Переработка 1 тонны нефти

Самой популярной горючей жидкостью на Земле по прежнему считается бензин. Каждый день около 800 миллионов разных транспортных средств «пожирают» где-то семь миллиардов литров данной жидкости. А с покупкой новых машин, естественно, растет расход этого продукта. Многих автовладельцев интересует: сколько бензина получается из 1 литра сырой нефти? Конкретного ответа на этот вопрос нет, так как этот показатель будет зависеть от множества факторов. Вымеряют количество горючего в баррелях. Баррель является мерой объема жидкостей и сыпучих тел, эту меру используют почти во всех странах мира. К примеру, объем английского барреля равен 163.65 л., американского – 119.24 л, а нефтяного – 159 литров (158,988). Поэтому, сколько литров горючего можно изъять из 1-го барреля чистой нефти – сложно сказать.

На данный показатель будет влиять качество самой нефти и метод, по которому ее будут обрабатывать. Когда осуществляют прямую перегонку нефти, то в конечном результате получится всего 25% бензина, а это меньше сорока литров. Но, такую технологию уже не считают эффективной и ее практически не применяют. Поскольку, производителям высококачественного горючего это не выгодно. Сегодня используют совершенно другие методы, позволяющие добывать от начального объема нефти около 80-ти процентов бензина (то есть – 125 литров). Также, объем выработки горючего напрямую зависит от страны-производителя бензина.

Российская Федерация является государством, в котором сконцентрировано больше шести процентов разведенных запасов «черного золота» на планете. Каждый год в РФ добывается больше двенадцати процентов сырого вещества от всего мирового запаса. Базовым сектором всей отечественной экономики является нефть и ее переработка. Можно предположить, сколько горючего получается из одного литра сырой нефти, производимого у нас на родине. По английской и американской системе расчета выходит 159 литров бензина. Но, в основном, Россия добываемую сырую нефть экспортирует в Европу, ежегодно получается где-то двести миллионов тонн. Данные показатели постоянно растут. У нас на родине 240 компаний занимаются добыванием нефти.

Сегодня 80 % сырья для производства бензина у нас добывают там же, где добывали еще при СССР. Но, люди делают все возможное, чтобы найти новые местонахождения сырой нефти, и максимально улучшают технологию добычи материала. Главный центр нефтяной промышленность РФ – это Западная Сибирь. Тут добывают около 65 процентов всего российского «черного золота». Основными нефтедобывающими регионами нашей страны является Ханты-Мансийский округ Югра и Ямало-Ненецкий округ. Также, крупномасштабным добыванием сырого сырья для бензина занимается Томская область. Кроме этого, сырье для производства бензина добывают:

Основным рынком реализации российской сырой нефти является европейский. Также, сырье поставляют на рынок Азиатско-Тихоокеанского региона.

Кроме горючего для ТС из сырой нефти производят еще около 2000-х тысяч других продуктов. В состав этого сырья входят углероды и другие органические вещества. Чтобы получить из этого сырья готовый бензин, Вам понадобится:

Для начала необходимо собрать установку для процесса переработки, тогда Вы точно будете знать, сколько бензина получается из 1 литра сырой нефти. В один сосуд необходимо вставить газоотводную трубу и накрыть ее крышкой. В ней сделайте небольшую дырку, поместите туда термометр. Другой край трубочки положите в другой сосуд. Теперь нужно немного нефти налить в первую емкость, крышку закрываем и начинаем нагревать сосуд. Другой сосуд поставьте в тазик со льдом. При нагревании емкости с первичным сырьем, Вы должны контролировать температуру, не дайте ей подняться выше, чем 180-т градусов.

Так как фракция бензиновая является достаточно легкой, она в паровом виде переместится по трубе газоотводной во второй сосуд, который охлаждается. Когда весь процесс закончится, в первом сосуде останутся отходы (газойль, керосин), а в другом – бензин. Но, сделанное горючее в домашних условиях, как правило, имеет низкое октановое число, поэтому, оно не подойдет для использования современных силовых агрегатов.

Http://avto-gurman. ru/soveti/voprosi-i-otveti/573-skolko-benzina-poluchaetsya-iz-1-litra-syroy-nefti. html

Нас интересует переработка. Есть реальные объемы. Можете помочь с заходом на переработку?

Предоставим ресурсное обеспечение для заключения договора переработки – от Вас наличие предварительных договоренностей.

У нас есть ресурс, референция банка. Хотели зайти на переработку на Сызранский НПЗ по 200 000 тонн ежемесячно на год, но на месте директор не решает эти вопросы. Командует “Роснефть”. Для ведения переговоров с Вами напишите какой завод и условия захода.

100 руб. с метрической тонны каждого захода и работаем. Оплата по приемке на терминале переработчика.

Комиссия по нефти 120 руб/тн (ежемесячно). Стоимость Договора переработки 270 руб/тн (разовый платеж) + 70 руб/тн ежемесячно.

2.Группа Уфимских НПЗ. Объем до 200 000 тн/мес. Цена нефти без прокачки 6 500 руб/тн.

Прокачка около 400 руб/тн. Комиссия по нефти 120 руб/тн. Стоимость Договора переработки (прямого или под переработчика на условиях 50х50) $15 с тн (разовый

Платеж) + 110 руб/тн ежемесячно. Необходимые документы: БПЗ, референция (не старше 10 календарных дней), резюме предприятия, ксерокопия паспорта подписанта,

Письмо на имя Президента ОАО НК “Роснефть” Богданчикова С. М. о том, что документы в единственном экземпляре и отменяют юридические действия всех ранее выданных.

Сообщите, пожалуйста, Ваш номер телефона и E-Mail Мой E-Mail: nerox@inode. at ngctp@inode. at

Уважаемый Сергей Алексеевич, пожалуйста, для нашей финансовой группы заполните ТЭО. См. Файл

Высылаю процессинг на “заход” (Сызрань – полный аналог новокуйбышевска):

Тел./факс: 35-82-98 10.08. 2005 г. № 032 Расчет эффективности продажи на экспорт нефтепродуктов при переработке 100,0тыс. тонн нефти на Уфимском НПЗ.

1. Количество нефтепродуктов, остающихся в собственности после уплаты за процессинг и акцизы, составит:

12 Всего #ССЫЛКА! #ССЫЛКА! #ССЫЛКА! Оплата процессинга и акцизов производится денежными средствами (расчет

Прилагается).Акцизы за дизтопливо не уплачиваются в связи с поставкой подакцизных

Товаров на экспорт. Для неоплаты акцизов за дизельное топливо предоставляется

Гарантийное письмо банка, что – “Вслучае не поставки подакцизных товаров на

Экспорт в течении 3-х месяцев акцизы будут уплачены”. 2. На экспорт продаются: Дизтопливо Л 0,2 – 62 31904,0 тонн; Мазут М 100 (S-3,5) 26819,3 тонн.

3. Цена по данным, опубликованным в «Plutt s Eurpen Marketscan», на 08, 08, 2005 года по Северному плацу составляла, как среднее из средней величины: Дизтопливо Л 0,2 – 62 535,0 $; Мазут М 100 (S-3,5) 170,0 $. 4. Скидки от мировых цен (п. 3) по продаже на экспорт на условиях FOB Дизтопливо Л 0,2 – 62 9,0 $; Вентспилст 0 Мазут М 100 (S-3,5) 14,0 $. С. Петербург 0

5. Стоимость перевалки: Дизтопливо Л 0,2 – 62 Вентспилст 11,5 $ * 31904,0 тонн = 366896,0 $; 0 Мазут М 100 (S-3,5) С. Петербург 13,0 $ * 26819,3 тонн = 348650,9 $; 0 ИТОГО 715546,9 $. или в рублях: 715546,9 $ * 28,5 руб. = 20393,09 тыс. руб.

6. Стоимость транспортировки: Дизтопливо Л 0,2 – 62 Вентспилст 45,4 $ * 31904,0 тонн = 1448441,6 $; 0 Мазут М 100 (S-3,5) 45,0 $ * 26819,3 тонн = 1206868,5 $; 0 ж. д. ст. Бензины Куйбышевской ж. д. – ж. д. ст. Новый порт Октябрьской ж. д.: ИТОГО 2655310,1 $. или в рублях: 2655310,1 $ * 28,5 руб. = 75676,34 тыс. руб.

7. Стоимость подготовки и налива экспортных цистерн, подготовка и оформление экспортных таможенных и железнодорожных документов 1,0 $ за 1 тонну. Дизтопливо Л 0,2 – 62 1,0 $ * 31904,0 тонн = 31904,0 $; Мазут М 100 (S-3,5) 1,0 $ * 26819,3 тонн = 26819,3 $; ИТОГО 58723,3 $. или в рублях: 58723,3 $ * 28,5 руб. = 1673,61 тыс. руб.

8. Стоимость оформление таможенных документов – 0,15 %, в перерасчете на 1тонну на условиях FOB : Дизтопливо Л 0,2 – 62 0,789 $ * 31904,0 тонн = 25172,26 $; Мазут М 100 (S-3,5) 0,234 $ * 26819,3 тонн = 6275,72 $; ИТОГО 31447,97 $. или в рублях: 31447,97 $ * 28,5 руб. = 896,27 тыс. руб.

9. Стоимость таможенные пошлины на экспорт, с 28 августа 2005 года: Дизтопливо Л 0,2 – 62 106,6 $ * 31904,0 тонн = 3400966,4 $; 39 Евро * 0,892 = 34,788 $; Мазут М 100 (S-3,5) 61,7 $ * 26819,3 тонн = 1654750,81 $; 20 Евро * 0,892 = 17,84 $. ИТОГО 5055717,21 $. или в рублях: 5055717,21 $ * 28,5 руб. = 144087,9405 тыс. руб.

10. Стоимость нефти и ее транспортировки составит: 700000 тыс. руб., в т. ч. НДС: 106779,66 тыс. руб..

11. Стоимость переработки нефти составит: 99700 тонн х 1350,00 рублей за 1 тонну = 134595 тыс. руб., в т. ч. НДС: 20531,44 тыс. руб..

13. Итого затраты на покупку, транспортировку нефти, ее переработку и поставку нефтепродуктов на экспорт:(п. п.5+п6+7+8+9+10+11+12). #ССЫЛКА! т. руб. или в $ #ССЫЛКА! тыс. руб. / 28,5 руб. = #ССЫЛКА! тыс.$США

14. Стоимость нефтепродуктов на условиях FOB составит: Вентспилст Дизтопливо Л 0,2 – 62 526,0 $ * 31904,0 тонн = 16781504 $ С. Петербург Мазут М 100 (S-3,5) 156,0 $ * 26819,3 тонн = 4183810,8 $ ИТОГО 20965314,8 $. или в рублях: 20965314,8 $ * 28,5 руб. = 597511,4718 тыс. руб.

15. Стоимость нефтепродуктов, продаваемых по России, на условиях ж. д. Ст. Бензины: #ССЫЛКА! тыс. руб., в т. ч. НДС: #ССЫЛКА! тыс. руб.,

16. Возврат Государством НДС составит: (п.10 + п.11 – п.15): #ССЫЛКА! тыс. руб.,

18.Итого прибыль составит (п.17.-п.13): #ССЫЛКА! т. руб. – #ССЫЛКА! тыс. руб. = #ССЫЛКА! т. руб. или % #ССЫЛКА! тыс. руб. / #ССЫЛКА! т. руб. *100 0% = #ССЫЛКА! %

19. Оборот денежных средств – 45 календарных дней. Директор ООО “НВМ” _ Н. В. Шумилин

Нефтепродуктов при продаже на экспорт и в России, на условиях FCA ж/д ст. Бензины

По состоянию на 10, 08, .2005 года. 1 тонна Наименование продукта Ст-ть по России Ст-ть на экспорт Ст-ть по России НДС Ст-ть на экспорт Акцизы Ст-ть на экспорт с учетом НДС в $ США на FCA без НДС с учетом НДС но с учетом НДС ж/д ст. Бензины ($ = 28,5,8 руб.) без акцизов. и акцизов. (руб.) ( $ ) (руб.) (руб.) ( руб. ) (руб.) ( руб. )

4 Дизтопливо Л 0,2 – 62 16000,0 360,71 10280,26 2440,7 12720,94 1080,0 13800,94

5 Мазут М 100 (S-3,5) 5000,0 35,07 974,13 762,7 1736,85 1736,85 Директор ООО “НВМ” _ Шумилин Н. В. Расчет эффективности переработки 100 тыс. тонн нефтина на. нефти на Сызранском НПЗ 14,08,2006 г. Стоимость переработки иь акцизы оплачиваются денежными средствами

Пп выхода реализации всего Акцизы НДС 1 тонны за 1 тонну Всего за 1 тонну Всего (тонн) (руб.) (тыс. руб.) (руб.) (тыс. руб.) (руб.) (тыс. руб.) #ССЫЛКА!

1 Бензин А 92 н/э 10,30 10269,1 18000,0 184843,8 3360,0 34504,18 2745,76 28196,51

2 Бензин А 76 н/э 7,00 6979,0 15000,0 104685,0 2460,0 17168,34 2288,14 15968,90

3 Прямогонный бензин 1,50 1495,5 12000,0 17946,0 2657,0 3973,54 1830,51 2737,53

6 Дизтопливо Л 0,2 – 62 32,00 31904,0 16000,0 510464,0 1080,0 34456,32 2440,68 77867,39

14 Стоимость переработки одной тонны нефти – 1350,00 рублей на май 2006 года. Всего – 99700,0 тонн. х 1350,00 руб. = 134595 тыс. руб. в том числе НДС: 20531,44 тыс. руб.

16 Затраты 700000,0 тыс. руб. + 134595 тыс. руб. + 106284,19 тыс. руб. = 940879,19 тыс. руб. Оплата НДС: 178212,93 тыс. руб. – 106779,66 тыс. руб. – 20531,44 тыс. руб. = 50901,83 тыс. руб.

17 Прибыль составит : 1168284,8 тыс. руб. – 940879,19 тыс. руб. – 50901,83 тыс. руб. = 176503,77 тыс. руб. или в % 176503,77 тыс. руб. / 940879,19 тыс. руб. * 100 % = 18,76 % Оборот средств 45 календарных суток. Директор ООО “НВМ” _ Шумилин Н. В.

Http://www. nge. ru/forum_tree_9_35097_0_0.htm

Проблема обеспечения удаленных регионов России высококачественными нефтепродуктами до настоящего времени решается в основном путем их дорогостоящего сезонного завоза. Даже при наличии нефти в этих районах, переработка ее на региональных малотоннажных НПЗ не находит широкого применения и осуществляется в ограниченном количестве на установках, как правило не обеспечивающих необходимое качество товарных продуктов, глубину переработки, а также экологическую и технологическую безопасность.

Энергетической стратегией России на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства РФ от 01.01.2001г. (раздел VI-2), предполагается строительство новых высокоэффективных нефтеперерабатывающих заводов средней мощности в районах концентрированного потребления нефтепродуктов, а в удаленных северных и восточных районах – малых заводов с полным циклом переработки нефти.

Для малотоннажных НПЗ традиционные схемы переработки нефти, используемые на крупных нефтеперерабатывающих предприятиях неприемлемы из-за высокой себестоимости процессов. По этой причине большинство существующих малотоннажных установок включают только атмосферную перегонку нефти, при которой 40-60 % конечных продуктов составляет мазут. При этом получение товарных бензинов и дизтоплив основано на компаундировании дистиллятных фракций.

В основе предлагаемой нами малотоннажной установки заложены новейшие достижения российских ученых в области переработки углеводородного сырья, позволяющие довести глубину переработки до 90 %.

Основу процесса составляют атмосферная перегонка и комбинирование висбрекинга с кавитационно-акустическим воздействием (разработчик «Термакат», г. Уфа).

Предлагаемая технология «Термакат» позволяет доводить процесс переработки углеводородного сырья на малотоннажном НПЗ до высоколиквидных продуктов, а также Увеличивает выход светлых нефтепродуктов на 20-25 % по сравнению с классическими методами.

Высокоэффективная схема переработки сырья обеспечивает и высокую рентабельность производства, и низкий срок окупаемости вложений. Для установки производительностью

2. Технологические особенности процессов переработки нефти в малотоннажной установке.

Укрупнённо процесс превращения углеводородного сырья (нефти) в конечные продукты можно представить в виде двух этапов (блоков):

– атмосферная перегонка сырья с получением прямогонного бензина, дизельного топлива и мазута;

– переработка мазута с использованием технологии «Термакат» и получением дополнительного количества светлых фракций (прямогонный бензин, дизельное топливо) и битума либо котельного топлива.

В рассматриваемой установке атмосферная перегонка сырья осуществляется по традиционной, классической технологии. При этом возможно различное конструктивное исполнение колоны, печей, теплообменников, сепараторов и других агрегатов в зависимости от производственных возможностей, применяемых материалов и т. п. Отличием от классического варианта является то, что ректификационная колонна должна «перерабатывать» газообразные продукты не только своего блока, но и блока «Термакат». При использовании раздельных колонн число их в установке неоправданно увеличивается.

Следующий блок (этап) переработки реализует технологию «Висбрекинг-Термакат».

Технология «Висбрекинг-Термакат» основана на традиционном термолизе углеводородов который скомбинирован с несколькими регулируемыми по времени стадиями деструктивно-поликонденсационного превращения углеводородов со ступенчатым изменением давления и температуры под воздействием ультрозвукового поля возбуждаемого кавитационными аппаратами.

Это воздействие позволяет обеспечить целевое назначение процесса (повышение выхода светлых нефтепродуктов) путем реализации рациональных температур деструкции и исключения коксообразования, приводя, в то же время, к необходимому уплотнению тяжелых углеводородов до стадии асфальтенов, необходимых для получения неокисленных битумов регулируемого качества.

Использование управляемой энергии кавитации на той или иной стадии процесса расширяет возможность регулирования глубины и скорости протекания реакций расщепления и уплотнения, процессов испарения и поликонденсации а, следовательно, выхода и качества продуктов.

Процесс предназначен для получения углеводородных дистиллятов и остаточных продуктов (котельных топлив и битумов) из тяжелых нефтяных остатков, в том числе из мазутов, нефтешламов, газоконденсатных остатков, путем мягкого управляемого термического крекинга в условиях кавитационно-акустического воздействия на реакционные среды.

Образующийся в количестве 2-5 % углеводородный газ используется для технологических нужд, из 65-88 % дистиллятных фракций производятся компоненты моторных топлив или печное топливо (светлое), а 6-30 % остаточных продуктов квалифицируются как дорожные или строительные битумы.

Доведение полученного прямогонного бензина (октановое число 50-60) до товарной продукции возможно различными способами.

2.Смешивание в необходимых пропорциях прямогонного бензина с высокооктановыми, неэтилированными добавками (ВОД, МТБЭ и пр.) Этот способ позволяет повысить октановое число прямогонного бензина на 10-15 единиц.

Из существующих наиболее эффективной является переработка прямогонного бензина в высокооктановый методом «Цеоформинг», разработанного НИЦ «Цеосит» Российской академии наук (г. Новосибирск). Он позволяет производить бензины от АИ-80 до АИ-95, а также европейский типа «Евросупер-95» без введения добавок и компаундирования. В отличие от традиционных процессов получения высокооктановых бензинов – риформинга – процесс Цеоформинг не требует применения водорода, гидроочистки сырья, дорогостоящих платиновых катализаторов.

Основу технологии составляет каталитическая конверсия низкооктановых жидких углеводородов в высокооктановые компоненты бензинов на цеолитсодержащих катализаторах типа ИК-30-1.

По лицензиям и базовым проектам НИЦ «Цеосит» построены промышленные установки «Цеформинг» мощностью от 5 до 40 тыс. тонн в год: Россия (Нижневартовский ГПЗ, 1992 – 5 тыс. т/год), Польша (НПЗ «Глимар», 1997 – 40 тыс. т/год про проекту фирмы «Lurgi»), Киргизия (Бишкек, 1998 – 40 тыс. т/год), Грузия (Рустави, 2002 – 40 тыс. т/год), Южная Корея (г. Дайджон, 2001, демонстрационная установка, совместно с компанием «Samsung»). Создано промышленное производство катализаторов на завод химконцентратов».

Принципиальная схема переработки нефти по технологии «Термакат» представлена на рис. 1.

Http://pandia. ru/text/77/185/10573.php

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

Установка первичной переработки нефти (АВТ) мощностью 6 млн. т/год Шалымской нефти

К особенностям нефтеперерабатывающей промышленности РБ относятся:

· высокий износ основных фондов большинства технологических установок;

· отставание в эксплуатационных и экологических требованиях к моторным топливам по сравнению со странами Запада.

Сложившееся положение дел требует коренного переоснащения НПЗ РБ новым оборудованием, создания новых технологических установок при одновременном увеличении загрузки заводов нефтью. Низкое использование мощностей по переработке нефти снижает рентабельность производства и, в свою очередь, побуждает решать проблему вывода из эксплуатации части действующих мощностей по первичной переработке. Опыт эксплуатации зарубежных НПЗ показывает, что эффективная работа предприятий обеспечивается при загрузке мощностей на уровне около 90% (в США – 95% и выше). нефть переработка установка

Решение проблемы углубления переработки нефти в Республике Беларусь будет предопределяться наличием сырья для загрузки мощностей по углубляющим процессам и освоения новых технологий для вовлечения в глубокую переработку нефтяных остатков, т. е. процессов гидрокрекинга, каталитического крекинга, висбрекинга и гидрогенизационной переработки.

Все это требует колоссальных капиталовложений. Все НПЗ для успешной реализаций проектов реконструкций разработали схемы поэтапного их проведения. Каждый из этапов рассматривался как отдельный валютоокупаемый проект, в результате реализации которого увеличивался выход светлых нефтепродуктов и создавалась сырьевая база для последующих этапов. Такая гибкая схема поэтапной реконструкции обусловила возможность привлечения денежных средств (в том числе и иностранных кредитов) по частям – под каждый этап в отдельности.

Большое значение имеет максимально возможный отбор светлых фракций от их потенциального содержания в нефти на стадии первичной перегонки. Этот показатель определяется конструкцией погоноразделительной аппаратуры установок АВТ, ее техническим состоянием, четкостью поддержания технологического режима. Высокий возрастной состав большинства установок АВТ (бывшие республики СССР) и их неудовлетворительное техническое состояние ограничивают возможность полного извлечения потенциальных ресурсов светлых нефтепродуктов из нефти. В результате отбор светлых фракций даже на крупных установках мощностью более 3млн т/год в среднем для российских НПЗ составляет не более 93-94% от потенциального. С целью достижения отбора светлых 97-98% от потенциала требуется осуществление комплекса мероприятий по оптимизации технологического режима и совершенствованию оборудования (замена тарелок в ректификационной колонне на более эффективные, увеличение их числа и т. д.) [14].

Задача первичной переработки нефти – разделить нефть на отдельные фракции (дистилляты) без изменения их природного химического состава, она включает два этапа технологии – глубокое обезвоживание и обессоливание нефти и собственно дистилляцию нефти на фракции [11]. При неудовлетворительном обессоливании нефти неорганические соли, оставаясь в тяжелых фракциях нефти, оказывают отрицательное влияние на работу катализаторов и оборудования.

Установки первичной переработки нефти составляют основу всех НПЗ и их роль очень важна в получении высококачественных нефтепродуктов. На них вырабатываются практически все компоненты моторных топлив, смазочных масел, сырье для вторичных процессов и для нефтехимических производств. От работы АВТ зависят выход и качество компонентов топлив и смазочных масел и технико-экономические показатели последующих процессов переработки нефтяного сырья. Проблемам повышения эффективности работы и интенсификации установок АВТ необходимо всегда уделять очень серьезное внимание.

Целью данного курсового проекта является расчет установки первичной переработки Шалымской нефти мощностью 6 млн т/год. Для достижения этой цели необходимо провести анализ заданной нефти, потенциального содержания фракций в нефти, возможность их применения в качестве готовой продукции, либо необходимость их дальнейшей переработки. Такой анализ позволит сделать выбор направления и технологической схемы установки АВТ.

Кроме этого, в курсовом проекте нужно произвести расчет ряда единиц технологического оборудования (колонны, печи, теплообменника).

Вместе с этим необходимо рассмотреть вопросы охраны окружающей среды.

1. Характеристика нефти по СТБ ГОСТ Р 31378-2009 и выбор варианта ее переработки

Выбор технологической схемы первичной и последующей переработки нефти зависит от её качества. Данные о Шалымской нефти взяты в справочной литературе [19]. Показатели качества нефти представлены в табл.1.1 и 1.2.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00748194_0.html

Рассматривая характеристики и потребительские свойства нефтяного сырья поступающего для переработки нужно иметь в виду, что речь идет, как правило, о товарной нефти. Это не совсем то, что извлекают непосредственно из скважины. Добытая сырая нефть становится товарной, пройдя процесс сепарации для обезвоживания и дегазирования. Полученный продукт называется товарной нефтью и годится для транспортировки по трубопроводам или другим способом на нефтеперерабатывающие заводы (НПЗ).

Для международного рынка единицей измерения нефти (сырой и товарной) считается баррель, т. е. 158,998 литра.

При переработке нефти к этому объему добавляется еще примерно 9 литров. Следовательно, из барреля можно произвести около 170 литров разного рода нефтепродуктов. Выход нефтепродуктов может заметно отличаться в зависимости от качества сырья и эффективности технологий. В среднем из барреля нефти получается:

    85 – 102 литра бензина (95 – 92 по октановому числу); 25 – 30 литров дизеля; 20 -25 литров авиационного топлива; 9 – 11 литров нефтезаводского газа; 8 – 10 литров нефтяного кокса; 5 – 7 литров мазута; 4 – 5 литров сжиженного газа; 1 литр моторного масла.

Кроме того в процессе производства образуется некоторое количество полимерного сырья, имеющего самое широкое применение, от пищевой и парфюмерной промышленности до изготовления пластмасс.

Из этого следует, что на произведенном из 1 барреля топливе:

    легковой автомобиль сможет проехать порядка 100 – 200 километров, в зависимости от мощности, расхода топлива и условий езды; трактор преодолеет около 20 километров по бездорожью; пассажирский самолет пролетит чуть более километра.

Ценность других производных нефтяного сырья для современной промышленности оказывается еще выше и имеет тенденцию расти по мере развития технологий.

Http://myfin. by/wiki/term/skolko-benzina-poluchaetsya-iz-barrelya-nefti

Со времен становления отечественной нефтепереработки, когда структура производства формировалась в соответствии со структурой потребления того периода, в отрасли мало что изменилось. В СССР она была ориентирована в основном на производство мазута для электроэнергетики. Из светлых нефтепродуктов важнейшей позицией было дизельное топливо для сельского хозяйства, общественного транспорта, автомобильных грузоперевозок и нужд обороны…

В дальнейшем «автомобилизация всей страны», конечно, привела к росту производства бензина и, вообще, светлых нефтепродуктов. Несмотря на это, структура выхода товарной продукции сегодня не соответствует потребностям рынка, что особенно видно на примере сужающегося спроса на мазут как конечный продукт. Излишки мазута, произведенного на российских НПЗ и не нашедших применения на внутреннем рынке, идут на экспорт, выполняя роль практически сырьевого, притом гораздо более дешевого, товара. И хотя большинство крупных НПЗ проводят модернизацию производств и оптимизацию процессов, ряд факторов рыночного характера будет тормозить в целом процесс углубления нефтепереработки в России

Соотношение мощностей первичной переработки и вторичных процессов в России кардинально отличается от структуры переработки в развитых странах – в большинстве из них вторичные превышают первичную, в США, например, на 35-40% (рис.1). Конечно, это объясняется объективным фактором – нехваткой в таких странах сырой нефти и/ или ее дороговизной, вследствие чего заводы берут для дальнейшего передела импортируемые продукты переработки: прямогонный бензин, дизтопливо, мазут и пр.

Совершенно ясно, что в такой нефтедобывающей стране, как Россия, всегда будет наблюдаться обратное соотношение – объем вторичной переработки всегда будет меньше. Вопрос – насколько.

В структуре производства крупнейших российских НПЗ доля мазута колеблется от 12,2% на «ЛУКОЙЛ-Пермьнефтеоргсин-тезе» до 46% на Афинском НПЗ. Тем не менее многие компании не планируют снижать его выпуск в среднесрочной перспективе.

Мазут может использоваться преимущественно для двух целей: в качестве топлива для паровых котлов (на судах, теплоэлектростанциях и пр.) и в качестве сырья для дальнейшей переработки. В Европе на электростанциях мазут практически не используют из-за его плохих экологических характеристик. В России его применение в электроэнергетике также снижается. Если в 60-70-е годы, когда возводилось большинство нынешних НПЗ, мазут был основным топливом в энергетике СССР.

В настоящее время доля мазута в топливном балансе РАО «ЕЭС России» составляет всего 3% (в основном он выполняет роль резервного топлива) и до 2015 года ее планируется снизить до 2%.

Несмотря на это в некоторых регионах остается спрос па него со стороны энергетиков. Так, компании «Альянс», владею – на Дальнем Востоке Хабаровским НПЗ, пришлось отказаться I от задуманного масштаба модернизации производства, в ходе которой глубину переработки к 2010 году планировалось довести до 95%. Большинство теплоэлектростанций региона все еще работают на топочном мазуте, производимом на местных НПЗ. В результате переговоров компании с местной администрацией планы по углублению производства были снижены до 77%.

В условиях сжатия внутреннего спроса на мазут компании, не имея возможности быстро перестроить структуру производства, ориентируются на поставки зарубежным потребителям, со стороны которых наблюдается устойчивый спрос. Так, если в 2000 году около 20 млн тонн мазута направлялось на внутренний рынок, то к 2006 году поставки сократились до 11,5 млн тонн, в то время как экспорт мазута за тот же период возрос на 19,5 млн тонн.

Экспортировать мазут гораздо выгоднее, чем реализовывать его на внутреннем рынке, так как цена реализации на внешнем рынке значительно превышает цену на

Несмотря на очевидные преимущества операций со светлыми нефтепродуктами перед мазутом (см. «Больше светлых – выгоднее»), сохранению нынешней структуры нефтепереработки способствует ряд внешних и внутренних факторов.

Во-первых, часть центрально и восточноевропейских НПЗ ориентирована на доработку в первую очередь российских нефтепродуктов до уровня местных стандартов. По этой причине, а также в связи с конъюнктурой мирового рынка нефти рост спроса на мазут со стороны европейских заводов в настоящее время достаточно стабилен. Возможность экспорта больших объемов мазута существенно снижает стимулы для российских компаний инвестировать в сокращение его выпуска.

Во-вторых, узкие возможности для экспорта из РФ конечных товаров – автомобильных топлив. Причины этого – как высокая конкуренция на рынке развитых стран, так и явное отставание возможностей российских переработчиков от темпов ужесточения нормативных требований к качеству автомобильного топлива в ЕС. В 2005 году в ЕС были введены стандарты на автомобильное топливо не ниже уровня Евро-4, с 2009 года ожидается пере ход на Евро-5, к 2015 году – Ьвро-6. Многие российские заводы в 2009 году планируют переход на выпуск топлива стандартов Евро-3 и Евро-4, немногие (Нижегородский, Пермский, Рязанский НПЗ) декларируют переход на частичный выпуск автомобильного топлива стандарта Евро-5 к 2009 году.

В-третьих, внутренний спрос на основные нефтепродукты в России полностью удовлетворен, как по объемам, так и по уровню качества автомобильных топлив, что сдерживает внедрение и наращивание мощностей «облагораживающих» процессов.

В-четвертых, капиталоемкость нефтепереработки. Длительные сроки отдачи инвестиций и значительные объемы необходимых средств (в целом для отечествен ной отрасли, по оценке РСПП, для перехода на моторное топливо стандарта Евро-5 до 2015 года потребуется $40-50 млрд) снижают привлекательность инвестирования в данную отрасль. Срок строительства среднего НПЗ составляет 6-7 лет, и при текущей конъюнктуре цен на нефтепродукты вложения окупятся через: 7-8 лет.

В-пятых, отсутствие нормативного регулирования, направленного на улучшение ситуации с дисбалансом первичных и вторичных мощностей. Большинство европейских стран на законодательном уровне применяют налоговые и иные меры, стимулирующие производство более качественных топлив. В результате сегодня структура потребительского спроса в Европе смещена в сторону потребления дизельного топлива и наиболее качественных бензинов.

Еще одним фактором поддержания существующего дисбаланса является выделение значительных ресурсов российскими ВИНК на приобретение нефтеперерабатывающих активов в Европе. Возможность переработки российского сырья на европейских НПЗ вблизи рынков сбыта снижает инвестиционную активность компаний в отношении российских НПЗ.

Судя по заявленным планам модернизации, инвестиционная политика большинства крупнейших НПЗ, ориентированных как на внешний, так и на внутренний рынок, предполагает прежде всего увеличение вторичных мощностей переработки нефти. При этом интенсивность обновления и структура вторичных на НПЗ будут ориентированы прежде всего на внутренний спрос и, в частности, на скорость обновления автомобильного парка страны.

По оценкам Минпромэнерго, количество автомобилей в России увеличится с 32 млн в 2005 году до 44 млн к 2015 году. При этом число автомобилей, потребляющих топливо не ниже стандарта Евро-3, увеличится с 1 млн в 2005 году до 9 млн в 2010 году, а к 2015 году может достигнуть 30 млн, или порядка 65% от прогнозируемого автопарка

Рост количества современных автомобилей и их доли в автопарке страны приведет к аналогичному росту спроса на автомобильное топливо стандарта Евро-3 и выше. Потребление такого топлива в течение 10 лет может вырасти в 30 раз по сравнению с уровнем 2005 года.

Обновлению автопарка будет способствовать не только платежеспособный спрос россиян, но и новые технические регламенты для двигателей и топлив. Так, с 2010 года будет введен запрет на производство и импорт автомобилей с двигателями ниже стандарта Евро-4, а с 2014 года – ниже Евро-5.

Пожалуй, качественное изменение внутреннего спроса на основные нефтепродукты может оказаться в среднесрочной перспективе практически единственным существенным фактором, способным повлиять на улучшение структуры производства российских НПЗ.

Таким образом, в российской нефтепереработке сложилась ситуация, когда у нефтяных компаний нет сильных экономических стимулов для снижения дисбаланса первичной переработки нефти и углубляющих процессов. В таких условиях только государство может их сформировать – в первую очередь посредством налогового регулирования.

На основе изложенных факторов можно сделать вывод, что структура нефтепереработки будет меняться весьма медленно. Соответственно, и структура экспорта российских нефтепродуктов до 2010 года изменится незначительно. Можно ожидать постепенное снижение в экспорте доли мазута с 53% в 2006 году до 50% к 2010 году.

Но по сути экспорт нефтепродуктов из РФ останется преимущественно сырьевым, то есть основной их объем будет поставляться не конечному потребителю, а с целью дальнейшей переработки на НПЗ за рубежом.

Среднестатистический российский НПЗ в 2006 году перерабатывал около 10 млн тонн нефти и имел глубину переработки 71,9%. Необходимо учесть, что завод производит также прочие нефтепродукты, к числу которых относятся керосин, авиационное топливо, различные масла и пр. Мы делаем осторожное предположение, что их доля в выпуске после модернизации меняться не будет. Таким образом выпуск среднестатистического НПЗ составляет 2,7 млн тонн мазута, 1,6 млн тонн бензина, 2,9 млн тонн дизельного топлива и оставшиеся 2,8 млн тонн приходятся на прочие нефтепродукты.

Расчетная выручка от реализации мазута данного гипотетического завода составляет около $730 млн. (2,7 млн тонн х $271/т), а если предприятие проведет модернизацию производства со снижением выхода мазута до минимума, то реализация светлых нефтепродуктов, объем которых увеличится в тех же пропорциях, принесет $4,06 млрд. Таким образом, дополнительный объем выручки будет равняться $3,3 млрд. С учетом средней рентабельности продаж по отрасли нефтепереработки в 2006 году (17,9%) дополнительная прибыль может составить $590 млн для среднестатистического завода образца 2006 года.

Http://www. newchemistry. ru/printletter. php? n_id=1211

Беларусь является чистым импортером нефти: для загрузки двух своих НПЗ она закупает в России 22-23 млн тонн нефти. Самостоятельно страна добывает 1,645 млн тонн нефти и всю эту нефть по договоренности с Россией поставляет на экспорт (в Германию). Экспорт собственной нефти Беларуси выгоден: в этом случае экспортные пошлины на нефть остаются в белорусском бюджете. Однако если бы нефть перерабатывалась на белорусских НПЗ, то экспортные пошлины пришлось бы платить в российский бюджет – по крайней мере, стороны так договорились несколько лет назад. Падение мировых цен на нефть должно было, по логике вещей, принести Беларуси как крупнейшей стране-нефтеимпортеру хорошие дивиденды. В принципе, определенные дивиденды она получила – другое дело, что из-за сложившейся нефтяной конъюнктуры они оказались ниже тех, на которые рассчитывал бюджет.

Напомним, что сначала Минфин прогнозировал среднюю цену на нефть в 2015 году на уровне 83 USD за баррель, рассчитывая при этом получить 1,8 млрд USD экспортных пошлин на нефтепродукты, затем цена была скорректирована до 57 USD за баррель, а по итогам года получилось около 50 USD. Следовательно, снизился и объем экспортных пошлин на нефтепродукты.

Следует учитывать, что сама Беларусь после переработки 23 млн тонн российской нефти (такой объем переработки был в 2015 году) потребляет лишь 5-6 млн тонн нефтепродуктов, остальные 14-15 млн тонн страна ежегодно экспортирует. Следовательно, для внутреннего рынка Беларуси выгодно покупать максимально дешевую нефть, ибо это позволяет иметь на внутреннем рынке дешевое автомобильное топливо, а для экспорта нефтепродуктов – дорогую: чем дороже нефть, тем выше цена нефтепродуктов на внешних рынках и, соответственно, наоборот.

Российскую нефть Беларусь покупает не по мировым ценам, хотя ее цена и привязана к биржевым котировкам. Цена рассчитывается по специальной формуле, в которой учитываются среднемесячные котировки Urals в Северо-Западной Европе и Средиземноморье за минусом экспортной пошлины на нефть и транспортных издержек (от белорусско-российской границы до белорусских НПЗ). Помимо этого, в формулу включен размер премии для российских нефтяных компаний (пару лет назад размер премии составлял примерно 12 USD за тонну). Таким образом, белорусские НПЗ приобретают сырье, в стоимость которого уже заложена определенная прибыль для поставщиков. (Если в России нефтяные компании имеют собственные НПЗ, то на эти заводы нефть поступает по более низкой цене.)

Белорусская сторона считает, что в контексте глобального падения цен на нефть необходимо скорректировать нефтяную формулу, базовые условия которой были заложены еще 4 года назад. Белорусская сторона сторона также отмечает ухудшение качества российского нефтяного сырья и считает, что это также должно быть отражено в цене нефти для Беларуси. Позитивное решение этого вопроса позволит Беларуси дополнительно зарабатывать примерно 5-6 USD на одной тонне, однако пока сторонам сторговаться не удалось.

Также отметим, что в 2015 году в России стартовал налоговый маневр, в результате чего цена российской нефти для Беларуси стала дороже примерно на 13%, тем не менее, она по-прежнему остается льготной. При этом снижение мировых цен на нефть имеет очевидный негативный эффект для Беларуси: чем ниже мировая цена, тем ниже маржа между мировой и льготной ценой.

Попробуем проиллюстрировать этот вывод. За 11 месяцев 2015 года Беларусь закупила в России 20,8 млн тонн нефти (на 1,7% больше, чем за аналогичный период 2014 года) на 5,296 млрд USD (более свежих официальных данных пока нет). Это соответствует 72,6% стоимости, уплаченной Беларусью за импортированную нефть в январе-ноябре 2014 года. Средняя цена за одну тонну нефти составила 254,7 USD (снижение на 29,7%), в то время как в январе-ноябре 2014 года нефть стоила 356,9 USD за тонну. Отметим, что средняя мировая цена на нефть в этот период колебалась в районе 50 USD за баррель (1 тонна нефти соответствует приблизительно 7,26 баррелей).

За указанные 11 месяцев Беларусь экспортировала 1,479 млн тонн нефти собственной добычи, что на 0,2% меньше, чем в январе-ноябре 2014 года. При этом средняя цена упала на 49,8% – до 368 USD за тонну, в результате чего валютная выручка от экспорта собственной нефти снизилась практически в 2 раза – до 545,1 млн USD. Для сравнения: в 2013 году валютная выручка от экспорта белорусской нефти составляла 1,241 млрд USD, в 2012 году – 1,288 млрд USD.

Что касается экспорта нефтепродуктов, то в минувшем году Беларусь продемонстрировала очередной рекорд. За 11 месяцев 2015 года страна продала на внешних рынках 15,3 млн тонн, что на 21,6% больше, чем годом ранее, – на 6, 260 млрд USD (в январе-ноябре 2014 года – 9,189 млрд USD). При этом в страны СНГ (в основном в Украину и РФ) было поставлено 4 млн тонн нефтепродуктов (снижение на 22,5%), в страны дальнего зарубежья – 11,3 млн тонн (рост на 51,7%). Среднеконтрактная цена экспорта нефтепродуктов за этот период составила 411 USD тонну (снижение на 44%), в том числе в страны СНГ – 510 USD за тонну (снижение на 37,8%), дальнего зарубежья – 376 USD за тонну (снижение на 44,2%).

Добиться рекордного экспорта Беларусь смогла в том числе благодаря заметному росту импорта нефтепродуктов (преимущественно, из России: на фоне волатильности российского рубля российским нефтяным компаниям стало выгодно замещать белорусское топливо своим на собственных АЗС в Беларуси). В результате за 11 месяцев 2015 года Беларусь закупила 1,4 млн тонн нефтепродуктов (в 4,2 раза больше уровня января-ноября 2014 года) на сумму 458,2 млн USD. При этом средняя цена составила 316,7 за тонну против 732,7 USD за тонну в январе-ноябре 2014 года (снижение на 56,8%).

Тем не менее, в целом дешевая нефть не позволила Беларуси в прошлом году получить положительное энергетическое сальдо. В январе-ноябре 2015 года экспорт энергетических товаров из Беларуси в денежном выражении упал на 34,5% – до 6,954 млрд USD, а вот их импорт (с учетом природного газа) снизился лишь на 23,3% – до 8,430 млрд USD. Таким образом, в чистом остатке – энергетический дефицит в размере 1,475 млрд USD.

Правда, в этом случае в зачет не попала еще одна цифра: в прошлом году Беларусь получила около 1 млрд USD экспортных пошлин на нефтепродукты (в счет компенсация за стартовавший в 2015 году в России налоговый маневр) – и, как заявил белорусский Минфин, весь объем перечисленных в бюджет экспортных пошлин на нефтепродукты в 2015 году ушел на погашение внешнего долга Беларуси. Отметим, что в белорусском бюджете-2016 заложена сумма 1,1 млрд USD от экспортных пошлин на нефтепродукты (расчеты сделаны исходя из цены нефти 50 USD за баррель).

С другой стороны, налоговый маневр в российской нефтянке заставил раскошелиться и белорусское правительство. Для поддержки отечественных НПЗ в новых условиях оно вынуждено было снизить акцизы на нефтепродукты сразу на 22%, Если бы не эта господдержка, налоговый маневр и последовавшее вслед за этим подорожание импортируемой из РФ нефти стали бы шоком для отечественных нефтепереработчиков.

Сначала правительство хотело обойтись «малой кровью» и предложило «несколько» снизить в Беларуси акцизы на нефтепродукты и одновременно повысить цены на топливо на внутреннем рынке на 10%. Однако это намерение А. Лукашенко подверг жесткой критике. И правительству ничего не оставалось, как пойти на радикальное снижение ставок акцизов на нефтепродукты (отметим, что до налогового маневра оно, напротив, собиралось в течение 2015 года в 2 этапа повысить акцизы на бензин и дизтопливо примерно на 10%).

Для белорусских НПЗ в новых условиях было важно иметь приемлемую маржу на нефтепереработке, которая бы позволяла им не просто поддерживать текущую деятельность, а продолжить программы модернизации. Жесткий государственный патронаж нефтяного направления (ход модернизации белорусских НПЗ каждый месяц контролирует правительственный куратор белорусского ТЭК Владимир Семашко) вкупе с другими условиями позволили белорусским нефтяникам устоять в непростых условиях.

В частности, Мозырский НПЗ в 2015 году переработал 12,290 млн тонн, в то время как в 2014 году – 12,225 млн тонн. Это рекордный объем переработки в новейшей истории Мозырского НПЗ. Причем, этот объем первичной переработки был получен в условиях, когда завод останавливал на капремонт почти две трети своих мощностей. Завод не снизил выпуск светлых нефтепродуктов (суммарно он увеличился на 0,1%), а также увеличил производство битумов (на 30%), сжиженного газа. Мозырский НПЗ поставляет на экспорт около 80% выпускаемой продукции. Общий объем экспорта завода в прошлом году составил около 2,5 млрд USD против 2,8 млрд в 2014 году. При этом по итогам 2015 года предприятие получило, по предварительным оценкам, чистую прибыль в размере 221 млн USD.

Что касается результатов работы ОАО «Нафтан», то они заметно хуже. Вице-премьер Беларуси В. Семашко на днях заметил, что в 2015 году Новополоцкий НПЗ получил прибыль на тонне переработанной нефти в размере всего лишь 0,6 USD. Отметим, что в 2015 году «Нафтан» переработал 10,71 млн тонн нефти, в 2014 году – 10,3 млн тонн.

По оценкам гендиректора Мозырского НПЗ А. Куприянова, налоговый маневр привел к потерям до 15 USD прибыли на одной тонне. Причем, эти потери обусловлены прежде всего тем, что налоговом маневром предусмотрен заметный рост таможенной пошлины на темные нефтепродукты. Поэтому продажи мазута принесли достаточно большие убытки обоим заводам. Но Мозырскому НПЗ – в меньшей степени, так как он дальше продвинулся в модернизации своих мощностей и имеет более высокую глубину переработки нефти.

Министерство финансов Беларуси недавно опубликовало итоги деятельности ОАО за III квартал 2015 года: у Мозырского НПЗ третья позиция среди прибыльных акционерных обществ – чистая прибыль завода составила 3,27 трлн рублей, у «Нафтана» – 6 позиция: 414 млрд рублей.

Http://nmnby. eu/news/analytics/5983.html

Товарная продукция в нефте – и газопереработке формируется по схеме, изображенной на рисунке 4.1. Основную долю в товарной продукции имеют продукты переработки нефти или газа. Особенность нефте – и газопеработки заключается в том, что общее количество продукции зависит от мощности завода по сырью, то есть мощности установок прямой перегонки, а также объёма и качества поставляемой на переработку нефти. Объём переработанного сырья по заводу может увеличиваться в результате роста суточной производительности, дней работы и числа установок первичной перегонки. В переработке газа и нефти товарной продукцией являются продукты переработки, предназначенные для реализации.

В анализе изучается динамика переработанного сырья, изменение объемов производства отдельных видов продукции и структуры товарной продукции, выявляются основные причины изменений.

Рассмотрим анализ динамики и структуры объема товарной продукции, а также выполнение плана на примере газоперерабатывающего завода, основными видами продукции которого являются: термический техуглерод (Т-900), печной техуглерод (П-701), канальный техуглерод (К-354), стабильный конденсат, сжиженный газ, товарный газ, бензин автомобильный и резинотехнические изделия.

Таблица 4.6 Динамика объема товарной продукции газоперерабатывающего завода

Рис. 4.5. Динамика производства техуглерода и бензина автомобильного

Рис. 4.6. Динамика производства газа сухого товарного

За пять лет в структуре товарной продукции произошли значительные изменения. Снизилось производство техуглерода на 1,1 тыс. т, или на 3,6%, по сравнению с 2002 годом. В структуре производства техуглерода также произошли изменения: производство термического техуглерода Т-900 увеличилось на 1,4 тыс. т, или на 33,3%, а производство П-701 и К-354 снизилось на 8,5 и 14,8% соответственно. Это связано с изменением спроса на различные марки техуглерода. Производство стабильного конденсата выросло на 17,3 тыс. т, или на 8,6%, по сравнению с 2002 годом. Это связано с увеличением объемов переработки нестабильного конденсата. Незначительно уменьшились объемы производства сжиженного газа (на 7 тыс. т, или на 5,3%) и сухого товарного газа (на 53,2 млн. м³, или на 4,8%), что связано со снижением поставки сырья. Освоено производство новой продукции – бензина автомобильного. С 2006 года его производство увеличилось на 6,1 тыс. т, или на 38,4%. Значительное снижение производства РТИ (на 234 т, или на 60,05%, по сравнению с 2002 годом) связано с падением спроса на данную продукцию и низкой ее рентабельностью.Следует отметить, что наибольшую долю в выпуске техуглерода имеет печной техуглерод – в среднем 73%.

Таблица 4.7 Анализ выполнения плана по переработке сырья и выпуску продукции

Http://studopedia. su/14_67339_v-pererabotke-nefti-i-gaza. html

На Омском нефтеперераба-тывающем заводе переработана миллиардная тонна нефти с момента его основания в 1955 году. Это первое из российских предприятий, достигшее такого показателя. Юбилейная тонна нефти завода была переработана на производственной установке АВТ-7.

Установленная мощность Омского НПЗ, одного из крупнейших в мире нефтеперерабатывающих заводов, составляет на сегодняшний день 20 млн тонн нефти в год. В 2010 году объем нефтепереработки на ОНПЗ составил порядка 19 млн тонн, глубина переработки — 83,27%, что является одним из лучших показателей в российской нефтеперерабатывающей отрасли.

Сегодня на ОНПЗ выпускается около 50 видов продукции. Завод занимает в России лидирующие позиции по объемам производства моторных топлив. Значительную долю в структуре производства завода составляет ароматические углеводороды: бензол, параксилол, ортоксилол, которые являются сырьем для промышленности нефтехимии и органического синтеза. Усовершенствованный технологический процесс позволяет выпускать на комплексе «Ароматика» ортоксилол чистоты 99,6%, бензол чистоты 99,98%, параксилол чистоты до 99,95% — это самые высокие в мире показатели.

Генеральный директор Омского нефтеперерабатывающего завода Александр Мелинг отметил: «Сегодня ОНПЗ является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России. Переработка миллиардной тонны нефти — это итог более чем полувековой работы завода и вклад предприятия в развитие группы „Газпром нефть“. При поддержке компании мы вместе движемся к единой цели — достижению лидирующих позиций на рынке как по объему и глубине переработки нефти, так и по ассортименту и качеству выпускаемой продукции».

«Миллиардная тонна нефти на Омском НПЗ — это важнейший рубеж не только для Омского завода, но для всей группы „Газпром нефть“. Сегодня в рамках реализации долгосрочной стратегии компании на предприятии ведется масштабная программа модернизации. Одна из важнейших задач, стоящих перед „Газпром нефтью“, — улучшение экологических характеристик моторных топлив, увеличение глубины переработки, расширение ассортимента высокооктановых бензинов, дизельных топлив и других нефтепродуктов, производимых на НПЗ „Газпром нефти“, среди которых Омский нефтеперерабатывающий завод является крупнейшим. Убежден, что успешная реализация программы модернизации ОНПЗ существенно сократит путь ко второму миллиарду», — подчеркнул Председатель Правления «Газпром нефти» Александр Дюков.

Омский нефтеперерабатывающий завод Начал свою работу 5 сентября 1955 года. Первоначально завод перерабатывал ежегодно 3 млн тонн сырья, добываемого в Башкирии. С 1964 года на предприятие начала поступать сибирская нефть. Сначала транспортировка нефти осуществлялась речными танкерами, а затем по трубопроводу «Усть-Балык-Омск». Открытие тюменских нефтяных месторождений дало новый импульс развитию предприятия. Спроектированный первоначально для удовлетворения потребности в нефтепродуктах Западно-Сибирского экономического региона, завод со временем стал одним ведущих предприятий отрасли.

В настоящее время на ОНПЗ продолжается реализация среднесрочной инвестиционной программы, которая предусматривает ряд модернизационных проектов. В рамках этой программы в прошлом году на заводе была введена в эксплуатацию крупнейшая в России и Европе установка изомеризации легких бензиновых фракций «Изомалк-2» мощностью 800 тыс. тонн в год. Комплекс «Изомалк-2» выпускает изомеризат — высокооктановый компонент современного моторного топлива с нулевым содержанием серы, ароматических и непредельных углеводородов, что позволило уже в 2011 году начать на заводе производство высокооктанового бензина 4-го экологического класса.

Сегодня в рамках программы модернизации ОНПЗ на заводе идет строительство установки селективной гидроочистки бензинов каталитического крекинга производительностью 1,2 млн тонн в год, строительство новой установки гидроочистки дизельного топлива мощностью 3 млн тонн в год. Ввод в эксплуатацию этих объектов позволит выпускать моторные топлива, соответствующие 4 и 5 экологическим классам.

Среди проектов, направленных на повышение уровня промышленной и экологической безопасности на предприятии, основными являются модернизация азотно-кислородной станции, строительство нового парка для темных нефтепродуктов, парка для сырья на производстве битумов и кокса, парка сжиженных углеводородных газов, парка серной кислоты и парка щелочи, реконструкция хозяйственных стоков на очистных сооружениях.

Объем инвестиций, которые «Газпром нефть» направит на развитие Омского нефтеперерабатывающего завода до 2020 года, составит 100 млрд рублей. Объем финансирования среднесрочной инвестиционной программы в 2011 году составит 19 млрд руб.

Http://www. gazprom-neft. ru/press-center/news/4197/

По годовому объему переработанной нефти различают предприятия крупные, средние и мелкие. Большая часть предприятий отрасли относится к крупным и средним: объем переработки нефти составляет 6 – 12 млн. т в год. Новые нефтеперерабатывающие заводы, строящиеся по комплексной схеме использования сырья, будут перерабатывать 18 – 24 млн. т нефти в год.

Низкий выход бензина на переработанную нефть показывает, что Херсонский, Одесский, Дрогобыч-ский и Надворнянский НПЗ, на которых отсутствуют такие вторичные процессы, как каталитический крекинг, алкшгарование, изомеризация и другие, относятся к предприятиям с простой схемой переработки нефти. В то же время Кременчугский и Лисичанский НПЗ условно можно отнести к предприятиям с классической схемой переработки, так как у них недостает установок висбрекинга и коксования. Отставание украинских НПЗ от уровня большинства функционирующих в Западной Европе заводов объясняется тем, что во времена, когда эти предприятия строились, изначально закладывалась их специализация как экспортеров мазута. Для определения качества вырабатываемых бензинов и дизтопли-ва была рассмотрена структура их производства в 2003 г. и рассчитан показатель прогрессивности, который определяет доли высокооктановых бензинов в общем объеме их производства.

Общий выход бензина на всю переработанную нефть на старых заводах должен был увеличиться на с 11 5 % в 1937 г. до 15 5 % в 1942 г. Предварительные подсчеты показывали, что при осуществлении намеченного проекта развития добычи нефти и строительства заводов в Урало-Волжских районах вся восточная часть Союза полностью освободится от завоза нефти, бензинов и котельного топлива из Баку и Грозного. Перед нефтяниками страны стояли грандиозные планы на третью пятилетку, и вместе с ними должны были быть мобилизованы на выполнение этих планов строители, монтажники, металлурги и машиностроители.

Расход прямого топлива на 1 тонну переработанной нефти в 1985 году снижен более чем на 20 % по сравнению с 1960 годом.

Мощность по сырью для НПЗ выражается объемом переработанной нефти и газового конденсата, причем следует приводить показатели по объему переработки обессоленной нефти. Мощность НХЗ обычно определяется объемом производимой Ппродук-ции.

Приведенные затраты на 1 т нефти в зависимости от глубины ее переработки ( соотношение потребности бензина к дизельному топливу равно 0 6. На рис. 2 показана зависимость приведенных затрат на I т переработанной нефти от выхода светлых нефтепродуктов.

Исходные данные. После того как рассчитано изменение выхода бензина за счет количества переработанной нефти и за счет потенциала, применяется третья формула, при помощи которой анализируется коэффициент извлечения.

Представляют интерес следующие данные о производительности труда ( в тоннах переработанной нефти на одного работника) за период с.

На заводах потери нефтепродуктов составляют более 1 0 % на переработанную нефть, в то время как за рубежом 0 5; 0 7 / о. С увеличением доли вторичных процессов и объема переработки высокосернистых нефтей в сточных водах увеличивается содержание вредных примесей и особенно фенола, наиболее губительного для животного мира.

Как было отмечено выше, лишь на этой завершающей стадии цены переработанной нефти сближались с издержками производства конкурирующих альтернативных энергоносителей, хотя окончательно так и не достигали максимального уровня последних. Следовательно, только в сумме чистых доходов концедентов, концессионеров и нефтеим-портирующих государств Запада дифференциальная нефтяная рента различных типов находила более или менее полную свою реализацию вплоть до первого обострения энергетического кризиса.

В III системе количество сточных вод составляет 0 03 м3 на 1 т переработанной нефти.

В III системе количество сточных вод составляет 0 03 м3 на I т переработанной нефти.

Анализируя данные по структуре потребления водяного пара и удельных его расходах на 1 тонну переработанной нефти, следует отметить характерные тенденции, происшедшие за рассматриваемый период.

Распределение производственных выбросов от границ нефтеперерабатывающего комплекса. В настоящее время на основании анализа фактических данных установлено, что количество улавливаемых нефтепродуктов составляет 0 6 – 1 5 % от переработанной нефти, независимо от профиля завода. На 1 т перерабатываемой нефти образуется 0 005 – 0 007 т нефтяного шлама.

Мощности большинства добывающих и перерабатывающих предприятий обычно выражают в натуральных единицах: разлив стали в тоннах; мешки сахара-сырца и очищенного; баррели переработанной нефти или баррели цемента. Величина мощностей, конечно, меняется, но эти данные помогают оценить положение компании в анализируемом периоде. Роль и значение такого рода данных зависят от обстоятельств.

В 1979 году в СССР на переработку нефти и производство нефтепродуктов было израсходовано в виде топлива, тепла и электроэнергии 7 % объела переработанной нефти.

Снабжение французских нефтеочистительных заводов средневосточной нефтью с каждым годом увеличивается; в 1953 г. ее потребление составило, 93 % от общего количества переработанной нефти. Среди стран-поставщиков нефти Саудовская Аравия в течение нескольких лет занимает первое место. Арамко после поставок на заводы в Ра Ташора и Сидон, за несколько лет составила около 75 % всей перерабатываемой нефти на французском заводе Сокони-Вакуум, расположенном в Нотр-Дам де Гравеншон, в устье Сены, специализировавшемся на производстве автомобильных и индустриальных масел.

На основании анализа фактических данных количество уловленных нефтепродуктов на действующих НПЗ следует принимать в пределах 0 6 – 1 15 % – количества переработанной нефти независимо от профиля завода. На действующих и проектируемых НПЗ количество уловленных нефтепродуктов на очистных сооружениях в дальнейшем будет ежегодно снижаться за счет сокращения потерь нефтепродуктов со сточными водами.

Завод по переработке нефти мощностью 6 млн. т в год может обеспечить получение 350 – 550 тыс. т газа, или 9 % на переработанную нефть с выходом приблизительно 2 % непредельных углеводородов ( этилена, пропилена и бутилена), 5 % предельных углеводородов ( этана, пропана, изобутана и пентана) и 1 5 – 2 % ароматических углеводородов.

Догнать и превзойти США в области нефтепереработки это значит вырабатывать равные или лучшие по качеству нефтепродукты и при этом иметь меньшие затраты на 1 т переработанной нефти, чем в США. Как показывает ход нашей конференции, задача эта реальна. Но задачи совершенствования технологии должны ставиться не как самоцель, а как средство достижения наилучшего экономического результата.

В 1956 г. на химическую переработку было направлено всего 200 тыс. т газов, полученных от переработки нефти, что составило около 1 6 % переработанной нефти, и 100 млн. м природного газа.

Средние нормы расхода топлива. на отдельных процессах. Поскольку расход прямого топлива в нашей стране по нефтеперерабатывающим и нефтехимическим предприятиям в целом еще очень велик, Госплан СССР установил нормы расхода энергоресурсов на 1 т переработанной нефти и, в частности, на прямое топливо.

Рассмотрение изменений в структуре потребности и качества нефтепродуктов указывает на необходимость увеличения суммарного объема вторичных процессов в схеме переработки нефти, возрастание приведенных затрат на I т переработанной нефти, снижение выхода котельного топлива и увеличение потерь по схемам.

В нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности энергопотребление определяется двумя противоположно действующими факторами-углублением переработки нефти в целях получения высококачественной продукции, которое приводит к увеличению расхода топливно-энергетических ресурсов на 1 т переработанной нефти, и постоянным совершенствованием технологии, обеспечивающим сокращение затрат энергоресурсов.

С учетом внедрения мероприятий по снижению загрязненности вод можно рекомендовать при проектировании новых НПЗ принимать количество уловленных и возвращенных в производство нефтепродуктов в пределах 0 1 – 0 3 % количества переработанной нефти независимо от профиля завода. Очистка резервуаров от шлама производится периодически при их отключении. Осадок размывается гидромонитором и откачивается в шламонакопители.

Последнее объясняется широким освоением деструктивных процессов переработки нефтяных остатков в этой стране: мощности каталитического крекинга достигают 35 %, гидрокрекинга – 9 3 % и различных видов коксования – 11 2 % от объема переработанной нефти.

Несмотря на значительное различие в составе перерабатываемых нефтей, потенциальное содержание светлых при получении одинакового ассортимента нефтепродуктов отличается незначительно ( 1 5 – 2 5 %), кроме смеси нефтей, поступавших на Омский нефтеперерабатывающий завод, где в составе переработанных нефтей в значительно большем количестве содержалась нефть Бу-гульми МС Кого месторождения.

На состоявшемся в Париже международном симпозиуме по охране окружающей среды приводились данные о потерях нефтепродуктов на американском НПЗ производительностью 5 млн. т / год, на котором из резервуаров со стационарными крышами, не оснащенных системами УЛФ, терялось 0 27 ( 12 5 тыс. т / год), а при наливе железнодорожных и автомобильных цистерн – до 0 02 % переработанной нефти. Борьба с потерями нефти и ее продуктов дополняется мерами по сокращению потерь различных видов энергии на промыслах, НПЗ, при транспортировании и потреблении.

Технико-экономическими исследованиями, выполненными Куйбышевским политехническим институтом и Волгоградским и Куйбышевским НПЗ и опытом работы предприятий доказано, что в зависимости от мощности установки, температурного режима вакуумной колонны, конструкции аппаратов и оборудования вакуумного блока АВТ, ежегодно через барометрический конденсатор одной АВТ в канализацию сбрасывается 7 5 – 13 тыс. т вакуумного газойля, или 0 3 – 0 6 % от объема переработанной нефти.

Чтобы представить общий объем потерь при испарении из резервуаров со стационарными крышами и при наливе нефтепродуктов следует отметить, что в 1977 г. на состоявшемся в Париже международном симпозиуме по охране окружающей среды приводились данные о потерях нефтепродуктов на американском НПЗ мощностью 5 млн. т / год, где на резервуарах со стационарными крышами, не оборудованных защитными экранами, терялось до 0 27 %, а при наливе железнодорожных и автомобильных цистерн-до 0 02 % нефтепродуктов от объема переработанной нефти.

В 90 – е годы снижение добычи нефти в стране повлекло за собой падение объемов нефтепереработки в республике. Общий объем переработанной нефти ( включая и газовый конденсат) в 1994 г. был в 2 раза меньше, чем в 1990 г. При средней мощности нефтеперерабатывающих заводов по первичной переработки нефти 13 млн т / год на начало Т995 г. получено лишь 3 7 млн т / год.

Глубина отбора светлых продуктов из нефти остается еще острой проблемой для отрасли. Она определяется как отношение количества переработанной нефти за минусом товарного мазута и мазута, использованного для собственных нужд, к общей переработке нефти. Увеличение глубины переработки, повышение отбора светлых нефтепродуктов увеличивают рентабельность продукции.

Предприятия нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей отраслей по прежнему на сегодняшний день являются одними из самых водоемких. Количество загрязненных сточных вод на единицу добытой и переработанной нефти остается весомым. Источниками загрязнения почвы и водоемов нефтью, нефтепродуктами и отработанными буровыми реагентами являются предприятия нефтегазодобычи, нефтегазопереработки, транспорта нефти и нефтепродуктов, которые даже при проведении регламентных работ наносят весьма ощутимый урон окружающей среде. Ежегодно в мире при добыче, транспорте, хранении и использовании теряется около 50 млн. т нефти нефтепродуктов.

Но, несмотря на все очевидные преимущества, процесс такой замены, как показывает пятнадцатилетний опыт, в условиях нефтезаводов Башкирии идет медленно. Это подтверждается динамикой удельного потребления воды на 1 тонну переработанной нефти. Безусловно, такая динамика в определенной мере обусловлена углублением переработки нефти за этот же период.

В нефтепереработке и нефтехимии все предприятия по уровню должностных окладов разделены на пять групп, цехи – на четыре и установки – на три группы. Показатели для отнесения заводов к той или иной группе следующие: объем переработанной нефти, число технологических установок и количество видов вырабатываемой продукции, учитываемой в отчетной форме I-II. Для цехов в качестве критерия приняты объем производства, число и сложность входящих в его состав установок; для технологических установок – сложность установки; для цехов вспомогательного производства – объема работ.

Мексиканские нефти преимущественно тяжелые, выход светлых нефтепродуктов из них значительно меньший по сравнению с нефтями других стран. Основной продукт мексиканских заводов – мазут, выход которого достигает 58 % на переработанную нефть. Поэтому производство бензина и керосина отстает от потребностей страны. Эти нефтепродукты Мексика импортирует. Производство же мазута превышает потребность страны. Мазут составляет основную часть нефтяного экспорта Мексики.

Из приведенных данных следует, что на заводах топливного направления даже со сравнительно высоким удельным весом каталитического крекинга получаются относительно небольшие количества сырья для нефтехимии. В приведенном примере выход этого сырья составляет около 5 % ( по весу) от переработанной нефти.

Многолетний опыт эксплуатации замкнутой системы водоснабжения барометрических конденсаторов установок АВТ показал, что, несмотря на вполне удовлетворительную работу этой системы, в отдельных случаях при отклонениях от режима переработки нефти наблюдается увеличение концентрации сероводорода в отработанном воздухе, выбрасываемом из градирен, что приводит к повышению загазованности атмосферы на территории водоблока. Кроме того, нефтеловушками этой системы улавливается до 6 – 15 т фракций дизельного топлива на каждую 1000 т переработанной нефти. Обводненный уловленный нефтепродукт сбрасывается в общезаводскую систему ловушеч-ного продукта и перерабатывается по обычной схеме, принятой на заводах.

Однако дальнейшее углубление переработки ( сверх потенциального содержания светлых) благодаря применению вторичных процессов ведет к увеличению затрат на 1 т переработанной нефти.

Использование установок характеризуется показателями экстенсивного, интенсивного и интегрального их использования. Для их вычисления по каждой установке нужно иметь такие данные: суточную производительность установки, число установ-ко-суток по плану и фактически и количество переработанной нефти или дистиллятов.

Несмотря на чрезвычайно интенсивное развитие нефтехимической промышленности, особенно в период последних лет, объем потребляемого ею сырья по тоннажу невелик в сравнении с уровнем добычи и переработки нефти и газа. Даже в странах, где нефтехимия достигла высокого уровня развития ( как, например, в США), потребление нефтяного углеводородного сырья составляет примерно 2 % от количества добытой и переработанной нефти.

Установки каталитического риформинга также являются в данное время необходимым звеном нефтеперерабатывающего завода. Вмход фракций относительно низкий ( 15 – 20 % об. от перерабатываемого сырья), и мощность отдельных установок значительно меньше установок каталитического крекинга, но удельный объем катали-тр ческого риформинга по количеству переработанной нефти значительный. Из продуктов риформинга производят синтетический каучук, искусственные волокна, пластмассы и др. Получаемый в процессе риформинга водород используют как в самом процессе, т к и на установках гидроочистки или в химической промышленности.

Выход мягкого парафина зависит от содержания его в нефти и масштабов выработки зимнего дизельного топлива. При общем отборе дизейьного топлива около 20 % на нефть, XU часть которого составляет зимнее, ресурсы мягких парафинов для восточных нефтей ориентировочно могут быть оценены в 0 4 т на 100 т переработанной нефти.

Завод производительностью 12 млн. т в год, сооруженный по схеме БашНИИ НП, будет состоять из 19 установок. Капиталовложения на 1 т перерабатываемой нефти составят 11 6 руб. и на 1 т светлых – 21 4 руб. Стоимость товарной продукции на 100 руб. капиталовложений равна 153 руб. Расход водорода на гидроочистку дистиллятов моторных топлив составляет 0 25 % от переработанной нефти.

Http://www. ai08.org/index. php/term/%D0%A2%D0%B5%D1%85%D0%BD%D0%B8%D1%87%D0%B5%D1%81%D0%BA%D0%B8%D0%B9+%D1%81%D0%BB%D0%BE%D0%B2%D0%B0%D1%80%D1%8C+%D0%A2%D0%BE%D0%BC+II,4692-pererabotannaya-neft-.xhtml

Добавить комментарий