнергии или, в случае отсутствия, требуемый источник электроэнергии должен был иметь значительно большую мощность для обеспечения электроэнергией других установок.

3. Подъемные краны имелись на большинстве площадок, так что ручные домкраты не требовались. Так как имелись подъемные краны для установки блоков, стало возможным использование нескольких модулей для более свободного размещения оборудования.

Проанализировав опыт эксплуатации первого установленного мини – завода, был разработан новый подход к конструкции и комплектации, а именно:

    Последние достижения в проектировании и конструкции системы позволяют избежать использование клапанов контроля уровня, контроллеров уровня, стеклянных индикаторов уровня и насосов со всеми вспомогательными трубопроводами. Отсутствие таковых устройств существенно упрощает требования по эксплуатации и техобслуживанию завода. Завод полностью автоматизирован как для самостоятельного функционирования, так и для слежения за рабочим процессом, так что в случае развития потенциально опасной ситуации завод автоматически прекращает работу и специальный сигнализатор дает оператору знать причину остановки. Дополнительно в конструкции предусмотрено помещение для контроля и лаборатория. В объем поставки включается необходимый набор ручных инструментов и лабораторное оборудование, а также необходимые запасные части на два года работы.

    Модели разработаны для работы на севере. Высота над уровнем моря 300 метров Температура: от -50°С до +40°С. Эти установки были установлены в январе 1995 года. Установки производят бензин, буровой раствор, зимний и летний бензин и жидкое топливо. Светлые нефтепродукты используются крупными нефтяными предприятиями для пассажирского автобусного парка и другого транспорта. Жидкое топливо поставляется на продажу местным электрическим и центральным станциям на территории региона.

    Модели разработаны для работы на юге. Высота над уровнем моря 1350 метров Температура: от +1°С до +36°С Эти установки производят бензин.

Сырьем для установок является газоконденсат, сырье подается вниз по трубопроводам на газоперерабатывающее оборудование, где жидкие субстанции извлекаются и перерабатываются.

Газ используется на электростанциях, поставляемых электроэнергию на рудодобывающие предприятия в регионе, для топлива и турбодвигателей.

Первоначально 2 установки были установлены в августе 1991. По мере увеличения бассейна и потребления электроэнергии, в январе 1992 были установлены 2 другие установки с целью регулирования загрузки газоконденсата. Нафта может быть использована в качестве топлива для турбин, в то время как непереработанный конденсат, из-за наличия тяжелых металлов может вызвать изнашивание турбинных лопастей.

Примечание: возможно изготовление НПЗ более высокой мощности по специальному заказу.

Вышеприведенные данные по времени подготовки пуска основаны на том, что завершено строительство вспомогательных сооружений и оборудования, а также имеется подъемный кран на момент поступления комплекта мини – завода на площадку. Для того чтобы, потенциальному заказчику, вычислить производительность завода в метрических тоннах, необходимо умножить число баррелей в сутки на 0,15893, а затем на удельный вес сырья.

По желанию заказчика предлагается следующее дополнительное оборудование и материальное исполнение:

    Использование специальных сплавов при изготовлении завода для переработки высокосернистой нефти. Обессоливатель для удаления соли из сырья. Более подробно Гидроочиститель нафты, реактивного топлива и дизельного топлива для удаления серы из продуктов. Реформеры для производства высокооктанного бензина. Стабилизаторы бензина для уменьшения давления паров Вакуумные асфальтовые установки для производства асфальта Исполнение блоков для работы в холодных и жарких условиях, которые оснащены портативными лабораториями Установки по получению гранулированной серы Каталитический риформер, c разделителем, гидроочисткой, и стабилизатором

Обычно, холодное сырье из терминала, расположенного вне пределов завода, подается на завод сырьевым насосом через регулятор потока. Сырая нефть обменивается теплом с потоками продуктов из атмосферной колонны. Затем сырье поступает в печь, где оно далее нагревается и частично преобразуется в газ. Сырьевая печь является конвекционной печью с прямым пламенным обогревом, использующей отходящий газ, натуральный газ или жидкое топливо. Постоянная температура на выходе печи поддерживается автоматически за счет управления скоростью подачи топлива в печь. Частично преобразованная в газ сырая нефть поступает из печи сырья в зону вспышки атмосферной колонны, где происходит разделение газа и жидкости. Газ поступает наверх колонны, где он охлаждается и частично конденсируется путем орошения, образуя боковые потоки продуктов. Жидкость смешивается с жидкими остатками с первой тарелки над зоной вспышки и поступает в отпарную секцию мазута внизу атмосферной колонны. Пар с верха атмосферной колонны охлаждается и частично конденсируется в конденсоре продуктов с верха колонны, где происходит разделение легкой нестабилизированной нафты, воды и неконденсируемого газа. Вода автоматически выводится из накопителя продуктов с верха колонны и подается за пределы установки. Часть жидкой нафты из накопителя возвращается наверх атмосферной колонны в качестве орошения для поддержания постоянной температуры газа в верху колонны. Остаток нафты подается в хранилище за пределы установки. Неконденсируемый газ из накопителя проходит через обратный клапан и используется как дополнительное топливо в печи сырья.

Неотпаренные продукты с боковых выходов поступают на регулятор температуры колонны и далее в соответствующую отпарную секцию. Продукты с боковых выводов отпариваются с помощью газообразных фракций для контроля точки вспышки.

Продукты поступают со дна отпарной секции на регулятор уровня, охлаждаются путем теплообмена с сырой нефтью и затем подаются на пределы установки. Мазут перекачивается со дна атмосферной колонны через регулятор уровня, проходит через ребойлеры, а затем далее охлаждается в теплообменниках мазут/сырая нефть перед подачей за пределы установки.

Так как отпарные секции боковых продуктов получают тепло от горячих остатков со дна колонны, этот завод не требует подачи пара. Однако на колонне и отпарных секциях обеспечены соединения для подачи пара, если это требуется. Вода требуется только при эксплуатации обессоливателя, если он имеется в составе завода.

Пример технико-экономического обоснования строительства малого нефтеперерабатывающего завода

Первой частью любого анализа применения малого нефтеперерабатывающего завода является начальная оценка его экономической состоятельности. Для этого необходимо понять, что может делать малый НПЗ, а также необходима информация по предполагаемому сырью и глубокое знание локальных условий рынка. Технические вопросы, относящиеся к промышленным технологиям или проектированию редко являются важными на этой начальной стадии осуществимости.

Мини НПЗ (обычно 100000 баррелей в сутки). Капитальные затраты на переработку литра сырой нефти неизбежно высоки на мини НПЗ. Эти экономические издержки могут быть уравновешены при доступе на НПЗ к дешевой сырой нефти (например, из отдаленных или некоммерческих нефтяных бассейнов) и/или при экономии расходов по транспортировке топлива или сырой нефти (обычно в отдаленных или недоступных регионах) и/или правительственные дотации при поддержке экономической активности в удаленных регионах.

Прибрежное расположение предполагаемого мини НПЗ будет тщательно исследовано на случай наличия альтернативы импортируемого переработанного продукта из главных нефтеперерабатывающих стран. С другой стороны, расположение в удаленной или ненаселенной людьми местности обеспечит благоприятные условия для работы мини НПЗ, поскольку долгие расстояния и/или условия дорожного покрытия сказываются на увеличении расходов по транспортировке импортируемого топлива.

Для того, чтобы уменьшить капитальные затраты, мини НПЗ часто оснащается только как простой нефтеперерабатывающий завод для производства продукта прямой перегонки – дизеля или керосина, включая нафту и мазут как побочные продукты.

В некоторых случаях, экономически выгодным может быть использование второй перегонной колонны для вакуумной очистки сырой нефти из атмосферной башни в чистый тяжелый дизель (вакуумный газ-нефть) и тяжелое остаточное масло. Термальная крекинг-установка или коксовик для переработки некоторого количества или всех тяжелых нефтяных остатков в более ценные легкие продукты не является ни практичным, ни экономичным в размерах мини НПЗ.

Нафта является бензиновой фракцией сырой нефти, но она не используется на автомобильных заправочных станциях без повышения октанового числа путем дальнейшей переработки и/или смешивания. В результате снятия с производства во многих странах тетраэтилсвинцовых добавок на заправочных станциях, теперь нет простого (и, следовательно, дешевого) способа увеличения октанового числа нафты в малых масштабах производства. Использование католического преобразователя для реформинга нафты для заправочных станций обычно экономически не оправдано, поскольку капитальные затраты на нее высоки из-за малого объема производства, учитывая, что нафта состоит из не более 25% сырой нефти, некоторое количество которой потребляется во время перерабатывающего процесса. Католический преобразователь, по-видимому, повысит стоимость мини НПЗ для производства продуктов прямой перегонки примерно на 80%–100%

Главной трудностью в реализации проекта мини НПЗ является не решение, что делать с дизелем, а изобретательность, касательно, например, нахождение способа самого экономически выгодного сбыта от 50% до 75% сырой нефти.

Необходимо, чтобы предлагаемый мини НПЗ поставлял переработанный продукт на целевой рынок по более конкурентоспособным ценам, чем существующие поставки топлива. Знание локальных цен на топливо (и другие доступные виды топлива, такие как газ или сжиженный нефтяной газ) на целевом рынке и их конкурентоспособность является решающим для любого анализа технической осуществимости проекта. В некоторых странах цены на топливо в отдаленных регионах могут получать государственные субсидии, что затрудняет для нефтеперерабатывающего завода возможность конкурировать на этом рынке.

В некоторых случаях (но не часто) сырая нефть может быть очень высокого качества и поэтому подходит для использования на тяжелых дизельных установках без необходимости переработки. Хотя сырая нефть и не пригодна для общего дизельного рынка, при условии хорошего качества, она может быть использована при функционировании завода (например, насосы на нефтепроводах сырой нефти).

Переработка продукта прямой перегонки попросту ректифицируется путем очистки сырой нефти в компоненты до точки кипения. Дистилляция не изменяет молекулярную структуру химических компонентов. Поэтому естественные характеристики сырой нефти (или конденсата) и требуемой спецификации конечного переработанного продукта являются определяющими показателями выхода продукта из перерабатывающего завода.

Для того чтобы избежать конденсирования и замасливания на перерабатывающем заводе, необходимо максимально высокое содержание соли в сырой нефти – 1 кг на 1000 баррелей. В случае, когда уровень соли превышает данный показатель, необходимо провести подготовительные процессы. Хотя добавление вещества, расщепляющего соль является целесообразным на мини НПЗ, все же необходимо некоторое количество пресной воды и средства размещения остатков соленой воды

Другие нежелательные компоненты в сырой нефти, такие как сера, будут перебрасываться в общий поток перерабатываемых продуктов. Максимально допустимый уровень серы для переработанных продуктов обычно регулируется государством.

Мазут представляет собой жидкообразный продукт темно-коричневого цвета. Он является остатком выделения нефти и ее производных: бензина, керосина, различных смол, выкипающих при температуре +3600С и выше. В состав мазута входят нефтяные смолы, имеющие молекулярную массу в 500–3000 г/моль и больше. Также встречаются углеводороды, имеющие молекулярную массу 400 до 1000г/моль, карбен, карбоид, асфальтен и органические соединения, содержащие металлы V, Ni, Fe, Mg, Na, Ca.

Физико-химические показатели мазута напрямую зависят от нескольких факторов. Огромную роль играют вещества, входящие в исходный состав нефти, а также различные дистиллятные фракции. В результате чего мазут характеризуется следующими параметрами: уровень плотности при +200С составляет 0,89–1г/см. Уровень плотности мазута, как и уровень плотности любого другого вещества, меняется в зависимости от давления, температуры воздуха, а на открытом пространстве – еще и направления ветра (даже человеческое тело изменяется согласно этим факторам).

Значимым показателем является и уровень вязкости, поэтому при +1000С составляет 8–80 мм/с, содержание серы 0,5–3,5%, содержание золы – максимум 0,3%, температура застывания от +100С до 40С и низший порог уровня теплоты сгорания составляет от 39,4 до 40,7 МДж/моль.

Основным предназначением мазута является его использование в котельных установках, в различных паровых котлах и промышленных печах. Используют его как топливо, горючее, а также в качестве исходного материала для производства флотского мазута, бункерного топлива и тяжелого моторного топлива для крейцкопфных дизельных установок. Из расчета количества исходной нефти выход мазута составляет 50% по массе. В силу необходимости углубления процедуры переработки нефти, мазут подвергают дальнейшей переработке посредством отгона вакуумом дистилляторов, выкипающих при температуре в диапазоне от +3500С до 5000С.

Вакуумные дистилляторы служат основным исходным материалом для создания различных смазочных масел, моторного топлива и горючки. Производство происходит с использованием каталитического крекинга. Иногда применяют и гидрокрекинг. Остающийся в процессе вакуумной перегонки остаток мазута можно использовать для вторичной переработки, а можно изготовить на основе этого остатка гудрон. Получается своего рода непрерывная конвейерная цепь вторичного использования. Ведь гудрон впоследствии перерабатывают в битум, который представляет собой популярнейший материал для настила кровли и ее ремонта. В качестве основных потребителей мазута выступают промышленность, жители как высотных, так и частных домов и, разумеется, военно-морской флот.

Флотский мазут, получаемый в результате смешивания остаточных нефтепродуктов и, в частности, мазута, гудрона, тяжелых газойлей вторичных процессов, а также прямогонных и вторичных дизельных фракций, в отличие от топочного аналога имеет более низкий уровень вязкости, зольности, температуры застывания и калорийности. Основным предназначением флотского мазута является использование в качестве топлива для судовых котельных, а также для мало – и среднеоборотных дизельных установок и газотурбинных агрегатов. В данное время наиболее распространенной маркой мазута является М–100, которая при добавлении дизельного топлива трансформируется в марку М–40. Мазут марки М – 200 характеризуется высоким уровнем вязкости, делающим его затруднительным для применения. Топочный мазут, получаемый в результате вакуумной и атмосферной перегонки с добавлением в состав тяжелых газойлевых фракций, применяется в качестве топлива для технологических установок и стационарных котельных.

Основным предназначением мазута (и в том числе марки М–100) является применение в качестве котельного топлива. Кроме того, данный вид горючего получил широкое применение в качестве топлива для судовых силовых агрегатов, а также отопительных систем различных сфер назначения. Для отопительных систем, на данный момент существует 2 вида мазута, различающихся как составом, так и уровнем вязкости, М–100 и М–40, среди которых наибольшим потребительским спросом пользуется мазут марки М–100. Кроме как топливо, мазут применяется в качестве исходного или добавочного материала при производстве множества видов продукции, и в частности: кокса, битума, моторных и смазочных масел и прочего.

Исходным материалом для производства мазута могут служить как нефтепродукты, так и каменный уголь, и горючие сланцы. Однако тут нужно учесть, что данные виды мазута предназначены для применения непосредственно в местах производства и поэтому не изготавливаются в промышленных объемах. В состав мазута входит большое количество различных компонентов. Среди них присутствуют нефтяные смолы, углеводороды с молекулярной массой 400–1000г/моль, а также карбены и некоторые соединения органического происхождения. Все существующие на сегодняшний день виды мазута имеют темно-коричневый цвет и жидкую консистенцию.

Применяя нефть различного состава, возможно получать мазут с различными физико-химическими свойствами, качество которого напрямую зависит от содержания в его составе серы, а также от уровня плотности и вязкости. Уровень плотности мазута определяется только при температуре воздуха не ниже +200С с обязательным условием, что плотность материала должна составлять 0,89–1 г/см3.

В последние годы специалисты отмечают значительное сокращение запасов природных ресурсов планеты, что обусловливает острую необходимость максимально рационального использования не только основных природных ресурсов, но и более тщательной и эффективной переработки их отходов с целью максимального извлечения полезных веществ. Данное положение относится и к нефтяной промышленности, так как значительное сокращение количества залежей природных углеводородных видов сырья диктует тот факт, что переработка мазута и других нефтяных остатков должна быть более углубленной и эффективной. Максимально эффективная переработка мазута должна привести к значительному сокращению производства котельных видов топлива, так как мазут в большей мере будет применяться для производства моторных видов топлива.

Переработка мазута для производства масел предусматривает три рабочих этапа:

    Производство различных масляных фракций в процессе переработки мазута; Изготовление из полученных масляных фракций основных масляных составляющих; Смешивание масляных фракций с применением различных присадок методом компаундирования.

Для нефти и мазута существуют несколько категорий, имеющих индивидуальный индекс, в соответствии с которым и можно определить пригодность какого-либо вида сырья для производства масла, а также установить шифр нефти. Присвоенный к каждой категории нефти шифр позволяет определить ее класс, а также уровень содержания в ней серы и масляных фракций. Подгруппа нефти определяется в соответствии с уровнем вязкости масляных фракций, в то время как вид нефти определяется в соответствии с уровнем содержания в ее составе парафина.

Процесс переработки мазута для получения масла начинается с процедуры вакуумной перегонки, результатом которой является получение гудрона и трех видов масляных фракций и, в частности, масляного дистиллята маловязких свойств, аналога высоковязких свойств, и широкой масляной фракции. Затем гудрон подвергается процедуре деасфальтизации пропаном с целью извлечения остатков масляных фракций и асфальта. Впоследствии все масляные фракции подвергаются процедуре селекционной очистки, в результате чего добываются экстракты, а очищенные фракции подвергаются процедуре депарафинизации. На заключительном этапе масляные фракции подвергаются процедуре доочистки, повторному делению на фракции и компаундированию с добавлением в состав различных примесей.

Наша компания предлагает три типа модульных установок переработки нефтепродуктов. Применение целого ряда передовых, уникальных технологий позволило значительно увеличить время работы катализатора, и т. к. процессы ведутся при атмосферном давлении значительно снизить металлоемкость, размеры и энергопотребление!

Полностью автономная установка, электропитание мощностью всего 40 — 50кВт.

Установки обслуживаются одним оператором, полностью автоматизированы и выполнены в пожаро – и взрывобезопасном исполнении. При необходимости для серерных регионов утепляются стены, потолк, полы.

Образующиеся попутные газы, дожигаются, позволяя вести процесс нагрева и выработки электроэнергии за счет их сгорания.

УДУС-50-Б. Установка по изомеризации бензина. Перерабатывает прямогонный бензин (нефрас) в товарный 92-95%. Этот бензин соответствует стандартам ЕВРО-3; производительность 50 тонн в сутки, 10% — попутного газа используеются следующим образом: 5% — для нагрева и 5% используеются для получения присадки с октановым числом 115 (ШФЛУ). Установка дополнительно укомплектовывается генераторам, который производит 100 кВт/ч электричества и работает на попутном газе. Предлагаемая нами технологическая система использует катализаторы, которые работают непрерывно в течение 4-5 месяцев. Затем регенерируются. Производительность установки 50 тонн в сутки.2. УДУС-50-Д Установка по переработке некачественного дизеля (любой по составу и цвету) и печного топлива в качественный зимний дизель и высокооктановый бензин. На выходе получается бензин согласно ЕВРО-3 (можно 92 или 95) и дизтопливо, которое дает рекордную предельную температуруфильтруемости (ниже -40°С) и замерзания (ниже -60°С) Так например его используют для разбавления летней солярки с переводом ее в зимнюю. 3-5% попутногогаза используюдся для собствееных нужд (нагрев и получение ШФЛУ). Катализаторы работают 8-10 месяцев, после регенерируются. Производительность установки 50 тонн в сутки.

3. УДУС-50-СГК Установка по переработке газового конденсата. Перерабатывает 50 т. в сутки по сырью. Из газового конденсата получается (в зависимости от исходного сырья) – качественный дизель и высокооктановый бензин. См. подробные данные ниже.

Катализаторы до первой регенерации работают 9-11 месяцев. Производительность установки 50 тонн в сутки.

УДУС-50-М Установка по производству бензина и дизеля из мазутов, (любых самых дешевых, например, обводненных). Перерабатывает 50 т в сутки по сырью. Из мазута получается 50-80% светлых фракций (в зависимости от исходного сырья) 15-20% — бензин 85 – 92; 33-45% – дизель арктический, а во вторичном мазуте, оставшемся после обработки, снижается вязкость (флоцкий мазут, соответствует ГОСТ 10585-99), не теряются товарные свойства. Потери 3 — 5% — попутные газы дожигают и вводят в тех. процесс. Катализаторы работают 5-6 месяцев.

Установка по переработке мазута находится в заключительной стадии разработки.

Во вложении описание некоторых установок. Можно скачать одним файлом по ссылке http://files. mail. ru/6160B4830CBF41259EB77070A6D11AB2

1. Мы занимаемся каталитическими процессами в нефтехимии, разрабатываем технологии для углубленной переработки природных углеводородов.2. В настоящее время разработана и опробована технология, совмещающая в себе как первичные процессы, так и вторичные процессы в нефтепереработке.3. Основным отличием нашей технологии от обычной атмосферной разгонки является то, что на выходе из установки Вы получаете не прямогонный низкооктановый бензин, а высокооктановый, пригодный для компаундирования автомобильных бензинов; не застывающую при плюсовых температурах солярку, а низкозастывающий компонент хорошего дизельного топлива. Особенно преимущества нашей технологии заметны при переработке парафинистых газовых конденсатов и высокопарафинистых нефтей.

4. Мы ориентированы на мини заводы. Установки, которые мы делаем, обычно имеют производительность 45-60 тонн/сутки. По заказу. Стоимость установок весьма различна, поскольку к стандартному исполнению может быть достаточно много опций. Самый полный комплект — установка не нуждается ни в чём со стороны, кроме, естественно, сырья. Она работает на собственном электричестве, охлаждается воздухом итд.

1. Обращаем Ваше внимание, что новые установки номинальной производительностью 50 т/сутки состоят из 3-х частей: 2. 1 блок. Каталитический блок совмещенный с блоком охлаждения, газовым блоком и насосной станцией— 40 футовый контейнер, (выносится за пределы котла и установки на расстояние 16 метров, расстояние до ближайших баков не менее 25 метров).3. 2 блок. Котел термомаслянный или трубчатая печь (выносится за пределы установки на расстояние 16 метров, расстояние до ближайших баков не менее 25 метров).4. Предлагаем 3 вида установки для переработки — бензина прямогонного, печного топлива и газового конденсата.5. Срок изготовления 6 месяцев, ориентировочно 0,5 -1 месяц на доставку, СМР и пуско-наладку. 6. На установке используется 2 тонны катализатора, его хватает для бензиновой установки на 12 мес, для печного топлива и СГК на 6-8 мес. в зависимости от качества исходного сырья.7. Есть некоторые решения по понижению содержания серы (как доп. опция). По поводу установок:

Установка 2-го поколения перерабатывает СГК и печное топливо без газового блока. Газ обычно выходит в количестве 15-16% (из которых 2,5-3% используется самой установкой для ведения процесса) используется на нужды Заказчика (заводят в котельную, ставят паровой котёл, мини турбину и т. д.) кому что надо. Некоторые просто сбрасывают газ на активную свечу? Главное, чтобы безопасно было. Благо экономика позволяет. К примеру СГК можно купить по 15-16 тыс. руб/тонну, а готовое топливо стоит 29-30. Так что экономика приличная есть. И обычно заказчиков не волнуют потери по газу. Поясним, почему не 10% уходит с газом. —

Примерно 10% образуется при каталитическом процессе. Образуется газ сложного состава, где есть практически все виды лёгких углеводородов (водород, метан, этан, этилен, пропан, пропилен и тд). Но, во-первых, в исходном сырье уже есть достаточно много растворенного газа (бывает до 10%), во-вторых, в присутствии инерта конденсация бензиновых паров сильно затруднена, так что с газом уносится достаточно много бензиновых фракций. Плотность уходящего газа примерно 1,7 кг/м3. При переработке 2100 кг/час улетает примерно 250 кг/час (уже за вычетом расхода на собственные нужды), что составляет 147 м3/час.

Установка 3-го поколения оснащается газовым блоком, где часть газа конденсируется и превращается в ШФЛУ (широкая фракция лёгких углеводородов). Это жидкость при комнатной температуре стабильна при избыточном давлении в ёмкости 1-1,5 бар. Такой жидкостью наполнены все газовые зажигалки. Её обычно берут на нефтехимию для производства этилена. Выхода на такой установке такие же, но уменьшаются потери по газу и добавляется ШФЛУ в полученный бензин примерно 4-5% (и поднимает еще дополнительно октановое число). То есть получается примерно 2 тонны ШФЛУ в сутки. Общие потери сокращаются до 10 — 11%. Для ШФЛУ нужны специальные ёмкости, которые рассчитаны на давление и специальные насосы (обычно это погружные насосы). Перевозится в цистернах, предназначенных для жидкостей под давлением. Часть ШФЛУ можно добавлять в полученный бензин, но в таком количестве, чтобы не превысить ДНП бензина (обратите внимание, что ДНП разное летом и зимой по ГОСТу). Можно добавлять в бензин, которым Заказчик торгует (если торгует). Повышается октановое число, но опять: нужно следить за ДНП. Остающийся газ имеет плотность примерно 1,3 кг/м3, его выходит примерно 120 м3/час. Поскольку газ легче, его гораздо спокойнее рассеивать на активной свече.

Установка 4-го поколения производит разделение по другому принципу. Она оснащается блоком низкотемпературной ректификации под давлением. Это позволяет чётко отделить бензин от газа. В газе бензиновых фракций не остаётся, а в бензине остаётся ровно столько газа, чтобы не превышать ДНП (регулируется). Это позволяет увеличить выход бензина на несколько процентов. Вместо ШФЛУ получается СУГ (сжиженный углеводородный газ – пропан бутан). Полученные выхода: для примера из печного топлива Саратов:Газ – 3,1% СУГ– 3,7% (1,85 тонн/сутки)Бензин – 32,8% (с ОЧММ 76-78, ОЧИМ 85-88)Солярка – 51,4% (зимняя)Масло – 9% (маловязкое, низкозастывающее)

Данные полученные из газового конденсата (СГК) компании СеверНефть (из СГК РОСПАН см. выше):Полученные продукты: 47% — дизель зимний, соответствует Евро 443% — бензин октан по моторному методу 80, по исследовательскому 88 и соответствует Евро 42% — мазут (масло)8% — газ (4% на собственные нужды, 4% — ШФЛУ Октан. Число 110) Для СУГ нужны специальные ёмкости, насосы, перевозится в специальных цистернах. Обратите внимание, что плотность СУГ – примерно 0,5 кг/м3, так что в сутки его сливается с установки около 3,7м3 (111м3/мес.) Нужно будет предусмотреть небольшой соответствующий ёмкостной парк. Сухой газ остаётся в количестве примерно 3,1%. Примерно 70 -75% его тратится на ведение технологического процесса. Плотность его около 0,7 кг/м3, как у метана. Остаётся газа примерно 15-16 кг/час или 22 м3/час. Тепловая энергия – 215 кВт. По российским правилам такой газ можно рассеивать даже на пассивной свече. Если ставить газогенератор (микротурбину), то можно получать около 65 кВт электричества, что покроет потребности установки. По поводу получаемых на установке продуктов: Что на самом деле представляют собой продукты, выходящие из установки:1) Бензин. С установки выходит бензин каталитического крекинга, который необходимо незначительными усилиями довести в ГОСТ. Можно, конечно, так отрегулировать процесс, что будет выходить бензин хоть 95, хоть 98. Но, тогда замедляется работа установки, а главное, кроме падения производительности, и растут потери на газ. Чем глубже проводится процесс, тем больше потерь, тем раньше катализатор выйдет из строя. Мы получали октан и 115 для авиаторов, но ценой 40% потерь. Оптимально получать 80 – й бензин. Он за 1 – 1,5 рубля на кг доводится до самого ходового – 92-го. До 95 — за 2 рубля. К тому же современные бензины без кислородсодержащих присадок (типа ММА) никто не выпускает.2) ШФЛУ – широкая фракция лёгких углеводородов см. выше.3) СУГ – обычный пропан-бутан с небольшой долей и-пентана.

4) Солярка. Иногда солярка может выходить слишком тяжёлая (больше 850), тогда её нужно разводить соляркой ГОСТ или регулировать процесс на установке. Такая солярка, особенно зимой, пользуется повышенным спросом. Она обычно выходит с температурой застывания -50 ÷ -600С. Её покупают, чтобы зимой разбавить летнюю, которая вообще никому не нужна в это время. Доводят температуру застывания до -200С и продают как зимнюю. На северах она вообще нарасхват. Подняв немного цетан и загнав плотность в ГОСТ, получится хорошее зимнее дизельное топливо с хорошей вспышкой, в отличии от летней солярки разбавленной керосином.

5) Масло – тяжёлая фракция (темп кипения 360-5200С) практически полностью убраны парафины, так что это низкозастывающая маловязкая жидкость (почти сплошная ароматика). Идёт на судовое топливо, очень востребована в Санкт-Петербурге и Новороссийске (речниками и т. д.), так как обычно это малосернистая жидкость. Ей разбавляют сернистые и застывающие мазуты для бункеровки судов. Некоторые продают как печное топливо. Горит хорошо, удельная теплота сгорания – высокая. _

Основные недостатки существующих установок:1. Уже при начале разгонки СГК из него улетает растворенный газ (в основном – бутан), который сжигается на факеле, а в лучшем случае частично используется на ведение процесса. Количество растворенных газов в СГК – от 6 до 10% по массе. Это не только ухудшает экологию, но и приводит к снижению рентабельности производства.2. Полученный прямогонный бензин не может использоваться как моторное топливо и реализуется по низким ценам как растворитель для лакокрасочной промышленности или как сырье для нефтехимии. Акциз не уплачивается. Содержание этой фракции в СГК обычно от 50 до 70%. Рентабельности производства на этой продукции нет.3. Дизельная фракция, выделенная из СГК, обычно содержит много парафинов. Это приводит к высокой температуре застывания такого дизтоплива. Такое топливо используют только в летний период. Несмотря на то, что по ряду других показателей это топливо не соответствуем нормам технического регламента, оно через несколько фирм продается как товарный продукт. Акциз не уплачивается. Это единственная позиция, которая обеспечивает хоть какую-то рентабельность всего производства.

4. Мазутная фракция собирает в себе основную часть парафинов, что приводит к очень высокой температуре застывания. Продается дешево только для замешивания в высокосернистый мазут для снижения общего содержания серы.

Подводя итоги, можно сказать, что на сегодняшний день простая разгонка СГК на атмосферных установках низкорентабельна, если не убыточна. По мере разработки месторождений количество парафинов в СГК значительно увеличивается, что приводит к полной бессмысленности переработки СГК на таких установках. Нарастающее количество парафинов создает проблемы даже крупным предприятиям (например, Сургутский ЗСК имеет в отходах на сегодняшний день около 300 тыс. тонн парафинов в год).

В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия углеводородов при каталитическом и термическом воздействии с получением максимального количества качественных светлых продуктов. Процесс, технология и аппаратное оформление глубокого каталитического воздействия разработан нашей фирмой.

Входящий СГК разогревается до 360С, при этом испаряются все светлые фракции. Полученные пары направляются в каталитический реактор, где присутствуют три вида катализаторов одновременно воздействующие на углеводороды. При таком каталитическом воздействии одновременно происходит несколько процессов: низкокипящие углеводороды дегидрируются, что приводит к значительному повышению октанового числа этой фракции (на 25-30 пунктов), высококипящие – практически полностью депарафинизируются, а наиболее высококипящие подвергаются крекингу. Присутствие атомарного водорода от дегидрирования легких приводит к облагораживанию непредельных углеводородов в присутствии катализаторов. Сочетание всех этих процессов приводит к высокому качеству получаемых продуктов. Одновременно с этим кубовый остаток (парафинистый мазут) направляется на жидкофазный реактор каталитического крекинга, где происходит его депарафинизация и крекинг. Полученные в этом реакторе светлые, испаряются и подаются в описанный ранее паровой каталитический реактор, где происходит их облагораживание.

Полученный катализат направляется на делитель, где происходит четкое деление на бензиновую и дизельную фракции. Вторичный мазут выводится в небольшом количестве из жидкофазного реактора. Растворенные газы (2-С4), вышедшие при нагреве из СГК смешиваются с газами, образовавшимися при крекинге и дегидрировании, и поступают в газовый блок. В газовом блоке эти газы, совместно с несконденсировавшимися парами бензиновой фракции переводят в СУГ путем конденсации под давлением.

Оставшиеся после этого процесса легкие газы (С1-С2) направляются в горелку на сжигание для ведения процесса.

1. Бензин, полученный по данной технологии, не прямогонный, а высокооктановый, пригодный для непосредственного компаундирования в автомобильное топливо.2. Дизельное топливо, полученное по данной технологии, обладает низкой температурой застывания ниже -60 С, температура вспышки 58-62С, низкая температура фильтруемости (-30—35С), гораздо меньшим содержанием смол.3. Мазут, полученный по данной технологии, обладает более низкой вязкостью, более низкой температурой застывания. Он имеет начало кипения 360С и значительно ближе к судовому топливу, чем традиционный. Егоколичество значительно меньше, чем при традиционной технологии.4. Если выбран вариант установки с глубокой переработкой мазута, его количество может быть сведено к 20-25% от исходного количества мазута.

5. Как опция, может быть выбран вариант с получением гудрона или битума.

Таким образом, данная технология объединяет первичные и вторичные процессы нефтехимии в одном устройстве.

Установки каталитического термокрекинга предназначены для переработки стабилизированного газового конденсата (темного и светлого) в бензин и дизельное топливо по методу каталитического термокрекинга. Производимые продукты:- высокооктановый бензин, выход 30-70%- дизельное топливо с низкой температурой замерзания, выход 15-40%,(в зависимости от исходного сырья)В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия высококипящих углеводородов при каталитическом воздействии с получением максимального количества бензиновой фракции. Процесс, технология и аппаратное оформление глубокого каталитического термокрекинга разработан нашей фирмой. Сырьем может служить темный и светлый стабилизированный газовый конденсат, с температурой кипения до 400 °С. В технологическом процессе химические превращения веществ с выделением тепла отсутствуют. Установка каталитического термокрекинга может применяться как самостоятельно, так и совместно с другими установками: атмосферной, вакуумной и проч. перегонки нефти.

Установки предназначены для работы с минимальным количеством обслуживающего персонала. Установки каталитического термокрекинга адаптированы (по пожеланию Заказчика) для работы на различных видах топлива:- электричество – газ природный, попутный и сжиженный – дизельное топливо – мазут. Установки каталитического термокрекинга укомплектованы лучшим российским и зарубежным оборудованием:

Установки каталитического термокрекинга состоят из нескольких транспортабельных блоков, поставка которых может быть организована в любую точку России и за рубеж. Наши специалисты проводят шеф-монтаж и пуско-наладочные работы, а также сервисное обслуживание оборудования в течение всего срока эксплуатации.

Требования к сырью — Любые углеводороды с температурой кипения 30-400°С (как опция, может использоваться сырье желательно с низкой степенью обводненности).

Технические характеристики1. Производительность по сырью, т/сут (т/год) – 50 (18000)2. Максимальное избыточное давление в аппаратах, МПа — 0,053. Напряжение электропитания внешней сети, В — 3805. Установленная электрическая мощность, кВт — 706. Расход топлива на нагрев сырья, кг/ч — 30

7. Вид топлива для нагрева каталитического реактора: Электричество, мазут, газ, печное топливо

А. К.Курочкин, Научно-исследовательский институт малотоннажных химических продуктов и реактивов, г. Уфа, т/ф (3472)-42-48-34

Для мини-НПЗ основной проблемой является низкая эффективность из-за малой глубины отбора светлых нефтепродуктов от нефти и большого выхода мазута. Создана технология полной переработки мазута в светлые топливные дистиллятные фракции с получением в качестве остаточного продукта – дорожных битумов. Разработаны базовые проекты установок производительностью от 20 до 250 тыс. т/год. Строятся опытно-промышленные установки.

Совершенствование существующих нефтезаводских технологий и создание новых технологических процессов позволяющих увеличить глубину переработки нефти является актуальнейшей экономической и технической проблемой для нефтеперерабатывающей отрасли России.

Среднеотраслевая глубина переработки нефти на НПЗ нефтяных компаний России в 2001 году превысила 70%, при этом, выход светлых нефтепродуктов не достиг и 60%. В промышленно развитых странах мира глубина переработки нефти в среднем выше 80%. В США этот показатель порядка 95%, при этом отношение вторичных процессов к первичной переработке составило 155,0% (1998 г.).

Движущей силой увеличения глубины переработки является растущее потребление моторных топлив, при продолжающемся снижении спроса на тяжёлое котельное топливо.

Новые технологии переработки нефти на российских НПЗ должны стать энерго – и ресурсосберегающими, безотходными или малоотходными, не загрязнять окружающую среду, экономически целесообразными. Ассортимент и качество продуктов и материалов, выпускаемых НПЗ, также должны соответствовать требованиям настоящего времени. Эта проблема особо актуальна для малогабаритных НПЗ, где доля мазута составляет 40-60%.

Что сейчас называют мазутом? Мазут, например, марки М-100 в качестве основного компонента содержит до 50-70% собственно мазут (остаток атмосферной колоны первичной перегонки нефти) с добавлением 20-25% дизельных фракций, а все остальные компоненты, как правило, полупродукты от вторичной переработки нефти.

Безусловно, проблема углубления переработки мазута уже несколько десятилетий является одной из важнейших для российских нефтепереработчиков. Отсталые технологии, изношенность оборудования, отсутствие средств на модернизацию – известные аргументы в защиту трудно решаемых задач по углублению переработки нефти. Переработка высокосернистых нефтей требует значительных капитальных затрат на создание мощностей по очистке товарных нефтепродуктов от сернистых соединений. На крупных НПЗ эта проблема решается введением мощностей по гидроочистке. Но другая половина мазутов является малосернистыми и требует высококвалифицированной переработки. Избыток мазута летом ощущается производителями так же остро, как и его нехватка зимой – для потребителей.

В нынешней российской экономике мазут, в некотором роде, выполняет функцию денег, поскольку является одним из основных экспортируемых видов сырья. На западе уже давно мазутом топить не выгодно, и его закупают в качестве сырья для дальнейшей переработки на нефтеперерабатывающих заводах. И Россия, не имея квалифицированных технологий переработки мазута, охотно продает его за валюту.

Если обратить внимание на сравнение цен светлых нефтепродуктов и мазута, то становится вполне очевидным, что мазут необходимо рассматривать как сырьё для переработки у нас в России, и это будет, как минимум, в 2-3 раза выгоднее, чем топить мазутом или экспортировать его.

В интересах защиты окружающей среды от вредных выбросов необходимо вводить экологические ограничения широкому использованию мазутов в качестве основного вида топлива для котельных и энергетических установок. Альтернатива топочным мазутам создана – это печные топлива, с улучшенными экологическими свойствами, которые могут производиться даже из высокосернистых мазутов.

Качество дорог показывает, что производство высококачественных битумов также является одной из острейших проблем российской нефтепереработки. Надо отметить, что дефицитны не только высококачественные дорожные битумы, но и за обычными битумами летом выстраиваются длинные очереди битумовозов.

При низком спросе мазута в летний период и одновременно, остром дефиците на дорожные и строительные битумы, логично было бы создать технологии переработки мазутов до битумов, малой мощности для обеспечения регионов удаленных от нефтеперерабатывающих центров. Таким образом, можно сформулировать комплекс задач, которые весьма актуальны при поиске новых технологий переработки мазута (рис.1):

Классическая схема переработки нефти (рис.2) по топливному варианту включает в себя традиционные процессы: первичная перегонка нефти на атмосферных трубчатых (АТ) и перегонка мазута на вакуумных трубчатых (ВТ) установках; вторичная переработка гудрона на установках термического крекинга (ТК) или замедленного коксования (ЗК).

Мазут — вязкий продукт тёмно-коричневого цвета, который остается после отделения из нефти продуктов вторичной переработки (фракции бензина, керосина и газойливая), которые выкипают до 350—360°С.

С каждым днем нефтяные запасы истощаются и, поэтому, появилась необходимость в получении альтернативных источников энергии. В такой ситуации находится нефтяная индустрия, значительное сокращение количества ископаемого сырья углеводородных типов, привело к необходимости глубокой переработки мазута и других остатков нефти.

Пиролизное масло, полученное в процессе пиролиза мазута, представляет собой широкую фракцию и соответствует темному печному топливу, что, как известно, коммерчески гораздо выгоднее, нежели реализация мазута как такового.

2. Дистилляция полученного пиролизного масла (при помощи оборудования глубокой переработки мазута «Ректификационная колонна SARGAS»). В результате дистилляции сырья получаются такие коммерческие фракции:

Бензиновая фракция представляет собой горючую жидкость, Октановое число – около 70-ти, а содержание серы – примерно в 1,5-2 раза меньше, чем в исходном мазуте. Дизельная фракция так же содержит в 1,25-1,5 раза меньше серы, чем исходном сырье, а полученная третья фракция – так называемый остаточный мазут – годен для дальнейшего рецикла и таким образом данный вид переработки позволяет полностью переработать сырье в коммерческие фракции без особых усилий.

ЛИЦЕНЗИЯ на деятельность по сбору, транспортированию, обработке, утилизации, обезвреживанию, размещению отходов I-IV классов опасности

Мы содействуем в подготовке и подаче пакета документов для получения Лицензии на деятельность по обращению с отходами всем Клиентам, приобретающим установки FORTAN (от 2-х модулей и больше) и ФОРТАН-М. В случае отказа уполномоченных органов в оформлении Лицензии наша компания обязуется вернуть Клиенту уплаченную ранее сумму за Оборудование.

Приобретая наше Оборудование, вы имеете возможность получить Лицензию на работу с 950 видами отходов.

По вопросам помощи в оформлении Лицензии обращайтесь по телефону +7 978 79 23 544.

Опытно-промышленная установка планируется к запуску в Санкт-Петербурге.

Установки каталитического термокрекинга предназначены для переработки мазутов и других тяжелых нефтяных остатков в бензин и дизельное топливо по методу каталитического термокрекинга.

    высокооктановый бензин дизельное топливо с низкой температурой замерзания вторичный мазут

В основе технологического процесса лежит каталитическая конверсия высококипящих углеводородов при каталитическом воздействии с получением максимального количества дизельной фракции. Процесс, технология и аппаратное оформление глубокого каталитического термокрекинга разработан нашей фирмой.

Сырьем может служить прямогонный мазут, остатки вакуумной перегонки мазута (гудрон и полугудрон), нефтяные остатки других процессов, выкипающие выше 350 ОС.

В технологическом процессе химические превращения веществ с выделением тепла отсутствуют. Технологический процесс ведется при обычном атмосферном давлении. Установка каталитического термокрекинга может применяться как самостоятельно, так и совместно с другими установками: атмосферной, вакуумной и проч. перегонки нефти.

Установки поставляются в полностью автоматизированном варианте. Установки предназначены для работы с минимальным количеством обслуживающего персонала. Установки каталитического термокрекинга адаптированы для работы на различных видах топлива:

    электричество газ природный и сжиженный дизельное топливо мазут

Установки каталитического термокрекинга укомплектованы лучшим российским и зарубежным оборудованием:

Установки каталитического термокрекинга состоят из нескольких транспортабельных блоков, поставка которых может быть организована в любую точку России и за рубеж. Наши специалисты проводят шеф-монтаж и пуско-наладочные работы, а также сервисное обслуживание оборудования в течение всего срока эксплуатации.

Любые тяжелые углеводороды (как опция, может использоваться сырье с любой степенью обводненности).

Установка предназначена для каталитического термического крекинга сырья с последующей ректификацией в ректификационном теплообменном аппарате. В результате сырье разделяется на бензиновую, дизельную и мазутную фракции. Кроме того, отделяется небольшое количество углеводородного газа и воды.

Полученные пары конденсируются и распределяются в емкости для последующей обработки

Принципиальная технологическая схема установки включает три технологически связанных модуля – нагрева и крекинга мазута, ректификационного холодильника и блока сероочистки (опция).

Мазут из промежуточного сырьевого резервуара насосом подается в реактор, где смешивается с химическими добавками и подогревается при постоянной циркуляции через спиральную печь и блок жидкофазного крекинга. При этом отходящие пары поступают в каталитический реактор, где они расщепляются до бензиновой и дизельной фракции.

Ректификационное охлаждение позволяет четко разделить бензиновую и дизельную фракции. Попутный углеводородный газ дожигается в процессе крекинга, снижая затраты на ведение процесса.

Установка поставляется только в коррозионностойком исполнении. Для этого предусмотрено:

    изготовление из стали 12Х18Н10Т основного технологического оборудования; измерительные приборы применяются только в коррозионностойком исполнении;

    1. Производительность по сырью, т/сут (т/год) – 50(18000) 2. Максимальное избыточное давление в аппаратах, МПа – 0,05 3. Напряжение электропитания внешней сети, В – 380 5. Установленная электрическая мощность, кВт – 60 6. Расход топлива на нагрев сырья, кг/ч – 28 7. Вид топлива: Электричество, мазут, газ, печное топливо

Количество производимых продуктов зависит от вида перерабатываемого сырья. Для примера, переработка топочного мазута М-100: Мазут М-100 – 50 тонн – исходное сырье

    1. Фракция бензиновая 35-180 ОС – 5,8 тонн (октановое число 85-95) 2. Фракция дизельная 180-350 ОС – 22,5 тонн (температура застывания -60 градС) 3. Мазут М-100 (Ф-5) – 20 тонн.

При проектировании, изготовлении, испытании, монтаже, эксплуатации и ремонте установки каталитического термокрекинга учтены требования безопасности, установленные:

    ОСТ 26 291-94 «Сосуды и аппараты стальные сварные. Общие технические условия» ПБ 03-584-03 «Правила проектирования, изготовления и приемки сосудов и аппаратов стальных сварных» ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов» ПБ 09-540-03 «Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств» ПБ 09-563-03 «Правила промышленной безопасности для нефтеперерабатывающих производств» РД 09-250-98 «Положение о порядке проведения ремонтных работ на химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производственных объектах» Правила устройства электроустановок (ПУЭ)

Установки каталитического термокрекинга оснащены автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУ ТП), которая обеспечивает: автоматическое поддерживание параметров технологического режима на заданном уровне, регистрацию параметров технологического режима, сигнализацию отклонений параметров от заданных величин, аварийное отключение элементов установки или всей установки в случае достижения значений технологических параметров максимально(минимально) допустимых величин (ПАЗ).

Основными средствами охраны окружающей среды от вредных воздействий нефтепродуктов является использование герметичного оборудования в технологическом процессе каталитического термокрекинга. Количество разъемных соединений сведено к минимуму.

Технология производства нефтепродуктов на установке каталитического термокрекинга исключает жидкостные выбросы, а следовательно – их вредное воздействие на окружающую среду.

Оборотная вода, погружные и контактные теплообменники, градирни, факельные трубы, как правило являющиеся источниками загрязнения окружающей среды, в технологии установки не применяются.

Нефтепродукты, производимые на установке, не обладают способностью образовывать токсичные соединения в воздушной среде и сточных водах в присутствии других веществ или факторов при температуре окружающей среды.

При производстве, хранении и применении нефтепродуктов должны быть предусмотрены меры, исключающие попадание их в системы бытовой и ливневой канализации, а также в открытые водоемы.

Установка каталитического термокрекинга устанавливается на открытой площадке согласно технических условий на размещение. Для размещения установки каталитического термокрекинга потребитель разрабатывает проект привязки в соответствии с действующими нормами и правилами проектирования.

Потребитель оборудует склад нефтепродуктов, который оборудуется системами освещения, заземления, молниезащиты, пожарной связи и сигнализации, пожаротушения, водоснабжения, промышленной и ливневой канализации.

В соответствии с требованиями СанПиН 2.2.1/2.1.1.1200-03 санитарно-защитная зона (СЗЗ) установки каталитического термокрекинга составляет 1000 м и может быть в обоснованных случаях уменьшена.

    ООО ГорМаш располагает технологиями обессеривания углеводородов, способными в три раза снизить содержание серы в получаемых продуктах. Нами планируется в 2016 году завершение работ по созданию технологий, которые позволят получать продукты переработки, удовлетворяющие требованиям ЕВРО-4 и ЕВРО-5.

Ну тут уже теплоизоляцию сделали и приехала машинка с отработкой! Совсем скоро пуск-

Но это было довольно темное ( на нижнем видео бутылочка слева) и дизелькой поэтому сложно назвать – доработали дефлегматор итог топливо пошло в разы светлее:

Сейчас займусь доработкой установки, так как время нагрева очень большое.. , теперь главный вопрос уменьшить время нагрева сырья – отработки в установке..а это значит увеличить производительность ну и качество. Через пару недель думаю покажу, сейчас нагрев до испарения перегонки часов 10-12. думаю уменьшу это время раза в три.

Такое топливо пошло после доработки дефлегматора..то есть уже чище.. так то просто очень темное шло. тёмный коричневый цвет. Можно еще доработать, то есть понятно что и как..но пока не до этого.. нужно уменьшить время нагрева. Ну и немножко побаловались химией. смолы осели. они в осадке.. времени сильно на это не тратили поэтому быстро все..но работает:

Http://xn--80aafdeecpid5absgpbas9cwd6g. xn--p1ai/dizelnoe-toplivo/pererabotka-mazuta-v-dizelnoe-toplivo. html

    Page 1 from 5 ТЭО. Мини НПЗ глубокой переработки. Feasibility study. Deep Conversion Mini Refineries. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Alexander. gadetskiy@inbox. lv Engineering P. F.A MASTER Discipline: PROCESS: Mini Refineries Deep Conversion Name: Sign. Date: 28.01.2015 Page 2 from 5 Содержание 1. Мини – НПЗ глубокой переработки. Референции существующих Мини – НПЗ с индексом Нельсона не менее 5.0…………………………………………………….. …………… 2. Площадка строительства. Обеспеченность энергоресурсами…………………………. 3. Технологическая конфигурация завода. BFD и PFD схемы……………. ……..………. 4. Используемые технологические процессы. Материальные балансы по установкам и по заводу в целом………………………………………………………………………………. 5. Качество сырья, полуфабрикатов и выпускаемой продукции…………………………… 6. Объемы хранения сырья, полуфабрикатов, продукции…………………………………. 7. Расходы энергоресурсов по процессам и по заводу в целом…………………………… 8. Состав ОЗХ завода, с учетом качества и количества энергоресурсов площадки строительства ……………………………………………………………………………………. 9. Генеральный план. Площади застройки…………………………………………………… 10. Этапы строительства и пуска, возможные варианты 11. Капитальные затраты на строительство ………………………………………………….. 12. Операционные затраты по каждой установке и по заводу в целом………………… 13. Экономическая эффективность завода по этапам строительства…………………. 14. Возможные дополнительные источники сырья ……………………………………….. 15. Процесс и этапы строительства – распределение ответственности между участниками проекта……………………. – этапы строительных работ – надзор за строительством и проектированием со стороны Заказчика……………. – список необходимых согласований……………………………………………………… – рекомендации по выбору строительно-монтажной организации………………….. Приложения: Приложение 1. Техническое задание Заказчика…………………………………………. Приложение 2. Состав сырья основного и дополнительного……………………………… Приложение 3. Качественные показатели энергоресурсов…………………………. Приложение 4. PFD схема процесса……………………………. Приложение 5. PFD схема процесса……………………………. Приложение 6. PFD схема процесса……………………………. Приложение 7. PFD схема процесса……………………………. Приложение 8. PFD схема процесса……………………………. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 3 from 5 Приложение 9. PFD схема процесса……………………………. Приложение 10. PFD схема процесса……………………………. Приложение 11. PFD схема процесса……………………………. Приложения 12. Расчеты экономической эффективности…………………. Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 4 from 5 1. Мини – НПЗ глубокой переработки. Референции существующих Мини – НПЗ с индексом Нельсона не менее 5.0 Существующее мнение, что Мини – НПЗ это не более чем АТ, в крайнем случае, ВТ и битум, конечно же, верно, но существуют и исключения, приведенные в Таблице 1. Таблица 1. Наименование bbal/d Т. т/год Процессы, кроме АТ, тыс. т/год Индекс НельсонаВТ УЗК/KK ВБ/ТК/Бт Риформинг 9 500 420 250 100/0 100 – 4.21 10 500 500 250 120/0 – 50 3.95 9 500 450 300 – – 80 2.76 8 500 350 150 – 50 – 1.95 12 000 600 450 – 200 – 2.89 6 300 330 250 – – – 1.985 8 300 380 350 – 100 – 2.92 11 000 480 280 – 100 80 3.165 10 000 400 250 0/150 100 50 5.375 5 000 200 180 – – – 2.17 10 000 400 – 100/0 100 80 4.56 14 000 550 – – – 200 2.82 10 250 450 200 – 100 100 3.3 3 000 125 – – – 50 3.0 14 000 700 460 0/330 130 120 5.54 В качестве базовых были рассмотрены Мини – НПЗ Канады и США, как наиболее преуспевающие в этом направлении, но таблицу можно дополнять бесконечно Мини – заводами Китая, Индии. Интересные объекты встречаются и в республиках СНГ, одним из показательных примеров может служить завод в республике Молдова, который при 50 тыс. т/год переработке производит нафту, дизельную фракцию, нафтеновое базовое масло и битум. На титульном листе отчета помещена фотография Great Falls I, Montana. В расчете индекса Нельсона не учитывалась установка по сероочистке газов, т. е расчетные цифры надо увеличивать еще, как минимум на единицу. Что побуждает инвесторов, не в РФ, вкладывать в Мини – НПЗ глубокой переработки, вот несколько причин, которые могут быть обоснованными: – дотации государства при строительстве на переработку тяжелых и трудноизвлекаемых нефтей малых месторождений – дотации государства и налоговые льготы при строительстве в отдаленных районах – возможность синергии выпускаемой номенклатуры нефтепродуктов с предприяттиями, например, горной промышленности (пылеподавители, специальные Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014 Page 5 from 5 виды топлив), химической промышленности (сольвенты, растворители) и многое другое, что определяется в каждом конкретном случае при разработке проекта – редкие типы нефтей переработка которых позволяет получать высокомаржинальные продукты даже в случае малых мощностей заводов и установок – расположение Мини – НПЗ в составе развитых промышленных структур, что позволяет отказаться при строительстве от ОЗХ, транспортных коммуникаций, тем самым, увеличив удельные капитальные затраты непосредственно в базовые процессы Dipl. engineer Alexander Gadetskiy, phone: +40 (748) 148 257; e-mail: alexander. gadetskiy@inbox. lv Certificate of registration on engineering activities and technical consultations № F4/172/17.02.2014

Организация производства глубокой переработки кварцевого сырья с получением кремния для солнечной…

Mini refinery feasibility study Introduction The first part of any study into a mini-refinery application is an initial assessment of its economic feasibility. This requires…

Feasibility Study. MA, BDO, PBT Варианты переработки МА БДО ПБТ AGadetskiy

Проект строительства комплекса по производству синтетического топлива и электроэнергии на…

Active Deep Brain Stimulation During MRI: A Feasibility Study J.-C. Georgi,1* C. Stippich,1 V. M. Tronnier,2 and S. Heiland1 The goal of this study was to evaluate the feasibility…

This study is concerned with the first four phase of capital budgeting, viz, planning, analysis, selection and financing and involve market, technical, financial, economical…

The proposed project study deals The proposed project “Establishing Pepsi Cola Distributorship”” will engage in the business selling and distributing Pepsi products…

Feasibility Study. Cross Language Clone Analysis Team 2. Agenda (Needs to be fixed once slides have been set). Team Introduction Task Summary Introduction Scope of Work Description…

Feasibility Study. Cross-language Clone Analysis Team 2. Agenda. Our Team Our Task Introduction and Scope of Work Background Description of Related Research Identification…

1 Report on the Feasibility study for the establishment of a Community Radio Station in Maun (Northwest District). Botswana Submitted to: RETENG: The Multicultural Coalition…

FEASIBILITY STUDY REPORT FOR FAST FOOD RESTAURENT SWADISHTH Submitted to: MR. DR. Y. P SINGH FACULTY OF I. I.S. E LUCKNOW Submitted by: SWAPNIL SRIVASTAVA PGDM –2nd Year ENROLLMENT…

Business Feasibility Study Business Feasibility Study 1. What is Business Feasibility Study? A business feasibility study can be define as a controlled process for identifying…

Http://documents. tips/documents/-feasibility. html

На рисунке внешний вид светлых продуктов, полученный из мазута путем дробной конденсации паров его крекинга, без их дополнительной очистки

В настоящее время все большее распространение получают технологии, применимые в условиях мининефтеперерабатывающих заводов (мини НПЗ), с объёмом переработки нефти около 50 тыс. т. в год в зависимости от марки топлива. Это обусловлено интенсивным развитием районов Крайнего севера, Центральной и Восточной Сибири, требующих увеличения объёмов потребления горюче-смазочных материалов (ГСМ), а также ростом стоимости самих ГСМ и их доставки до потребителя в труднодоступные и удалённые районы, что делает все более востребованным получение качественных нефтепродуктов из нефти на месте ее добычи или вблизи месторождений. Однако, зачастую технологии, связанные с глубокой переработкой нефти, в частности каталитического гидрокрекинга газойля и более тяжелых нефтяных остатков, традиционно применяемых на крупных НПЗ, не применимы на мини НПЗ по экономическим причинам.

Предлагаемая технология позволяет с высокой эффективностью реализовать процесс крекинга с целью получения светлых нефтяных фракций, служащих основой для выработки моторных топлив, а также осуществить переработку остатка крекинга.

В зависимости от производительности и экономической целесообразности, предлагаемая технология может быть реализована в виде непрерывного или полупериодического процесса, описание технологических схем, которые приведены ниже.

    Высокая технико-экономическая эффективность процесса и малые капиталозатраты на производство, обусловленные простотой процесса, отсутствием избыточного давления и относительно не высокой температурой крекинга. Низкие энергозатраты на крекинг – в процессе крекинга поддерживается баланс между экзотермическими реакциями окисления эндотермическими реакциями непосредственно самого крекинга. Отсутствие кокса и малый выход газов крекинга, большой выход светлых фракций. Высокое качество получаемых светлых фракций. Бензиновая фракция характеризуется, в зависимости от типа тяжелого нефтяного остатка, октановым числом (ОЧИ) 80-92, дизельная фракция – цетановым числом порядка 45-50 и хорошими смазывающими свойствами. Нет необходимости подготовки (удалению серы) сырья крекинга с целью повышения выхода светлых фракций и снижение коксообразования. Многократное снижение содержания серы в продуктах крекинга, что особенно характерно для полупериодического процесса и обусловлено окислением серосодержащих органических соединений до сульфонов и сульфооксидов, с последующим их термическим распадом на диоксид серы и углеводороды. Общее суммарное во всех жидких продуктах окислительного крекинга (битум, дизельная и бензиновая фракции) снижение содержания серы может достигать величины 85% от первоначального содержания серы в исходном сырье крекинга. При этом основная часть серы содержится в остатке крекинга (битуме), а содержание серы в светлых фракциях минимально. Возможность получения тяжелого нефтяного топлива из остатка крекинга, либо его дальнейшая переработка с получением дополнительных количеств светлых нефтяных фракций.

Тяжелый нефтяной остаток (ТНО), в качестве которого может быть использован мазут, в том числе некондиционный, гудрон и жидкие нефтешламы, в том числе асфальтизированные, из подогреваемой емкости Е1 с помощью насоса Н1 подается в печь П2, где происходит их нагрев до t=450 o С. С помощью газодувки Г1 атмосферный воздух подается в печь П1, где нагревается до t=450 o С. В качестве источника тепла используются топочные газы, которые образуются при сжигании газов окислительного крекинга. Разогретые ТНО и воздух смешиваются в струйном кавитационном аппарате СКА1 и подаются в реактор окислительного крекинга Р1. Некоторое количество реакционной смеси из Р1 дополнительно обогащаются разогретым воздухом в СКА2.

Р1 представляет собой пустотелый аппарат колонного типа. С верхней части Р1 выводится парогазовая фракция (ПГФ), содержащая газы окислительного крекинга, включая азот в виде балластного газа, пары светлых нефтяных фракций и капли уноса более тяжелых нефтяных фракций.

ПГФ разделяется в сепараторе С1 на тяжелую нефтяную фракцию (ТНФ) и легкую фракцию (пары светлых нефтепродуктов и неконденсируемые газы крекинга).

Легкая фракция поступает на РК1, где происходит ее разделение на бензиновую фракцию БФ (НК180 o С), дизельную фракцию ДФ (180-350 o С), газы крекинга и кубовый остаток (КО).

КО объединяется с потоком ТНФ из С1 и по своим свойствам соответствует дорожному битуму марки БН 60/90. Газы крекинга используют в качестве энергоносителя для выработки технологического тепла.

Разделенные в РК1 БФ и ДФ могут рассматриваться в качестве самостоятельного товарного продукта, либо после сероочистки могут служить основой для выработки товарных моторных топлив.

Http://niixt. ru/page/Okislitelny-kreking-48

А. К. КУРОЧКИН, к. т.н., технический директор, A. B. КУРОЧКИН, к. т.н., зам. директора по науке,

Модернизация действующих НПЗ на углубление переработки нефти с производством бензинов и дизтоплив европейского уровня качества не ниже Евро-3 и Евро-4 является главной задачей основной топливно-энергетической отрасли России на ближайшие годы. В статье показан один из возможных путей перевода отечественной нефтепереработки за короткий срок и по малобюджетному сценарию на глубину переработки нефти не ниже 80 — 85%.

ВИСБРЕКИНГ, ТЕРМАКАТ, ГЛУБОКАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ (ГПН), ИНТЕГРИРОВАННЫЕ СХЕМЫ, БАЗОВЫЕ ТЕХНОЛОГИИ_

Одним из рациональных малобюджетных путей для повышения технико-экономических показателей российских НПЗ является модернизация действующих производств с внедрением интегрированных вторичных процессов, позволяющих уже на первом технологическом переделе достичь глубины переработки более 80% с последующим облагораживанием полученных светлых дистиллятов по известным технологическим схемам до сертифицируемого уровня качества.

Высокую рентабельность НПЗ, производящим высококачественные бензины и дизельные топлива по Евро-3 и Ев-ро-4, может обеспечить только высокая прибыльность, а высокую прибыльность, в первую очередь, гарантирует глубокая переработка нефти (ГПН) [1].

Расчеты показывают: 111-й уровень глубины переработки нефти (выход бензина и дизтоплива в сумме более 80%) при высоком качестве получаемых нефтепродуктов даже на малых НПЗ (мощностью 100 — 200 тыс. тонн нефти в год) гарантирует получение чистой прибыли с одной тонны перерабо-

RATIONAL SCHEMES OF MODERNIZATION OF THE RUSSIAN REFINERIES FOR ACHIEVING OF THE DEPTH OF OIL REFINING UP TO 80 – 85%

Article showns the possible way to remake the domestic oil refining on depth not lower 80 — 85 % for while short term and with small budget.

Известно, что оснащенность российских НПЗ вторичными процессами не достигает и 50%. Каким процессам вторичной переработки, обеспечивающим эффективное углубление переработки нефти, отдать предпочтение? Основополагающий фактор выбора технологии — сумма капитальных вложений.

На основании опубликованных данных мы рассчитали стоимость удельных капиталовложений на строительство установок в составе средне-тоннажных и малых НПЗ по группам технологий: 1 — обеспечивающих глубину переработки; 2 — качество светлых моторных топ-лив; и 3 — вспомогательных объектов, поддерживающих стабильную работу первых двух групп [3].

В качестве вторичного базового процесса, обеспечивающего при минимальных капвложениях максимальную выработку светлых бен-зино-дизельных фракций уже на начальном этапе переработки нефти, мы приняли процесс висбре-кинга мазута, широко известного под названием Винклера-Коха.

ТЕРМАКАТ®» [4]. Балансовые показатели выработки светлых фракций по нему в несколько раз выше, чем в традиционном висбрекинге. Это достигнуто за счет оптимального учета особенностей химических и физико-химических превращений, протекающих при термической переработке нефтяного сырья [5].

Сохранив прежнее название по своей технологической и кинетической сущности, процесс получил новое назначение как базовый, для максимальной выработки бензино-дизельных фракций из мазута в интеграции с атмосферной колонной перегонки нефти. Вакуумная колонна не нужна. Выход бензино-дизельных фракций на нефть достигает 85 — 88%. Мазут и гудрон как малоценные полупродукты из ассортиментного состава продукции исключены, вместо них производятся вы-

Сококачественные сорта неокисленных дорожных битумов. Выход битумов минимален: 12 — 16% на западно-сибирскую нефть.

Блок-схему НПЗ (см. рис.) на основе интегрированных процессов можно рассматривать как три основных производства (в каждом из них по 3 — 5 технологических процессОВ):

Предложенной концепции компоновки проектируемых новых заводов показывает, что ряд традиционных схем и процессов на современном этапе не оптимален или устарел для комплектации НПЗ. К таким процессам в наших схемах переработки относятся, в частности, процессы вакуумной ректификации и каталитического крекинга.

— замена трех дорогостоящих нефте-заводских установок. То, что в схемы переработки нефти не включаются традиционные процессы вакуумной ректификации мазута, висбрекинга гудронов, каталитического крекинга вакуумных дистиллятов, существенно упрощает схему и снижает стоимость НПЗ, позволяя эффективно решать перспективные задачи нефтеперерабатывающей отрасли.

Это придает новое качество простому термическому процессу висбрекинга

— теперь он может заменить целый набор дорогих процессов, давая более высокий выход светлых фракций, меньшие потери, при этом обеспечивая выработку более дорогого и востребованного остаточного продукта (битума). Можно добиться глубины переработки

— 96%, если битум довести до кондиции «жидкий кокс», а на конце технологических переделов завода поставить установку гидрокрекинга остатков. Капитальные затраты на строительство установки гидрокрекинга малой мощности будут гораздо меньшими, поскольку и сырья (жидкого кокса) будет меньше по сравнению с гудроном и битумом.

Пилотными пробегами более чем на 70 видах нефтяного сырья и опытом промышленных испытаний подтверждено, что усовершенствованный висбре-кинг-процесс обеспечивает высокую конверсию сырья в светлые дистилляты, при этом выход остаточных продуктов в виде неокисленных дорожных битумов минимален.

На основе процесса «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» создано более десятка базовых технологий и блок-схем перспективных интегрированных НПЗ, нацеленных на производство высококачественных нефтепродуктов и обеспечивающих III-й уровень глубины переработки нефти [3,4]. Технико-экономические расчеты показывают, что создаваемые мало – и среднетоннажные НПЗ на основе названных базовых технологий весьма рентабельны, и их стоимость в 1,5 — 1,7 раза ниже стоимости НПЗ традиционной комплектации. Срок окупаемости капиталовложений, в зависимости от мощности и схемы НПЗ-ГПН, составляет не более 3 — 5 лет, включая проектирование и строительство. Это позволяет рекомендовать процесс в качестве базового как для создания новых производственных мощностей, включая мало – и средне-тоннажные установки, производства и заводы, так и для реконструкции крупнотоннажных действующих НПЗ, проводящих структурную модернизацию на углубление переработки нефти.

На основе базовой технологии АТ — «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» в Тюменской области построен НПЗ-0,08-111-е3 с проектной мощностью 80 тыс. тонн нефти в год на производство 85% бензинов и дизтоплив с качеством по категории Евро-3. Пуск завода ожидается в ближайшие месяцы (фото).

Обсуждаемая концепция имеет высокую эффективность при модернизации действующих производств НПЗ, таких как установки АТ, АВТ, Висбре-кинга, битумного производства.

Промышленный однореакторный блок ТЕРМАКАТ, смонтированный на атмо-сферно-вакуумной установке DRW-II на польском НПЗ в г. Ясло, обеспечил до-

Полнительный выход бензино-дизель-ных фракций на 14% [6]. Срок окупаемости затрат на реконструкцию оказался менее месяца.

На примере польского опыта мы убедились, что в силу малых капитальных затрат на модернизацию и реконструкцию действующих АТ и АВТ — «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» наиболее эффективный процесс для обеспечения значительного увеличения выработки светлых бензино-дизельных фракций на существующих и строящихся НПЗ.

Переработка мазута по технологии «Висбрекинг-ТЕРМАКАТ®» гарантирует перевод российских НПЗ на европейский уровень глубины переработки нефти (85 — 88%) с минимальными капиталовложениями в минимально короткий срок. Литература

1. А. К. Курочкин, А. В. Курочкин, Р. Н. Гимаев. Современный НПЗ — максимальная экономическая эффективность. Современные региональные НПЗ. Новые интегрированные конфигурации современного НПЗ III-го уровня глубины переработки. — Серия статей. Территория Нефтегаз. 2006. №№ 5,6,8,9,10,12; 2007. №№ 1,3.

2. А. К. Курочкин, А. В. Курочкин. Высокую рентабельность малым НПЗ гарантирует только глубокая переработка нефти. — Доклад на международном форуме «Малые НПЗ в России — Новая волна» // М., 17 — 18 сентября 2007.

3. А. К. Курочкин, А. В. Курочкин, Г. В. Пашаян. Современные высокорентабельные малые НПЗ на базе технологии ТЕРМАКАТ®. — Доклад на форуме «Независимый сектор нефтяного рынка — производство нефтепродуктов» // М., 17 — 18 сентября 2007.

4. Р. Н. Гимаев, А. К. Курочкин. Технология кардинального углубления переработки нефти. — Материалы пленарного заседания VI Конгресса нефтегазопромышленников России. «Нефтегазовый комплекс — реальность и перспективы» // Уфа, май 2005. С. 87 — 98.

5. А. К. Курочкин, А. В. Курочкин. «Ви-сбрекинг-ТЕРМАКАТ®» — процесс для максимальной выработки дизтоп-лива и бензина // Доклад на 11-й Конференции и выставке России и стран СНГ по технологиям переработки нефтяных остатков // М., 17 — 18 апреля 2007.

6. Р. Н. Гимаев, А. К. Курочкин, К. Н. Козлов, А. В. Курочкин, А. А. Курочкин. Перспективные НПЗ III-го уровня глубины переработки нефти на основе нового базового процесса // Нефтегазовая вертикаль. 2005. №18. С. 73. ■

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.

БУШУЕВ В. В., КРЮКОВ В. А., САЕНКО В. В., ТОКАРЕВ А. Н., ШАФРАНИК Ю. К., ШМАТ В. В. — 2012 г.

Http://naukarus. com/ratsionalnye-shemy-modernizatsii-rossiyskih-npz-na-dovedenie-glubiny-pererabotki-nefti-do-80-85

По университетскому политехническому образованию в качестве учебного пособия

Для студентов высших учебных заведений, обучающихся по направлению подготовки

О??Основное оборудование технологических установок НПЗ: учебное пособие / И. Р. Кузеев[и др.]. – Уфа: Изд-во УГНТУ, 2013. – 129 с.

В учебном пособии приведена краткая характеристика и классификация нефтеперерабатывающего завода. Рассмотрено четыре типа наиболее распространенного оборудования нефтеперерабатывающего завода, которые были выбраны в качестве реальных объектов: вертикальных колонных массообменных аппаратов, теплообменных аппаратов, центробежных насосов и трубчатых печей: изложена классификация данных типов оборудования, приведено описание конструкций и принципа их работы.

Данное пособие разработано для студентов специальностей151000 «Технологические машины и оборудование».

Учебное пособие также будет полезно для преподавателей дисциплин, входящих в соответствии с Государственным образовательным стандартом специальности 130603 «Оборудование нефтегазопереработки».

1 Краткая характеристика и классификация нефтеперерабатывающих заводов. 6

1.3 Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России. 17

2 Описание основного оборудования, выбранного в качестве реальных объектов расчета и проектирования. 24

2.2.2 Кожухотрубчатые теплообменные аппараты, их типы и конструктивное исполнение 69

Современные химические, нефтеперерабатывающие предприятия – это сложные комплексы машин и аппаратов, оснащенные оборудованием, способные функционировать в условиях низких температур и высоких давлений, в глубоком вакууме и в агрессивных средах. Процесс нефтепереработки постоянно совершенствуется, происходит техническое перевооружение на уровне технологий и аппаратной конфигурации, разрабатываются и внедряются высокоинтенсивные энерго – и ресурсосберегающие технологии, цель которых – решение вопросов, связанных с углублением переработки нефти и оптимизации качества получаемых нефтепродуктов.

В учебном пособии приводится описание нефтеперерабатывающего завода (НПЗ), на котором в большинстве случаев осуществляется деятельность выпускников вузов данной специальности; дается обоснование выборав качестве реальных объектов и описание четырех наиболее распространенных типов оборудования НПЗ: колонного массообменного аппарата, теплообменного аппарата, центробежного насоса и трубчатой печи.

Учебное пособие предназначено в помощь при выполнении курсовых и квалификационных работ для студентов всех форм подготовки, обучающихся по направлению 151000 «Технологические машины и оборудование»

Пособие является иллюстративным материалом к таким учебным дисциплинам, как «Основы профессиональной деятельности», «Основные технологии и технологические комплексы нефтегазового производства», «Тепло – и массообменные процессы и аппараты технологических систем», «Основы конструирования и расчета технологического оборудования», «Технологическое оборудование».

На нефтеперерабатывающих заводах осуществляется большое число разнообразных процессов, предназначенных для получения из исходного сырья (нефти или газа) целевых продуктов: бензина, керосина, дизельного топлива, масла, парафина, битумов, сульфокислот, деэмульгаторов, кокса, сажи и др., включая сырье для химической промышленности. Такими процессами являются: транспортирование газов, жидкостей и твердых материалов; нагревание, охлаждение, перемешивание и сушка веществ; разделение жидких и газовых неоднородных смесей; измельчение и классификация твердых материалов и другие физические и физико-химические процессы. В последние годы в нефтеперерабатывающей промышленности все больший объем занимают химические процессы как основа глубокой переработки нефтяного сырья.

Однотипные физические, физико-химические и химические процессы характеризуются общими закономерностями и в различных производствах осуществляются в машинах и аппаратах, работающих по одному принципу.

Общие для различных производств нефтепереработки процессы в зависимости от основных законов, определяющих их, подразделяют на [1, 2, 3]:

– гидромеханические процессы (перемещение жидкостей и газов, разделение жидких и газовых неоднородных систем, перемешивание жидкостей);

– тепловые процессы (нагревание, охлаждение, выпаривание, конденсация);

– массообменные процессы (они объединены законами массопередачи и включают перегонку, ректификацию, абсорбцию, адсорбцию, экстракцию, кристаллизацию и сушку);

– механические процессы (измельчение, транспортирование, сортировка и смешение твердых веществ);

– химические процессы (они объединены законами химической кинетики и включают разнообразные химические реакции).

Все названные процессы осуществляются в соответствующих аппаратах и машинах, конструкция которых определяется наиболее целесообразным способом и конкретными условиями осуществления данного процесса.

Оборудование нефтеперерабатывающих заводов разнообразно как по назначению, так и по конструктивному оформлению. Далее рассмотрены только четыре наиболее распространенных типа оборудования, выбранных в качестве реальных объектов для разработки различных видов СРС, в которых обеспечивается преемственность в изучении дисциплин: колонные аппараты, теплообменные аппараты, центробежные насосы и печи.

Нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) (рисунок 1.1) представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов, состоящих из цехов, установок (рисунок 1.2), блоков, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование промышленного предприятия (товарно-сырьевые, ремонтно-механические цеха, цеха КИПиА, паро-, водо – и электроснабжения, цеховые и заводские лаборатории, транспортные, пожаро – и газоспасательные подразделения, медпункты, столовые, диспетчерская, дирекция, отделы кадров, финансов, снабжения, бухгалтерия и т. д.). [1]

Целевое назначение НПЗ – производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы – и товаров народного потребления) [2].

Технологические процессы, при помощи которых осуществляется переработка нефти на НПЗ, условно можно разделить наПервичныеИ Вторичные.

К Первичным относится первичная переработка нефти: обессоливание и обезвоживание, атмосферная и атмосферно-вакуумная перегонка; вторичная перегонка бензинов, дизельных и масляных фракций.

1) термические процессы (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пирполиз);

2) термокаталитические процессы (каталитический крекинг и риформинг, гидроочистка, гидрокрегинг, селектоформинг);

3) процессы переработки нефтяных газов (алкилирование, полимеризация, изомеризация);

4) процессы производства масел и парафинов (деасфальтизация, депарафинизация, селективная очистка, адсорбционная и гидрогенизационная доочистка);

5) процессы производства битумов, пластических смазок, присадок, нефтяных кислот, сырья для получения технического углерода;

6) процессы производства ароматических углеводородов (экстракция, гидроалкелирование, диспропорционирование) [2].

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов.

МощностьЗависит от многих факторов, прежде всего от востребованности тех или иных нефтепродуктов экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий.

Общеизвестно, что крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок и комбинированных производств на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных, земельных ресурсов, а так же значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных расходов. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих (и нефтехимических) предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства и, что особенно недопустимо, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

По мощности НПЗ условно можно подразделить на мини заводы, заводы малой, средней и большой мощности (рисунок 1.2).

Http://infopedia. su/1x52f. html

Презентация для школьников на тему “Перспективы развития процесса глубокой переработки нефти” по экономике. pptCloud. ru — удобный каталог с возможностью скачать powerpoint презентацию бесплатно.

2 Пути повышения глубины переработки нефти Мазут (>350ОС) Вакуумная перегонка Вакуумный газойль (Фракция 350-550ОС) Каткрекинг Гидрокрекинг Масляное производство Коксование Гидрокрекинг Битумное производство Висбрекинг Гудрон (>550ОС) Глубина переработки нефти до 75-85% масс. Очистка гудрона Глубина переработки нефти до85-95% масс.

3 Глубокая переработка нефти в мире Добывающие страны Широкое строительство НПЗ с глубокой переработкой в странах Ближнего Востока Потребляющие страны США – 95,5% Европа – 89-95% Страны Юго-ВосточнойАзии – 85-95% Запрет Китая на импорт нефтепродуктов

4 27 НПЗ1,9-20 млн. т/г 16 НПЗ 3 НПЗ 3 Количество процессов глубокой переработки нефти 11 НПЗ 2 2 НПЗ 1 11 НПЗ Без процессов глубокой переработки 35 мини – НПЗ10-700 тыс. т/г Без процессов глубокой переработки Глубина переработки нефти – 72,1% Загрузка НПЗ –79,5% 2007 г. Объем переработки нефти – 229 млн. т

5 ОАО «ТАИФ-НК» Нижнекамск Каталитический крекинг, 0,85 млн. т/г. (2006г.) Висбрекинг, 1,8 млн. т/г. (2003г.) Рязань Мягкий гидрокрекинг, 2,9 млн. т/г. (2005г.) Каталитический крекинг, 2,5 млн. т/г. (2001г.) Висбрекинг гудрона, 1,3 млн. т/г. (2001г.) Саратов Висбрекинг гудрона, 0,8 млн. т/г. (2001г.) ОАО «ТНК-ВР» 50% ОАО «ТНК-ВР» +50% ОАО «Газпром нефть» Ярославль Каталитический крекинг, 1,3 млн. т/г. (1999г.) Гидрокрекинг, 2,1 млн. т/г. (2005г.) Висбрекинг, 1,5 млн. т/г. (2006г.) Пермь Гидрокрекинг, 3,5 млн. т/г. (2004г.) Ухта Висбрекинг, 1,0 млн. т/г. (2007г.) ОАО «ЛУКОЙЛ»

6 От идеи до завершения строительства прошло 6 лет 2000 год – идея 2006 год – начало эксплуатации Базовый проект – ОАО «ВНИИНП», ОАО «ВНИПИнефть» Рабочий проект – ОАО «ВНИПИнефть» Поставка оборудования – российские компании Строительство – ОАО «УК КамаГлавстрой» Авторский надзор – ОАО «ВНИИНП», ОАО «ВНИПИнефть» Целевой продукт – высокооктановый бензин, соответствующий стандарту Евро-4 Это стало возможным в перерабатывающей компании

7 % 2008 2016 Увеличение глубины переработки нефти с 2008 по 2016 г. на 9,7% Будет построено 5 комплексов глубокой переработки нефти

8 К 2016 году довести глубину переработки нефти в России до 80% Приоритеты отдавать строительству новых комплексов глубокой переработки нефти Довести качество нефтепродуктов до мирового уровня Довести потребление нефти на душу населения России с 0,6 до 1,0 т. Продавать на экспорт преимущественно не нефть, а качественные нефтепродукты

9 Резкое увеличение прибыльности НПЗ. Смена стратегического курса России. Усиление роли государства. Первые новые комплексы глубокой переработки нефти в Ярославле, Рязани, Перми, Нижнекамске Приватизация нефтепереработки. Не построено ни одного комплекса глубокой переработки нефти. 1992 – 2000 г. г. 2000 – 2008 г. г.

11 Создание правительственной организации, отвечающей перед президентом за увеличение выхода светлых нефтепродуктов из нефти в условиях высоких цен на нефть Создание правительством условий для нефтяных компаний по вложению средств в комплексы глубокой переработки нефти (вложено до 50 млрд. долларов) Жесткий контроль со стороны правительства за ходом строительства таких комплексов. К середине 90-х годов ХХ века программа была в основном выполнена

12 Слабая поддержка государства Значительные сроки строительства комплексов Остаточный принцип инвестиций в российские нефтяные компании Резкое удорожание строительства ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ГЛУБОКОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Расцвет строительства мини-НПЗ и НПЗ мощностью 1-3 млн. т/г

Http://pptcloud. ru/ekonomika/perspektivy-razvitiya-protsessa-glubokoy-pererabotki-nefti

Поделиться ссылкой:

Добавить комментарий