Объем переработки нефти – Технологии и товары

Объем переработки нефти на Орском НПЗ незначителен и не превышает 3 млн т в год. [1]

Объем переработки нефти увеличился примерно в 7 раз, причем почти половина нефти перерабатывалась на новых трубчатых установках прямой перегонки. [2]

Объем переработки нефти может быть увеличен в результате строительства новых, более мощных, технологических установок или улучшения использования уже действующих. [3]

Объем переработки нефти может быть увеличен двумя путями: строительством новых более мощных технологических установок и улучшением использования уже действующих. [4]

Объем переработки нефти может быть увеличен двумя путями: путем строительства новых, более мощных технологических установок и путем улучшения использования уже действующих. [5]

Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. [6]

Объемы переработки нефти за этот период полностью обеспечат потребность народного хозяйства в нефтепродуктах, при значительном улучшении их качества. За 1959 – 1965 гг. мощность заводов по первичной переработке нефти будет увеличена в 2 1 – 2 2 раза. Для решения поставленных задач необходимо создание новых крупных нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов. [7]

Объемы переработки нефти на установках АТ-1, АТ-2, ЭЛОУ-АВТ, АТ-3, задания по выпуску керосина и дизельного топлива распределяются по этапам. [8]

Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. [9]

Объем переработки нефти может быть увеличен двумя путями: строительством новых более мощных технологических установок и улучшением использования уже действующих. [10]

Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. [11]

Объем переработки нефти в Советском Союзе непрерывно растет, увеличивается количество НПЗ, усложняются технологические процессы, расширяется переработка высокосернистых и смолистых нефтей, вызывающих особенно интенсивное загрязнение аппаратуры. Переход на химическую чистку аппаратуры НПЗ с минимальными затрами ручного труда значительно ускорит ремонтные работы аппаратуры и оборудования и даст несомненный высокий экономический эффект. [12]

Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. [13]

Объем переработки нефти зависит от осуществления того или иного направления. Объем переработки нефти по первому направлению тем больше, чем меньше от нее отобрано светлых нефтепродуктов. [14]

Http://www. ngpedia. ru/id203585p1.html

Процесс переработки нефти по глубине переработки можно разделить на два основных этапа:

1. разделение нефтяного сырья на фракции, различающиеся по интервалам температур кипения (первичная переработка);

2. переработка полученных фракций путем химических превращений содержащихся в них углеводородов и выработка товарных нефтепродуктов (вторичная переработка). Углеводородные соединения, содержащиеся в нефти, имеют определенную температуру кипения, выше которой они испаряются. Первичные процессы переработки не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции:

В) мазут, который подвергается дополнительной перегонке (при дистилляции мазута получаются соляровые масла, смазочные масла и остаток – гудрон). П. В.И. Фрейгин. Исследование состояния и перспектив направлений переработки нефти и газа, нефте – и газохимии и РФ // В. И. Фрейгин, О. Б. Брагинский – М.: Экон-Информ, 2011.

В связи с этим нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов (в частности, каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование), призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рисинок 1).

Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рисунок 2).

Рисунок 2. – Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета ОАО “Газпром”)

При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76 (80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рисунок 3).

При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22%, т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Коржубаев, Л. В. Эдер. Анализ тенденций развития нефтяного комплекса России: количественные оценки, организационная структура // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2009 Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).

К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты.

Http://studwood. ru/1815440/tovarovedenie/problemy_pererabotki_nefti

На тему: Разработка экологических нормативов промышленного предприятия.

НПЗ представляет собой совокупность основных нефтетехнологических процессов (установок, цехов, 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.). Целевое назначение НПЗ — производство в требуемых объеме и ассортименте высококачественных нефтепродуктов и сырья для нефтехимии (в последние годы — и товаров народного потребления).

Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как НПЗ (исчисляемой миллионами тонн в год), так и составляющих их технологических процессов. В этой связи на НПЗ исключительно высоки требования к уровню автоматизации технологических процессов, надежности и безопасности оборудования и технологии, квалификации обслуживающего персонала. Мощность НПЗ зависит прежде всего от потребности в тех или иных нефтепродуктах района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Крупные предприятия экономически эффективнее, чем мелкие. На крупных НПЗ имеются благоприятные предпосылки для сооружения мощных высокоавтоматизированных технологических установок на базе крупнотоннажных аппаратов и оборудования для более эффективного использования сырьевых, водных и земельных ресурсов и значительного снижения удельных капитальных и эксплуатационных затрат. Но при чрезмерной концентрации нефтеперерабатывающих предприятий пропорционально росту мощности возрастает радиус перевозок, увеличивается продолжительность строительства, ухудшается экологическая ситуация внутри и вокруг НПЗ.

Отличительной особенностью НПЗ является получение разнообразной продукции из одного исходного нефтяного сырья. Ассортимент нефтепродуктов НПЗ исчисляется обычно сотнями наименований. Характерно, что в большинстве технологических процессов производят преимущественно только компоненты или полупродукты. Конечные товарные нефтепродукты получают, как правило, путем компаундирования нескольких компонентов, производимых на данном НПЗ, а также добавок и присадок. Это обусловливает необходимость иметь в составе НПЗ разнообразный набор технологических процессов с исключительно сложной взаимосвязью по сырьевым, продуктовым и энергетическим потокам. По ассортименту выпускаемых нефтепродуктов НПЗ делятся на группы:

Среди перечисленных выше нефтеперерабатывающих предприятий наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку по объемам потребления и производства моторные топлива значительно превосходят как смазочные масла, так и продукцию нефтехимического синтеза. Естественно, комплексная переработка нефтяного сырья (т. е. топливно-масляно-нефтехим.) экономически более эффективна по сравнению с узкоспециализированной. Наряду с мощностью и ассортиментом нефтепродуктов, важным показателем НПЗ является глубина переработки нефти (ГПН). Глубина переработки нефти — показатель, характеризующий эффективность использования сырья. По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. Разумеется, НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под ГПН подразумевается суммарный выход в % на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ). В современной нефтепереработке принято подразделять НПЗ (без указания разграничивающих пределов ГПН) на два типа: с неглубокой переработкой (НГП) и глубокой переработкой нефти (ГПН). Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа ГПН: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По признаку концентрирования остатка удобно классифицировать НПЗ на 4 типа:

Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ. Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания.

Для преобладающего выпуска ДТ в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга. Наиболее важным показателем структуры НПЗ является набор технологических процессов, который должен обеспечить оптимальную ГПН и выпуск заводом заданного ассортимента нефтепродуктов высокого качества с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами. Каждый из выбранных технологических процессов, их оборудование, уровень автоматизации и экологической безопасности должны соответствовать новейшим достижениям науки и техники. При минимизации капитальных и эксплуатационных затрат наиболее значительный эффект достигается, когда в проекте предусматривается строительство НПЗ на базе крупнотоннажных технологических процессов и комбинированных установок. При комбинировании нескольких технологических процессов в единую централизованно управляемую установку в сочетании с укрупнением достигают:

— экономии капитальных вложений в результате сокращения резервуарных парков, трубопроводов, технологических коммуникаций и инженерных сетей, более компактного расположения оборудования и аппаратов, объединения насосных, компрессорных, операторных, киповских и др. помещений и тем самым увеличения плотности застройки;

— экономии эксплуатационных затрат в результате снижения удельных расходов энергии, пара, топлива и охлаждающей воды за счет объединения стадий фракционирования, теплообмена, исключения повторных операций нагрева и охлаждения, увеличения степени утилизации тепла отходящих потоков и др., а также в результате сокращения численности обслуживающего персонала (т. е. повышения производительности труда) за счет централизации управления, более высокого уровня автоматизации и механизации и т. д.;

— снижения потерь нефтепродуктов и количества стоков и, следовательно, количества вредных выбросов в окружающую среду.

Считается, что на НПЗ средней мощностью (5…7 млн. т/год) каждый процесс должен быть представлен одной технологической установкой. Однако при такой технологической структуре НПЗ связи между процессами становятся весьма жесткими, резко повышаются требования к надежности оборудования, системе контроля и автоматизации, сроку службы катализаторов. В современной практике проектирования и строительства НПЗ большой мощности (10…15 млн. т/год) предпочтение отдают двухпоточной схеме переработки нефти, когда каждый процесс представлен двумя одноименными технологическими установками. При этом процесс, для которого ресурсы сырья ограничены при данной мощности НПЗ, может быть представлен одной технологической установкой.

Исходя из принятой оптимальной мощности НПЗ топливного профиля, равной 12 млн. т/год, на основании технико-экономических расчетов и опыта эксплуатации современного отечественных и зарубежных заводов принята оптимальной мощность головной установки АВТ, равная 6 млн. т/год.

Наибольшую трудность в нефтепереработке представляет квалифицированная переработка гудронов (остатков вакуумной, а в последние годы — глубоковакуумная переработка) с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, металлов и гетеросоединений, требующая значительных капитальных и эксплуатационных затрат. В этой связи на ряде НПЗ страны и за рубежом часто ограничиваются неглубокой переработкой гудронов с получением таких не топливных нефтепродуктов, как битум, нефтяные пеки.

НПЗ неглубокой переработки нефти характеризуется наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной и глубокой переработкой нефти. Основной недостаток НПЗ неглубокой переработки нефти — большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ — котельное топливо, дизтопливо, автобензины, сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторного топлива ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ неглубокой переработки нефти могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт). Нефтепереработка России, обладающей скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую и безостаточную переработку нефти.

Обычная сырая нефть из скважины – это зеленовато-коричневая легко воспламеняющаяся маслянистая жидкость с резким запахом. На промыслах она хранится в крупных резервуарах, откуда транспортируется танкерами или по трубопроводам в резервуары перерабатывающих заводов. На многих заводах различные типы сырых нефтей разделяются по их свойствам согласно результатам предварительной лабораторной переработки. Она указывает приблизительное количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута, которое можно выработать из данной нефти. Химически нефти очень различны и изменяются от парафиновых, которые состоят большей частью из парафиновых углеводородов, до нафтеновых или асфальтеновых, которые содержат в основном циклопарафиновые углеводороды; существует много промежуточных или смешанных типов. Парафиновые нефти по сравнению с нафтеновыми или асфальтеновыми обычно содержат больше бензина и меньше серы и являются главным сырьем для получения смазочных масел и парафинов. Нафтеновые типы сырых нефтей, в общем, содержат меньше бензина, но больше серы и мазута, а также асфальта

Сырая нефть содержит некоторое количество растворенного газа, который соответствует по составу и строению, природным газам и состоит из легких парафиновых углеводородов. Жидкая фаза сырой нефти содержит сотни углеводородов и других соединений, имеющих точку кипения от 38° С до примерно 430° С, причем процентное содержание каждого из углеводородов невелико. Например, бензиновая фракция может содержать до 200 индивидуальных углеводородов, однако в типичном бензине присутствует лишь около 60 углеводородов – от метана с т. кип. –161° С до мезитилена (ароматического углеводорода), с т. кип. 165° С. Они включают парафины, циклопарафины и ароматические соединения, но олефины отсутствуют. Огромный труд, необходимый для анализа состава углеводородов бензинов, делает практически невозможным проведение этих исследований при обычных шаблонных определениях. Что касается соединений, кипящих при температурах выше 165° С, присутствующих в керосине и высококипящих дистиллятах и остатках, трудности идентификации отдельных компонентов возрастают из-за большого количества соединений, перекрывания их температур кипения и возрастающей тенденции высококипящих соединений к разрушению при нагревании. Поэтому все горючие нефтяные продукты подразделяются на фракции по температурным пределам их кипения и по плотности, а не по химическому составу.

Сырые нефть и газ должны пройти серию стадий в процессе их очистки и переработки, прежде чем они превратятся в окончательные продукты, применяемые в промышленности и быту. После подъема под действием давления газа или воды в полевой (промысловый) сепаратор природный газ и легкий природный бензин удаляются, а жидкая нефть сохраняется. Серия насосных станций, работающих обычно в режиме эстафеты, подает нефть по трубопроводам в хранилища нефтеперерабатывающих предприятий. Там, путем термической обработки в ректификационных колоннах, происходит разделение на бензин, керосин, различные типы газойля, масляные дистилляты и тяжелые остатки, а затем их индивидуальная очистка.

Периодическая перегонка. На начальных этапах развития нефтехимической промышленности сырая нефть подвергалась так называемой периодической перегонке в вертикальном цилиндрическом перегонном аппарате. Процессы дистилляции были неэффективны, потому что отсутствовали ректификационные колонны и не получалось чистого разделения продуктов перегонки. Трубчатые перегонные аппараты. Развитие процесса периодической перегонки привело к использованию общей ректификационной колонны, из которой с различных уровней отбирались дистилляты с разной температурой кипения. Эта система используется и сегодня. Поступающая нефть нагревается в змеевике примерно до 320° С, и разогретые продукты подаются на промежуточные уровни в ректификационной колонне. Такая колонна может иметь от 30 до 60 расположенных с определенным интервалом поддонов и желобов, каждый из которых имеет ванну с жидкостью. Через эту жидкость проходят поднимающиеся пары, которые омываются стекающим вниз конденсатом. При надлежащем регулировании скорости обратного стекания (т. е. количества дистиллятов, откачиваемых назад в колонну для повторного фракционирования) возможно получение бензина наверху колонны, керосина и светлых горючих дистиллятов точно определенных интервалов кипения на последовательно снижающихся уровнях. Обычно для того, чтобы улучшить дальнейшее разделение, остаток от перегонки из ректификационной колонны подвергают вакуумной дистилляции.

Конструкция ректификационных колонн в нефтеперерабатывающей промышленности становится произведением искусства, в котором ни одна деталь не остается без внимания. Путем очень точного контроля температуры, давления, а также потоков жидкостей и паров разработаны методы сверхтонкого фракционирования. Эти колонны достигают высоты 60 м и выше и позволяют разделять химические соединения, т. кип. которых отличается менее чем на 6° С. Они изолированы от внешних атмосферных воздействий, а все этапы дистилляции автоматически контролируются. Процессы в некоторых таких колоннах происходят в условиях высоких давлений, в других – при давлениях, близких к атмосферному; аналогично температуры изменяются от экстремально высоких до значений ниже –18° С.

Склонность к дополнительному разложению более тяжелых фракций сырых нефтей при нагреве выше определенной температуры привела к очень важному успеху в использовании крекинг-процесса. Когда происходит разложение высококипящих фракций нефти, углерод-углеродные связи разрушаются, водород отрывается от молекул углеводородов и тем самым получается более широкий спектр продуктов по сравнению с составом первоначальной сырой нефти. Например, дистилляты, кипящие в интервале температур 290–400° С, в результате крекинга дают газы, бензин и тяжелые смолоподобные остаточные продукты. Крекинг-процесс позволяет увеличить выход бензина из сырой нефти путем деструкции более тяжелых дистиллятов и остатков, образовавшихся в результате первичной перегонки. Выход кокса определяется природой перерабатываемого сырья и степенью рециклизации наиболее тяжелых фракций.

Как правило, из исходного крекируемого объема образуется примерно 15–25% лигроина и 35–50% газойля (т. е. легкого дизельного топлива) наряду с крекинг-газами и коксом. Последний используется в основном как топливо, исключая образующиеся специальные виды кокса (один из них является продуктом обжига и используется при производстве углеродных электродов). Коксование до сих пор пользуется популярностью главным образом как процесс подготовки исходного материала для каталитического крекинга.

Http://lektsii. org/9-68620.html

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

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

Приведённые в статье параметры технологических режимов, размеров аппаратов, выходов продуктов в целом приводятся справочно, так как в каждом конкретном случае могут варьироваться в зависимости от качества сырья, заданных параметров продуктов, выбранного аппаратурного оформления, типов применяемых катализаторов и других факторов.

Поскольку при описании процессов вторичной переработки используются наименования групп углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, приведём краткие описания данных групп и влияние углеводородного состава на показатели качества нефтепродуктов.

Парафины – насыщенные (не имеющие двойных связей между атомами углерода) углеводороды линейного или разветвлённого строения. Подразделяются на следующие основные группы:

1. Нормальные парафины, имеющие молекулы линейного строения. Обладают низким октановым числом и высокой температурой застывания, поэтому многие вторичные процессы нефтепереработки предусматривают их превращение в углеводороды других групп.

2. Изопарафины – с молекулами разветвленного строения. Обладают хорошими антидетонационными характеристиками (например, изооктан – эталонное вещество с октановым числом 100) и пониженной, по сравнению с нормальными парафинами, температурой застывания.

Нафтены (циклопарафины) – насыщенные углеводородные соединения циклического строения. Доля нафтенов положительно влияет на качество дизельных топлив (наряду с изопарафинами) и смазочных масел. Большое содержание нафтенов в тяжёлой бензиновой фракции обуславливает высокий выход и октановое число продукта риформинга.

Ароматические углеводороды – ненасыщенные углеводородные соединения, молекулы которых включают в себя бензольные кольца, состоящие из 6 атомов углерода, каждый из которых связан с атомом водорода или углеводородным радикалом. Оказывают отрицательное влияние на экологические свойства моторных топлив, однако обладают высоким октановым числом. Поэтому процесс, направленный на повышение октанового числа прямогонных фракций – каталитический риформинг, предусматривает превращение других групп углеводородов в ароматические. При этом предельное содержание ароматических углеводородов и, в первую очередь, бензола в бензинах ограничивается стандартами.

Олефины – углеводороды нормального, разветвлённого, или циклического строения, в которых связи атомов углерода, молекулы которых содержат двойные связи между атомами углерода. Во фракциях, получаемых при первичной переработке нефти, практически отсутствуют, в основном содержатся в продуктах каталитического крекинга и коксования. Ввиду повышенной химической активности, оказывают отрицательное влияние на качество моторных топлив.

Рис.8. Структурные формулы молекул углеводородов, относящихся к различным группам

Каталитический риформинг предназначен для повышения октанового числа прямогонных бензиновых фракций путём химического превращения углеводородов, входящих в их состав, до 92-100 пунктов. Процесс ведётся в присутствии алюмо-платино-рениевого катализатора. Повышение октанового числа происходит за счёт увеличения доли ароматических углеводородов. Научные основы процесса разработаны нашим соотечественником – выдающимся русским химиком Н. Д.Зелинским в начале ХХ века.

Выход высокооктанового компонента составляет 85-90% на исходное сырьё. В качестве побочного продукта образуется водород, который используется на других установках НПЗ, которые будут описаны ниже.

Мощность установок риформинга составляет от 300 до 1000 тыс. тонн и более в год по сырью.

Оптимальным сырьём является тяжёлая бензиновая фракция с интервалами кипения 85-180°С. Сырьё подвергается предварительной гидроочистке – удалению сернистых и азотистых соединений, даже в незначительных количествах необратимо отравляющих катализатор риформинга.

Установки риформинга существуют 2-х основных типов – с периодической (рис. 9,10) и непрерывной (рис.11) регенерацией катализатора – восстановлением его первоначальной активности, которая снижается в процессе эксплуатации. В России для повышения октанового числа в основном применяются установки с периодической регенерацией, но в 2000-х гг. в Кстово и Ярославле введены установки и с непрерывной регенерацией, которые эффективнее технологически (возможно получения компонента с октановым числом 98-100), однако, стоимость их строительства выше.

Процесс осуществляется при температуре 500-530°С и давлении 18-35 атм (2-3 атм на установках с непрерывной регенерацией). Основные реакции риформинга поглощают существенные количества тепла, поэтому процесс ведется последовательно в 3-4 отдельных реакторах, объёмом от 40 до 140 м3, перед каждым из которых продукты подвергаются нагреву в трубчатых печах. Выходящая из последнего реактора смесь отделяется от водорода, углеводородных газов и стабилизируется. Полученный продукт – стабильный риформат охлаждается и выводится с установки.

При регенерации осуществляется выжиг образующегося в ходе эксплуатации катализатора кокса с поверхности катализатора с последующим восстановлением водородом и ряд других технологических операций. На установках с непрерывной регенерацией катализатор движется по реакторам, расположенным друг над другом, затем подаётся на блок регенерации, после чего возвращается в процесс.

Каталитический риформинг на некоторых НПЗ используется также в целях производства ароматических углеводородов – сырья для нефтехимической промышленности. Продукты, полученные в результате риформинга узких бензиновых фракций, подвергаются разгонке с получением бензола, толуола и смеси ксилолов (сольвента).

Изомеризация также применяется для повышения октанового числа легких бензиновых фракций. Сырьём изомеризации являются легкие бензиновые фракции с концом кипения 62°С или 85°C. Повышение октанового числа достигается за счёт увеличения доли изопарафинов. Процесс осуществляется в одном реакторе при температуре, в зависимости от применяемой технологии, от 160 до 380°C и давлении до 35 атм.

На некоторых заводах, после ввода новых установок риформинга крупной единичной мощности, старые установки мощностью 300-400 тыс. тонн в год перепрофилируют на изомеризацию. Иногда риформинг и изомеризация объединяются в единый комплекс по производству высокооктановых бензинов.

Задача процесса – очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых и азотсодержащих соединений. На установки гидроочистки (рис. 12) могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также гидрирование олефинов. Мощность установок составляет от 600 до 3000 тыс. тонн в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок риформинга.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом (далее – ВСГ) концентрацией 85-95% об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280-340°C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор (рис. 13). Реакция идет на катализаторах, содержащих никель, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2%) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8% дизельной фракции. Продуктовая смесь отводится из реактора, отделяется в сепараторе от избыточного ВСГ, который возвращается на циркуляционный компрессор. Далее отделяются углеводородные газы, и продукт поступает в ректификационную колонну, с низа которой откачивается гидрогенизат – очищенная фракция. Содержание серы, например, в очищенной дизельной фракции, может снизиться с 1,0% до 0,005-0,03%. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство серы, или серной кислоты.

Каталитический крекинг – важнейший процесс нефтепереработки, существенно влияющий на эффективность НПЗ в целом. Сущность процесса заключается в разложении углеводородов, входящих в состав сырья (вакуумного газойля) под воздействием температуры в присутствии цеолитсодержащего алюмосиликатного катализатора. Целевой продукт установки КК – высокооктановый компонент бензина с октановым числом 90 пунктов и более, его выход составляет от 50 до 65% в зависимости от используемого сырья, применяемой технологии и режима. Высокое октановое число обусловлено тем, что при каткрекинге происходит также изомеризация. В ходе процесса образуются газы, содержащие пропилен и бутилены, используемые в качестве сырья для нефтехимии и производства высокооктановых компонентов бензина, легкий газойль – компонент дизельных и печных топлив, и тяжелый газойль – сырьё для производства сажи, или компонент мазутов.

Мощность современных установок в среднем – от 1,5 до 2,5 млн тонн, однако на заводах ведущих мировых компаний существуют установки мощностью и 4,0 млн. тонн.

Ключевым участком установки является реакторно-регенераторный блок. В состав блока входит печь нагрева сырья, реактор, в котором непосредственно происходят реакции крекинга, и регенератор катализатора. Назначение регенератора – выжиг кокса, образующегося в ходе крекинга и осаждающегося на поверхности катализатора. Реактор, регенератор и узел ввода сырья связаны трубопроводами (линиями пневмотранспорта), по которым циркулирует катализатор.

Наиболее удачная, хотя и не новая, отечественная технология используется на установках мощностью 2 млн. тонн в Уфе, Омске, Москве. Схема реакторно-регенераторного блока представлена на рис.14. На рис.15 приведена фотография аналогичной установки по технологии компании ExxonMobil.

Мощностей каталитического крекинга на российских НПЗ в настоящее время явно недостаточно, и именно за счёт ввода новых установок решается проблема с прогнозируемым дефицитом бензина. При реализации декларируемых нефтяными компаниями программ реконструкции НПЗ, данный вопрос полностью снимается.

За последние несколько лет в Рязани и Ярославле реконструированы однотипные сильно изношенные и устаревшие установки, введенные в советский период, а в Нижнекамске построена новая. При этом использованы технологии компаний Stone&Webster и Texaco.

Рис. Схема реакторно-регенераторного блока установки каталитического крекинга

Сырьё с температурой 500-520°С в смеси с пылевидным катализатором движется по лифт-реактору вверх в течение 2-4 секунд и подвергается крекингу. Продукты крекинга поступают в сепаратор, расположенный сверху лифт-реактора, где завершаются химические реакции и происходит отделение катализатора, который отводится из нижней части сепаратора и самотёком поступает в регенератор, в котором при температуре 700°С осуществляется выжиг кокса. После этого восстановленный катализатор возвращается на узел ввода сырья. Давление в реакторно-регенераторном блоке близко к атмосферному. Общая высота реакторно-регенераторного блока составляет от 30 до 55 м, диаметры сепаратора и регенератора – 8 и 11 м соответственно для установки мощностью 2,0 млн тонн.

Продукты крекинга уходят с верха сепаратора, охлаждаются и поступают на ректификацию.

Каткрекинг может входить в состав комбинированных установок, включающих предварительную гидроочистку или легкий гидрокрекинг сырья, очистку и фракционирование газов.

Гидрокрекинг – процесс, направленный на получение высококачественных керосиновых и дизельных дистиллятов, а также вакуумного газойля путём крекинга углеводородов исходного сырья в присутствии водорода. Одновременно с крекингом происходит очистка продуктов от серы, насыщение олефинов и ароматических соединений, что обуславливает высокие эксплуатационные и экологические характеристики получаемых топлив. Например, содержание серы в дизельном дистилляте гидрокрекинга составляет миллионные доли процента. Получаемая бензиновая фракция имеет невысокое октановое число, её тяжёлая часть может служить сырьём риформинга. Гидрокрекинг также используется в масляном производстве для получения высококачественных основ масел, близких по эксплуатационным характеристикам к синтетическим.

Гамма сырья гидрокрекинга довольно широкая – прямогонный вакуумный газойль, газойли каталитического крекинга и коксования, побочные продукты маслоблока, мазут, гудрон.

Установки гидрокрекинга, как правило, строятся большой единичной мощности – 3-4 млн. тонн в год по сырью.

Обычно объёмов водорода, получаемых на установках риформинга, недостаточно для обеспечения гидрокрекинга, поэтому на НПЗ сооружаются отдельные установки по производству водорода путём паровой конверсии углеводородных газов.

Технологические схемы принципиально схожи с установками гидроочистки – сырьё, смешанное с водородосодержащим газом (ВСГ), нагревается в печи, поступает в реактор со слоем катализатора, продукты из реактора отделяются от газов и поступают на ректификацию. Однако, реакции гидрокрекинга протекают с выделением тепла, поэтому технологической схемой предусматривается ввод в зону реакции холодного ВСГ, расходом которого регулируется температура. Гидрокрекинг – один из самых опасных процессов нефтепереработки, при выходе температурного режима из-под контроля, происходит резкий рост температуры, приводящий к взрыву реакторного блока.

Аппаратурное оформление и технологический режим установок гидрокрекинга различаются в зависимости от задач, обусловленных технологической схемой конкретного НПЗ, и используемого сырья.

Например, для получения малосернистого вакуумного газойля и относительно небольшого количества светлых (лёгкий гидрокрекинг), процесс ведётся при давлении до 80 атм на одном реакторе при температуре около 350°С.

Для максимального выхода светлых (до 90%, в том числе до 20% бензиновой фракции на сырьё) процесс осуществляется на 2-х реакторах. При этом, продукты после первого реактора поступают в ректификационную колонну, где отгоняются полученные в результате химических реакций светлые, а остаток поступает во второй реактор, где повторно подвергается гидрокрекингу. В данном случае, при гидрокрекинге вакуумного газойля давление составляет около 180 атм, а при гидрокрекинге мазута и гудрона – более 300. Температура процесса, соответственно, варьируется от 380 до 450°С и выше.

В России до последнего времени процесс гидрокрекинга не использовался, но в 2000-х годах введены мощности на заводах в Перми (рис. 16), Ярославле и Уфе, на ряде заводов установки гидроочистки реконструированы под процесс лёгкого гидрокрекинга. Идёт монтаж установки в ООО “Киришинефтеоргсинтез”, планируется строительство на заводах ОАО “Роснефть”.

Совместное строительство установок гидрокрекинга и каталитического крекинга в рамках комплексов глубокой переработки нефти представляется наиболее эффективным для производства высокооктановых бензинов и высококачественных средних дистиллятов.

Назначение процесса – квалифицированная переработка тяжёлых нефтяных остатков, как первичной, так и вторичной переработки, с получением нефтяного кокса, применяемого для производства электродов, используемых в металлургической промышленности, а также дополнительного количества светлых нефтепродуктов.

В отличие от ранее описанных процессов, коксование является термическим процессом, не использующим катализатор.

Существуют различные технологические решения для данного процесса. На российских НПЗ используются установки замедленного коксования.

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

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

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

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

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

Ранее рассмотрены основные технологические процессы топливного производства, применяемые на НПЗ России.

Однако, в ходе указанных процессов вырабатываются только компоненты моторных, авиационных и котельных топлив с различными показателями качества. Например, октановое число прямогонного бензина составляет около 65, риформата – 95-100, бензина коксования – 60. Другие показатели качества (например, фракционный состав, содержание серы) у компонентов также различаются. Для получения же товарных нефтепродуктов организуется смешение полученных компонентов в соответствующих емкостях НПЗ в соотношениях, которые обеспечивают нормируемые показатели качества.

Расчёт рецептуры смешения (компаундирования) компонентов осуществляется при помощи соответствующих модулей математических моделей, используемых для планирования производства по НПЗ в целом. Исходными данными для моделирования являются прогнозные остатки сырья, компонентов и товарной продукции, план реализации нефтепродуктов в разрезе ассортимента, плановый объём поставок нефти. Таким образом возможно рассчитать наиболее эффективные соотношения между компонентами при смешении.

Зачастую на заводах используются устоявшиеся рецептуры смешения, которые корректируются при изменении технологической схемы.

Компоненты нефтепродуктов в заданном соотношении закачиваются в ёмкость для смешения, куда также могут подаваться присадки. Полученные товарные нефтепродукты проходят контроль качества и откачиваются в соответствующие ёмкости товарно-сырьевой базы, откуда отгружаются потребителю.

Основной способ доставки нефтепродуктов в России – перевозка железнодорожным транспортом. Для погрузки продукции в цистерны используются наливные эстакады. Поставки нефтепродуктов по России и на экспорт осуществляются также по системе магистральных нефтепродуктопроводов АК “Транснефтепродукт”, речным и морским транспортом.

Http://www. vevivi. ru/best/Vtorichnaya-pererabotka-nefti-ref11703.html

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

5.3 Расчет материального баланса установки гидроочистки вакуумного газойля

5.4 Расчет материального баланса установки каталитического крекинга RCC

5.5 Материальный баланс установки термополиконденсационного процесса «Юрека»

5.6 Расчет материального баланса установки гидродепарафинизации дизельного топлива

5.7 Расчет материального баланса установки гидроочистки легких газойлей

5.8 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с целью получения базового компонента бензина Премиум Евро-95

5.9 Расчет материального баланса установки каталитического риформинга с экстракцией бензола

5.10 Расчет материального баланса газофракционирования предельных углеводородов

5.12 Расчет материального баланса газофракционирования непредельных углеводородов

5.14 Расчет материального баланса установки компаундирования бензина

НЕФТЬ, ПОТОЧНАЯ СХЕМА, НЕФТЕПРОДУКТЫ, НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, МАТЕРИАЛЬНЫЙ БАЛАНС

Цель курсовой работы: дать обоснование варианта переработки нефти, разработать поточную схему и рассчитать товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.

В курсовой работе подробно изучены характеристики нефти, определены потенциальные содержания нефтепродуктов. На основе этих данных выбран и обоснован вариант переработки нефти. Определен набор технологических процессов, который обеспечит получение нефтепродуктов заданного ассортимента, рассчитаны материальные балансы технологических установок и товарный баланс нефтеперерабатывающего завода.

Выбор направления переработки нефти и ассортимента получаемых нефтепродуктов определяется физико-химическими свойствами нефти, уровнем технологии нефтеперерабатывающего завода и настоящей потребности хозяйств в товарных нефтепродуктах. Различают четыре основных варианта переработки нефти:

По топливному варианту нефть перерабатывается в основном на моторные и котельные топлива. Топливный вариант переработки отличается наименьшим числом участвующих технологических установок и низкими капиталовложениями. Различают глубокую и неглубокую топливную переработку. При неглубокой переработке нефти отбор светлых нефтепродуктов составляет не более 40 – 45%, а выработка котельного топлива достигает 50 – 55% на исходную нефть. При глубокой переработке нефти стремятся получить максимально возможный выход высококачественных и автомобильных бензинов, зимних и летних дизельных топлив и топлив для реактивных двигателей. Выход котельного топлива в этом варианте сводится кминимуму.

Таким образом, предусматривается такой набор процессов вторичной переработки, при котором из тяжелых нефтяных фракций и остатка– гудрона получают высококачественные легкие моторные топлива. Сюда относятся каталитические процессы — каталитический крекинг, каталитический риформинг, гидрокрекинг и гидроочистка, а также термические процессы, например коксование. Переработка заводских газов в этом случае направлена на увеличение выхода высококачественных бензинов. Более перспективным является вариант глубокой переработки нефти, при котором выход светлых нефтепродуктов составляет 65% на нефть, а котельное топливо (мазут) вырабатывается только для обеспечения собственных нужд НПЗ.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с топливами получают смазочные масла. Для производства смазочных масел обычно подбирают нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций. Попутно с получением масел производят парафины и церезин, а из асфальтов и экстрактов, являющихся также продуктами установок очистки масел, получают битумную продукцию и нефтяной кокс.

Топливно-нефтехимический вариант переработки нефти предусматривает не только получение широкого ассортимента топлив, но и развитие нефтехимического производства. Нефтехимические производства используют в качестве сырья: прямогонный бензин, ароматические углеводороды, жидкие и твердые парафины. При переработке этого сырья получается целая гамма нефтехимической продукции: этилен и полиэтилен, дивинил и изопрен, бутиловые спирты и ксилолы, фенол и ацетон, стирол и полимерные смолы.

Http://knowledge. allbest. ru/manufacture/3c0b65625b2ac78b4d43a89421206c37_0.html

Россия выигрывает от международных санкций против Сирии и выиграет еще больше, если Евросоюз запретит импорт иранской нефти, отчего премия за нефть Urals сохранится еще многие месяцы. Сейчас российская нефть торгуется с премией к североморскому сорту Brent с середины октября, то есть дольше, чем когда бы то ни было, передает Reuters.

«Дороговизна Urals по отношению к Brent в последние недели вызвана сочетанием факторов: неуверенность насчет влияния санкций на Иран и потеря добычи и экспорта из Сирии», – сказал Рой Джордан из консалтинговой конторы Facts Global Energy.

Вынужденные платить высокую цену за Urals европейские НПЗ теряют деньги, что может помешать ЕС наложить запрет на иранскую нефть.

Обычно Urals стоит дешевле Brent, так как содержит порядка 1,3% серы и имеет плотность в 32 в градусах API, то есть она тяжелее и содержит больше серы, чем сорта, используемые для расчета индикативной цены Brent. Большинство иранских и сирийских сортов столь же тяжелые или тяжелее Urals, и все эти сорта требуют дополнительной переработки.

До наложения санкций Сирия продавала основной объем добычи, составляющей 150 000 баррелей в сутки, в средиземноморские страны. Когда цены на Urals были высоки, сирийская нефть служила альтернативной российской.

«Так как санкции в отношении Сирии в ближайшее время, видимо, не изменятся, это окажет длительный положительный эффект на Urals», – сказал консультант KBC Process Technology Сэмюэл Чижук.

Кроме этого, если ЕС в январе договорится о запрете на импорт иранской нефти, европейским НПЗ придется искать замену еще 600 000 баррелей в сутки средне – и высокосернистой нефти. Эту цифру дает в ежемесячном отчете Международное энергетическое агентство (IEA).

«Я предполагаю, что потенциальная потеря иранского импорта вынудит европейские НПЗ по-прежнему переплачивать за Urals по отношению к Brent, пока не прояснится ситуация с Ираном», – сказал Джордан.

По мнению IEA, даже при частичном запрете на иранскую нефть европейские НПЗ столкнутся с повышенными ценами на сырье из России, Саудовской Аравии и Ирака.

Саудовская Аравия продает исключительно по долгосрочным контрактам, и такие контракты есть не у всех потребителей сернистой нефти в Европе. Россия же продает нефть как по долгосрочным контрактам, так и на спотовом рынке.

Греция, ранее покупавшая иранскую нефть, недавно приобрела партию Urals уGlencore впервые за многие месяцы, сообщили трейдеры.

«Они явно хотят посмотреть, как будут жить без поставок из Ирана. Похоже, это им дорого обойдется. Греции придется тяжело без иранской нефти, если они перейдут обратно на Urals», – сказал один из трейдеров.

В ноябре Россия поставила в Европу танкерами и по нефтепроводам около 4 млн тонн нефти. Русскую нефть продают российские и европейские нефтяные компании и большинство крупных трейдеров.

В выигрыше Россия, а в проигрыше – европейские НПЗ. Эмбарго на иранскую нефть окажется для них более губительным, чем для Ирана, который может продавать нефть в Азию.

Многие европейские переработчики, например финская Neste и итальянская Eni, в последние годы инвестировали в модернизацию НПЗ, чтобы иметь возможность перерабатывать сернистую нефть. Теперь эта стратегия может обернуться против них.

«Дорогая нефть Urals переворачивает экономику переработки с ног на голову. Компании инвестировали в НПЗ, чтобы покупать больше Urals и прочих сернистых сортов, которые позволяли им экономить», – сказал трейдер одной из крупных нефтяных компаний.

По словам Джордана, в последние две недели производство бензина или дизельного топлива из Urals приносит убыток в $1,25-2 на баррель. По расчетам Reuters, переработчики еще могут получать прибыль от нефти Brent.

Http://www. umckrg. gor. kz/world_news/print:page,1,6009-rossiya-vyigryvaet-ot-sankcij-protiv-irana-i-sirii. html

Вступивший в силу налоговый маневр подкорректировал планы нефтяных компаний по экспорту нефти. По данным «Транснефти», несмотря на сокращение объема заявок нефтяников на экспорт нефти в 2015 году по трубопроводам на 2%, до 209,4 млн т, реальный экспорт нефти за 13 дней января превысил прогнозные показатели. Компания ожидает, что прокачка нефти по трубе в январе за границу ожидается на 1,5 млн т выше, чем в декабре 2014 года.

Первый вице-президент «Транснефти» Михаил Гришанин не исключил корректировку планов нефтяных компаний по экспорту нефти в 2015 году, так как предыдущие заявки были утверждены еще в октябре 2014 года. «Тогда не все понимали влияние налогового маневра на отрасль, мы поймем его, только пережив первый квартал 2015 года. Рост экспорта за 13 дней января налицо, но это еще не показатель», – дал понять он. По данным Центрального диспетчерского управления ТЭК при Минэнерго (ЦДУ ТЭК), экспорт нефти из России в декабре 2014 года составил 16,2 млн т. Таким образом, в январе рост составит почти 10%.

С 1 января в России вступил в силу налоговый маневр в нефтяной отрасли. Он предполагает поэтапное сокращение вывозных пошлин на нефть и нефтепродукты с компенсирующим их ростом налога на добычу полезных ископаемых. Это должно привести к увеличению экспортных поставок нефти, признавали ранее чиновники правительства и эксперты.

Заявки на прием нефти в трубопроводную систему в 2015 году снизились на 1 млн т, составив 478 млн т против 479 млн в 2014 году. Согласно планам «Транснефти», озвученным Гришаниным, на российские НПЗ в 2015 году планируется поставить по трубе 266 млн т нефти, что на 16 млн т больше, чем в 2013 году.

Скорее всего, январский рост экспорта нефти – временный тренд. В декабре 2013 года, по данным Минэнерго, по трубопроводам России было прокачано 19,45 млн т нефти, в январе 2014 года – 19,27 млн т. А по итогам 2014 года, как сказал в конце декабря министр энергетики Александр Новак, вывоз нефти снизился на 3,8%, до 229 млн т. Это снижение наблюдается уже пятый год – с 2010 года. По прогнозам Минэнерго, в 2015 году экспорт нефти упадет на 2% и составит 225 млн т (включая поставки по железной дороге и другими видами транспорта). Это будет минимальным объемом экспорта нефти из страны с 2002 года, когда было экспортировано 190 млн т. Добыча нефти в России по итогам 2014 года выросла на 0,6% и достигла 527 млн т.

Но, по мнению экспертов, рекорды остались в прошлом. Нефтегазовый аналитик компании «Альпари» Анна Кокорева прогнозирует снижение добычи нефти по итогам 2015 года на 3–5%. Основная причина, по мнению эксперта, в падении цен на нефть и в действии санкций технического и финансового характера, из-за которых компании вынуждены замораживать ряд проектов. Кокорева полагает, что компании могли бы придержать свою нефть, кроме законтрактованной по долгосрочным договорам, чтобы выиграть в цене. Она полагает, что после первого квартала этого года нефть снова может вернуться на уровень выше $60 за баррель.

Однако глобального характера такое придерживание объемов носить не будет: хранить нефть в долгосрочном периоде попросту негде. По словам Гришанина, объем резервуарного парка «Транснефти» для хранения нефти достаточен для срочных нужд хранения топлива. Однако не планируется строительство дополнительных нефтехранилищ на период низких цен на нефть. «Хранить нефть долго – это дорого. Мы прокачиваем 150 т в секунду, 1,4 млн т нефти в сутки. Ее попросту нерентабельно хранить месяцами», – объяснил заместитель вице-президента «Транснефти» Игорь Кацал журналистам. Таким образом, у России не остается глобальных рычагов влияния на мировые нефтяные цены.

Аналитики прогнозируют, что падение экспорта нефти сохранится в плановых объемах – от 2% в год и выше. Андрей Полищук из Raiffeisenbank считает, что рост НДПИ в рамках налогового маневра практически уравновешивает падение экспортных пошлин. К тому же внутренняя цена на нефть также продолжает рост с ростом экспортного паритета. Эксперты сходятся во мнении, что часть нефти будет перенаправлена на переработку на российские НПЗ из-за их модернизации и увеличения мощностей. И из-за корректировки экспортных пошлин на бензин, дизельное топливо и другие нефтепродукты их вывоз из страны может, хотя незначительно, но вырасти.

Главный экономист компании VYGON Consulting Сергей Ежов отмечает, что в условиях налогового маневра сохраняется тенденция роста переработки нефти, но с введением 100-процентной пошлины на мазут, предусмотренной с 1 января 2017 года, доля экспорта нефти должна вырасти. «Влияние цен на нефть на ее добычу в значительной степени нивелируется девальвацией рубля. Однако этот фактор также имеет временный характер из-за инфляции. Если цены сохранятся на текущем уровне (ниже $50 за баррель), то добыча, скорее всего, упадет», – прогнозирует он.

Http://www. smartautomatica. ru/news/2015/01/14/449/

Переработка сырой нефти – одна из самых распространённых операций по всему земному шару, технологию, которую смогли приспособить для абсолютно всех климатических условий. Дело в том, что сама по себе нефть, как природное полезное ископаемое, имеет очень, даже крайне узкий круг применения, поэтому обойтись без дальнейшей обработки просто невозможно. «Почему баррель нефти настолько дорогая?», «Почему нефть называют чёрным золотом?», «Что-же в нефти такого ценного?» – вопросы, которые задаёт себе, пожалуй, каждый житель земли. А рядовым автолюбителям этот вопрос вообще не даёт никакого покоя.

Переработка сырой нефти – процесс достаточно технологичный. Как уже известно, себестоимость добычи одного барреля нефти (159 литров) всего 2 доллара. Цена ископаемого топлива, который мы привыкли заливать в свои любимые автомобили, отличается значительно. К примеру, в странах старой Европы, один литр бензина 98 марки продают по цене одного барреля нефти. Всё это отдалённо напоминает схему с картофельными чипсами: продаём картофель, по цене в 20-30 раз дороже рыночной. Стоимость топлива складывается из доставки на нефтеперерабатывающий завод, самой переработки, доставки на склады ГСМ, и наконец, многочисленные налоги и акцизы, которые доводят цену на топливо до рекордных цен, которые мы привыкли видеть. Разбираться в системе налогообложения достаточно сложно, поэтому лучше разобраться, какие факторы повышают стоимость топлива в процессе переработки, а также, что же представляет собой эта технология.

Итак, основные регионы добычи нефти – это бассейн Северного моря, Баренцева Моря, Кувейта, Ливии и Мексиканского залива. Именно там ведут свою хозяйственную деятельность крупнейшие мировые нефтяные компании. Добытую нефть из скважины доставляют прямиком на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), используя развитую систему трубопроводного транспорта. Путешествие нефти очень короткое, потому что НПЗ расположен в непосредственной близости от месторождений нефти. После поступления ископаемого сырья в главный резервуар, нефть проходит процесс первичной обработки, которая включает в себя операции, неизменные для абсолютно всех марок нефти. Этот процесс называется комплексной очисткой, которая состоит из процесса механической, а затем тонкой очистки. Сперва из нефти удаляются все механические примеси: инородные тела, грунтовые породы и прочие непригодные для использования элементы. Затем, нефть проходит процесс тонкой очистки, в ходе которой из неё удаляются все источники аэрозолей посторонних газов, а также растворённые субстанции и воду. Последний этап проходит на электрообессоливающей платформе, которая удаляет органические примеси соли из нефти. На этом этапе определяются «параметры» нефти, которые определят её дальнейшее применение. Ошибочным является мнение, что на НПЗ нефть поступает вместе с газовым конденсатом, если таковой имеется. Все попутчики нефти удаляются ещё на месторождении. Именно поэтому над многими нефтяными скважинами горят крупные факелы – на данный момент, чаще всего, газовый конденсат сжигают на месте, потому как объединять добычу двух ископаемых одновременно невыгодно. Активно внедряются системы по перекачке газового конденсата на газоперерабатывающие заводы, однако, из-за большого расстояния до них, а также из-за очень маленького количества конденсата, такая транспортировка из раза в раз показывает себя, как невыгодное мероприятие.

После процесса технологической очистки, нефть становится пригодной для дальнейших операций. Затем, переработка сырой нефти переходит в этап тестирования её свойств. К сожалению, несмотря на высокий уровень технического прогресса, определить химический состав нефти сразу, практически невозможно. Точный состав определяется только в специальных лабораториях, на специальном оборудовании. Поэтому, на нефтеперерабатывающем предприятии используют способ определения свойств нефти по физическим параметрам, которые помогают получить очень точные результаты, не прибегая к дорогому и продолжительному химическому анализу. Для этого нефть нагревают, после чего её делят на фракции, каждой из которых соответствует определённая температура кипения и плотность. Затем делают тренировочную перегонку, в процессе которой определяют, что из нефти лучше производить – смазочные масла и парафины или бензин, после чего приступаю уже к перегонке в промышленных масштабах. Следует заметить, что эта операция проводится только тогда, когда месторождение только введено в эксплуатацию. Каждую партию нефти не подвергают такому анализу, потому-что свойства каждой партии идентичны, а значит, подойдут для одной, конкретной цели. Переработка сырой нефти происходит в специальной камере, которая представляет собой большую трубу, широкого диаметра. А называется такая труба ректификационной колонной. Завод может иметь на своей территории несколько таких ректификационных агрегатов, предназначенных для производства сотен тонн нефтепродуктов в день. В ней происходит перегонка нефти, а она, в свою очередь, способна разделять нефть на фракции, причём настолько точно, что позволяет отделять субстанции с разницей температуры менее 5 градусов Цельсия. Это по сути грандиозное сооружение, которое имеет полное право называться настоящим произведением искусства.

Нефть подают в сооружение в виде горячей жидкости, представляющей собой эмульсию нефти и пара. В самом сооружении содержатся специальные платформы, на которых оседает определённая фракция. Бензин, которые является самой «холодной» субстанцией, оседает на самой верхней платформе, ниже него оседает лигроин, керосин, газойль и мазут. То есть, мазут имеет самую высокую температуру, являясь самой «горячей» составляющей. Бензин и лигроин (который кстати ещё называют нафтой), подвергают процессу риформинга, проходящим под высоким давлением (40 атмосфер) и высокой температурой (350 градусов Цельсия). Благодаря такому воздействию, в специальной камере получается бензин с высоким октановым числом, который впоследствии займёт своё место в ёмкости, с надписью «98 бензин», другие продукты риформинга, которые химики называют ароматическими углеводородами, используют для производства толуола, бензола. Чаще всего ароматические углеводороды поступают в распоряжение нефтехимической промышленности. Образующийся при реакции катализаторов водород, используют для гидроочистки.

Http://www. taghimmash. ru/ru/articles/doc4.html

Общеизвестно, что основная ценность нефти заключена в потенциальном содержании бензиновых и дизельных фракций. Чем больше светлых нефтепродуктов извлечено из нефти, тем больше получено продуктов, наиболее ценных в энергетическом и денежном отношении, тем меньше необходимый объем добычи и переработки нефти.

Глубина переработки нефти – основополагающий показатель степени технического и экономического совершенства нефтеперерабатывающего завода. Принято считать, что 93-95% – практически максимально достижимый результат, а 50% – низший предел, обеспечивающий окупаемость затрат на переработку нефти.

Разница по глубине переработки нефти между США и Россией в 25% означает, что американские нефтепереработчики производят бензинов и дизельных топлив из каждой перерабатываемой тонны нефти на 250 кг больше, чем на российских НПЗ. В денежном выражении это весьма солидные цифры. В настоящее время в России перерабатывается около 170 млн т нефти в год, и, если увеличить глубину ее переработки, то каждый дополнительный процент увеличения глубины – это десятки миллиардов рублей дополнительной прибыли.

Одно из главных мнений: мазут – основное котельное топливо, сжигаемое в городских котельных, производящих тепло и горячую воду, и если будет больше производиться бензинов и дизельных топлив, значит, меньше будет оставаться мазутов. В зимний отопительный период мазут пользуется повышенным спросом, и цены на котельное топливо возрастают в 2-3 раза. Однако топливному мазуту найдена высокоэффективная альтернатива – работу котельных и ТЭЦ переводят на природный газ, что и экономичнее, и экологичнее.

Основной фактор значимости мазута: мазут для нефтепереработчиков является одним из основных экспортных полупродуктов и обеспечивает значительные валютные поступления, как производителям-продавцам, так и в госказну. Однако трудно найти ответ на вопрос: почему мы сами не подвергаем мазут глубокой переработке, а продаем его на запад, если знаем, его покупают не для сжигания, а для глубокой переработки?

Актуальность углубления все более возрастает в связи с увеличением затрат на добычу и транспортировку нефти. Ограниченность мировых запасов нефти ведет к необходимости вовлечения в переработку нетрадиционных видов сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которых превосходят запасы обычных нефтей. Кроме того, НПЗ стоят перед проблемой утилизации тяжелых остаточных фракций в связи с сокращением потребления котельных топлив, а также в связи с вводом норм ЕЭС, ограничивающих содержание в них серы (0,25 –0,15).

Процессы переработки тяжелых остатков: висбрекинг, термический крекинг, деасфальтизация, производство битумов, кокса имеют ряд недостатков, таких как низкая глубина конверсии, получение нестабильных малоценных побочных продуктов (асфальта, газойлей, низкокалорийного газа и бензина), требующих последующей обработки для доведения их до качества товарной продукции. На НПЗ в перспективе не должно вырабатываться продуктов, стоящих дешевле, чем исходная смесь.

По мере роста цен на сырую нефть получения значительных объемов, например, кокса из гудронов (до 35%мас.) становится невыгодным. Заводы испытывают большие трудности от избытка тяжелых остатков с высоким содержанием серы и металлов, для которых нет надежного и долговременного сбыта. Поэтому необходимо изменить структуру переработки тяжелых остатков так, чтобы превратить их в максимальное количество топлива для транспорта. Предпочтительна максимальная выработка бензина и дизельного топлива непосредственно на технологической установке с тем, чтобы НПЗ постепенно пришел к нулевой выработке котельных топлив. Для этого необходимо облагораживание вырабатываемых остатков, выражающееся в увеличении доли водорода и снижении доли углерода, достигаемое различными способами.

Http://mybiblioteka. su/tom2/1-22320.html