Переработка нефти мини нпз

Сырая нефть не нужна. Для использования пригодны более частные нефтепродукты

27 крупных НПЗ, общая годовая мощность по первичной переработке (установки ЭЛОАВТ) 250 млн. т. 43 мини-НПЗ, общей мощностью 5,5 млн. т.

Омский НПЗ на 3 месте в мире по объемам переработки и технико-экономическим показателям

1. производственная мощность 250 (потенциал), фактически перерабатывается 206 млн. т – 2005 г, 197 млн. т – 2004 г. → недогрузка при первичной переработке. НПЗ имеют предел рентабельности по загрузке. Если коэффициент меньше 0,8, то работа нерентабельна

2. очень высокая степень износа – 53%. 80% по нефтеперерабатывающим, несколько лет назад 90%. При таком коэффициенте износа трудно соблюдать технологический процесс

3. недостаточная глубина переработки – проблема рационального использования. 2000 – отбор светлых нефтепродуктов на 60%, 2005 – отбор светлых нефтепродуктов на 71%, по Европе в среднем 85%. Рекорд в Калифорнии – 95%. У нас только 4 НПЗ имеют глубину переработки свыше 80%. В Волгограде проектируется НПЗ с 95% переработкой. Соотношение первичных и вторичных процессов переработки: Европа – 30% / 70%, США – 50% / 50%, Россия – 13% / 87%. Проблема заключается в развитии вторичных процессов переработки, в стимулировании производства нефтепродуктов (27% мазута, но с другой стороны нам нужно много мазута). Развитие вторичных процессов переработки должно быть с учетом того, что мы у кого-то забираем мазут и его надо чем-то заменить. Раньше заменяли газом. Энергетика становится более восприимчива к углю. Установка в Омске, а мазут раскидан по стране.

Дизельное топливо – его качественные параметры были плохими (большое количество коксующихся веществ) → экспортировали его плохо, рынок в Европе снижает объемы потребления. Второй параметр – наличие большого количества серы

Больше всего на экспорт идет ДТ. Одним из критериев включения в Евросоюз является улучшение качества бензина до евро-3 и евро-4. Нам надо переходить на более высокие октановые числа (задача вторичной переработки), решать проблему с серой. Надо контролировать заправки и улучшать технологию переработки нефти.

У нас до 40 мини-НПЗ. Темпы строительства и использования мини-заводов очень высокие.

I. В настоящее время по мнению специалистов появилась почва для развития малого бизнеса. Возможность нормального функционирования малых предприятий связана с переработкой нефти, т. к. на рынок нужно поставляя только нефтепродукты

1. «Идти на поклон крупному бизнесу» – давальческая схема. Компания отправляет нефть на НПЗ, ее там перерабатывают, но в качестве платы забирают определенный объем нефтепродуктов. Но НПЗ, осознавая свою власть, злоупотребляет ею и «выкручивает руки» малому бизнесу

2. «Перерабатывать нефть на своих собственных установка». Но нет отечественных нефтеперерабатывающих установок небольшой мощности, поэтому нужны доллары для покупки зарубежных, а для этого нужны нефтепродукты → замкнутый круг

Цены на нефтепродукты в период сбора урожая вырастают. Минирефайнеры ориентированы на производство ДТ.

4 млн. т нефти было переработано мини-НПЗ 200 тыс. т бензина, 400 тыс. т мазута, остальное ДТ

Такое строительство мини-НПЗ решает проблему занятости, особенно шахтеров.

На заводах трудно достигнуть качественных параметров – обеспечить раелизацию потенциала УВ можно только углубив ее переработку

Должна быть переориентация на рынок азиатско-тихоокианского бассейна. К 2035 Индия и Китай будут потреблять 60% мировой энергии

Протяженность трубопроводов 48-50 тыс. км, протяженность продуктопроводов 24 тыс. км

Транснефть в 2005 перекачала 250 млн. т. Темпы роста транспорта – 16%, добычи – 8%

В результате радикальных реформ 90-х гг. трубопроводный транспорт очень много потерял в потенциале.

Трубы очень востребованы, т. к. это главное экспортное направление на Западе.

1. Главная проблема – повышение эксплуатационной надежности трубопроводных систем

34% магистральных трубопроводов отработали более 30 лет, 70% трубопроводов отработали более 20 лет, при том, что срок жизни трубопровода – 33 года

БТС – Балтийская трубопроводная система: первая очередь введена на 12 млн. т введена в 2001. Она была быстро построена и выведена на режим. Есть 2 лага: строительный и освоения (от конца строительства до выведения на проектную мощность).

Трубопроводная система перекачивает 50 млн. т. Сейчас хотят повысить до 60 млн. т

Был проект о введении второй очереди Новороссийского терминала. Но это направление стало сложным, т. к. Турция ограничивает проход танкеров через Босфор и Дарданеллы. 2-ой довод – в Новороссийске Черное море штормит более 10 дней в году. Балтийское же море тише, спокойнее.

Проект был реализован, но надо было увеличить поток нефти. Туда построили трубу из Казахстана. В перспективе эта труба будет продлеваться. Куда же пошла нефть Азербайджана?

3. Интеграция «Дружбы» с трубопроводной сиситемой «Адрия» балканских стран. Проект находится на завершающей стадии. Трубопровод Бургас – Александрополис – основной поставщик нефти ЛУКОЙЛа. Будет подаваться из Новороссийска. В Александрополисе нефть будет наливаться в танкеры и развозиться по всему миру.

4. Вопрос расширения Восточного вектора нефтепроводов. Западная Сибирь – Охотское море. Много разговоров на экологическую тему, т. к. вблизи озера Байкал. Транснефть проработала вариант улучшения качества – утолщение стенок в 2 раза. Однако, не без участия президента, трубопровод переносят дальше на север. На танкерах нефть будет отправляться в Японию, отвод будет в Китай. Поток рассчитан на 80 млн. т нефти в год. Трубопровод строится

5. Трубопровод Карьяга – Юдина. Круглогодичный поток нефти, Тимано-Печерский регион.

Связывают нефтепереработку с потреблением. Основные объекты – нефтебазы. Основная цель нефтебаз – перевалочная, распределительная. Смешенные нефтебазы – хранение и распределение.

Перевалочные базы – с одного вида транспорта на другой (ж/д, труба, танкер)

Распределительная нефтебаза. Ее цель – распределить нефть по потребителям. Существуют прямые поставки, либо распределение через системы АЗС

Смешанные нефтебазы. Решают проблемы распределения и перевалки нефти.

Количество нефтебаз 1 600 – постоянно. Компании называют теперь нефтебазы терминалами. Обеспечивают надежное продуктообеспечение всех потребителей. Каждая компания имела регион, где она должна была обеспечить стабильное нефтепотребление. Например, Сургутнефтегаз → Псков, Новгород, Ленинград. Но система нефтепродуктообеспечения была открыта для частного бизнеса.

Сдерживает высокая степень криминализации этой сферы деятельности – без «крыши» не выжить.

Http://helpiks. org/4-98334.html

По предварительным прогнозам в странах Европы в этом году должны закрыть как минимум 10 из 104 нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ). Можно не сомневаться, что, первую очередь, это затронет малую нефтепереработку на фоне серьезного падения общего спроса на энергоносители и бензин. Проблема усугубляется еще и тем, что более 50% НПЗ были сооружены вскоре после Второй мировой войны и многим европейским нефтепереработчикам приходится делать нелегкий выбор: нужно либо вкладывать серьезные инвестиции в модернизацию действующих НПЗ, либо закрывать убыточный бизнес.

В России и СНГ за 20 лет своего существования малая нефтепереработка рассматривается исключительно как «остаточное» явление ТЭК. Поскольку мини-НПЗ – это, прежде всего, малые объемы переработки, то и государства СНГ отдают, в первую очередь, все внимание «большой» нефтепереработке. Поэтому рынок малой нефтепереработки обойден вниманием СМИ, экспертов, что, в свою очередь, порождает дефицит информации и объективной аналитики. Автор статьи на примере европейской Польши доказывает, что эта страна не только сберегла малые НПЗ на юге страны, но и загрузила их работой, тем самым сохранив рабочие места, а значит и поступления от налогов.

Сектор мини-НПЗ характеризуется не только малой мощностью установок, но и своей экономической нишей, направленностью на решение локальных задач регионов стран СНГ, поэтому его нельзя рассматривать сквозь призму большой переработки нефти. В странах СНГ насчитывается более 250 мини-НПЗ – это Россия, Украина, Казахстан, Узбекистан, Киргизия. Переработкой сырья реально занимается не более – 60% от всех малых НПЗ. Доля мини-НПЗ в переработке нефти составляет не более – 3%.

Как показывает пример Польши, малые НПЗ могут иметь свое место в процессе нефтепереработки. На юге Польши пять малых НПЗ, еще в 2002-2004 г. г. группы Орлен и Лотос приватизировали эти НПЗ и включили их в производственный процесс выпуска топлива. Сегодня малые НПЗ Польши уже специализируются на: регенерации отработанных масел (НПЗ Едличе), производстве биодизеля (НПЗ Тшебиня, Чеховице).

В Таможенном Союзе вступил в силу технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту». В связи с этим, многие эксперты говорят об окончании эры мини-НПЗ. Вполне реалистичен и другой сценарий развития ситуации: трансформация сектора малой переработки, то есть внедрение вторичных процессов нефтепереработки. Именно этот сложный путь является единственным шансом для мини-НПЗ оставить за собой свою экономическую нишу в новых условиях конкуренции на рынке топлива.

Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, крекинга мазута, а также риформинга бензина, с применением цеолитных катализаторов. Такие технологии эффективно применять на малых НПЗ, начиная с мощности от 100 тыс. тонн в год.

Существует «пирамида» мощности мини-НПЗ по сырью, разделенная на группы, и переход с группы на группу позволяет экономически обосновано внедрять различные технологии вторичной переработки нефти, улучшая экономические показатели и качество вырабатываемой продукции.

Главные различия между этими группами мини-НПЗ состоят не только в мощности, но и в рентабельности производства. Так, рентабельность заводов базового уровня с мощностью менее 100 тыс. тонн в год не будет превышать 8-12%, В то же время рентабельность производства второй группы мини-заводов уже находится в среднем на уровне 50%, глубина переработки сырья на таких мини НПЗ увеличивается с 50 до 75%.

На мини-НПЗ первых двух групп возможна выработка исключительно прямогонного (низкооктанового) бензина; качество производимого дизельного топлива полностью определяется содержанием серы и парафинов в сырье.

Третья группа пирамиды мощности мини-НПЗ за счет использования процессов термокрекинга, гидроочистки и риформинга обеспечивает не только привлекательную рентабельность производства, но и возможность выработки качественного малосернистого дизельного топлива и высокооктанового автобензина.

Четвертая группа мощности – это заводы более 500 000 тонн нефти в год. Такие заводы часто строят в несколько этапов, и по мере пуска в эксплуатацию всех мощностей завод освобождается от приставки «мини-» не только в плане объема переработки сырья, но и в отношении технологической оснащенности. Комплекс процессов каталитического и гидрокрекинга, изомеризации и алкилирования позволяет уже выходить на уровень качества моторных топлив, соответствующий стандарту Евро-4.

Существует два главных понятия: глубина переработки нефти и качество вырабатываемых нефтепродуктов. Глубина переработки напрямую зависит от внедрения вторичных деструктивных термических или термокаталитических процессов, но и она не является залогом высокого качества вырабатываемых светлых продуктов переработки.

Так термический крекинг, применимый на мини-НПЗ, дает большой выход олефиновых углеводородов, содержание которых в бензинах нежелательно. В то же время, содержание серы во фракциях термокрекинга определяется ее процентом в сырье и может быть уменьшено только путем гидроочистки, а установка получения водорода, по мнению экспертов рентабельна для НПЗ более 1 млн. тонн нефти в год.

Прямогонный бензин можно перерабатывать на установке риформинга. СТК «Цеосит» (Новосибирск) – еще в конце 90 годов разработала технологию «Цеоформинг». Так, с тонны прямогонного бензина получают – около 70% базового бензина А-80 и 25% газа СПБТ. Методом компаундирования с присадками получают А-92. Требования техрегламента (Евро 4), ограничат содержание ароматики в бензинах. Существуют разные мнения об эффективности технологии «Цеоформинг». Как пример, НПЗ Глимар (Польша), где установка на 40 000 тонн в год, построенная фирмой «Лурги» успешно проработала более 10 лет, производя высокооктановый бензин А-95. Цена установки – 8 млн. дол. (1997 г.). Об эффективности технологии «Цеоформинг» утверждает тот факт, что канадская фирма «Hudson Oil», которая в 2012 году купила НПЗ Глимар, готовит установку к новому запуску.

Анализ участия действующих мини НПЗ в производстве нефтепродуктов в странах СНГ, показывает, что около 75% малых НПЗ специализируется на производстве дизтоплива. Например, в России, около 30 мини НПЗ отдают прямогонный бензин в продуктопроводы, который поступает на переработку на нефтехимические предприятия.

Малые НПЗ, например России, наверное, нужно было б ориентировать на переработку нефтяных отходов, которые находятся вблизи крупных НПЗ. Конечно, для этого нужна другая технология, но ее реально внедрить на малых НПЗ. Кроме того, в России, Украине, Казахстане – не решен вопрос регенерации отработанных масел. Поэтому нужно искать применение малым НПЗ.

Полноценная конкуренция со стороны мини-НПЗ будет возможна лишь в случае роста их вклада в производство нефтепродуктов – если не на порядок, то хотя бы в разы, а также при сопоставимом уровне качества с продукцией больших НПЗ.

Возникает вопрос, какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Что делать с мини НПЗ в странах СНГ?

Есть реальные примеры мини НПЗ, на которых внедрены вторичные процессы:

● Лукойл – Урайнефтегаз – гидроочистка и кат риформинг прямогонного бензина – 32 000 т\год (1994), Когалымнефтегаз – гидроочистка прямогонного бензина и дизфракции – 126 000 т\год (2001) , кат риформинг прямогонного бензина – 33 000 т\год (2000) – технология Ventech Engineering

● ТНК ВР – НПЗ Нягань (Красноленинский) – 280 000 т\год – риформинг, гидроочистка технология Ventech Engineering

● KAR Oil Refining (Эрбиль, Курдистан) НПЗ – 900 000 т\год (20 000 барр\д) – гидроочистка нафты (9000 барр\день), установка риформинга – 6 000 барр\д., установка изомеризации – 2 500 барр\д, демеркаптанизация дизтоплива, керосина)

В сентябре 2010 г – в завод инвестировано 250 млн. дол – производительность увеличена до 40 000 барр\д технология Ventech Engineering.

На полный цикл создания мини-НПЗ, с вторичными процессами требуется в среднем 2 года, следовательно, к 2014-2015 годам, по нашим прогнозам, будут законопослушно работать не более 25% малых НПЗ. Похоже, сложившаяся ситуация в полной мере осознается и бизнесом, о чем говорит преимущественное строительство мини-НПЗ мощностью более 500 тыс. тонн в год.

Над вопросами внедрения вторичных процессов для малых НПЗ работает ряд инжиниринговых компаний, среди них: ООО «АЗСнефтебазстрой», ООО «Олкат», ООО «Линас», ООО «Термакат» (все Россия), НПФ «Турал-110» (Азербайджан) и др. Конечно лидером является Ventech Engineering (США), но цена их технологии для малых НПЗ до 1 млн. тонн\год сегодня составляет от 70 млн. дол.

ОАО НПП Нефтехим (Краснодар) – предлагает для широкой бензиновой фракции – гидроочистка, изомеризация, риформинг, компаундирование – Производительность по нефти: 200 000 т\год – 30 млн. дол., 500 000 т\год – 40 млн. дол., 1 200 000 т\год – 80 млн. дол.

Вопрос: сможет ли хозяин мини НПЗ, который построил АТ – 200 000т\год за 3 млн. дол. рассчитывать на технологию Ventech Engineering? Ответ однозначный, конечно нет. Поэтому нужны технологии в пределах стоимости до 10 млн. дол, именно над этим сегодня и работает НПФ «Турал-110». Так, к примеру, установка по переработке мазута на 100 000 т\год стоит 1.5 млн. дол. (оборудование), установка по переработке прямогонного бензина – на 40 000 т\год (сырье) – 6.5 млн. дол. (оборудование). Установка переработки мазута НПФ «Турал-110» – увеличивает глубину переработки нефти до 75 -80%.

Таким образом, малая нефтепереработка в странах СНГ – явление локальное, роль которого, как способа создания дополнительной конкуренции на рынке моторного топлива в масштабах стран, преувеличена. Однако, малые НПЗ в странах СНГ могут и должны выжить, и это зависит, как от хозяев заводов, так и от политики стран, как в примере с Польшей.

Http://ecovestnik. ru/index. php/2013-07-07-02-13-50/nashi-publikacii/2110-vyzhivet-li-malaya-neftepererabotka-v-sng

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Углубленная переработка нефти на Мини НПЗ имеет ряд особенностей.

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

Основные направления переработки в зависимости от показателей качества сырья)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

В последние несколько десятилетий значительно увеличилось, количество производства мазута в результате деятельности основных его потребителей – это флот, жилищно-коммунальное хозяйство, автосервисы, различные заводы и нефтеперерабатывающая промышленность. Вследствие этого, на первый план выходит переработка мазута.

Начать стоит с того, что такое мазут. Это остатки первичной перегонки нефти. В свою очередь, он также обрабатывается для получения газойля. Этот процесс носит название вакуумная перегонка мазута.

В большинстве случаев процедура переработки и утилизации, производится по отношению к нефтепродукту, который по различным причинам стал негодным для дальнейшего применения по своему технологическому назначению. Для такого продукта, требуется качественная утилизация на специально оборудованных полигонах, либо отправка на фабрики по переработке нефтяных шламов.

Фабрика по переработке нефтяных остатков может работать как в числе крупного мусороперерабатывающего завода, так и отдельно от него. Указанное производство при современных реалиях, всегда будет высокодоходным, потому что утилизация нефтяных отходов, нужна многим предприятиям химической и нефтехимической промышленности, а также многочисленным отраслям экономики — потребителям их продукции. Хранение некондиционного мазута в современном мире, не выгодно экономически, и связанно с постоянными экологическими рисками.

Хранение мазута в резервуарах любого типа, потенциально опасно возникновением различных чрезвычайных ситуаций и техногенных аварий. Утилизация мазута необходима во избежание воздействия на окружающую природу, следующих вредных факторов при возникновении аварии:

Пары нефтяных отходов, при горении токсичны для человека, животных и растений. Воды с содержанием нефтешламов, при сбросе загрязняют почву крайне вредными веществами. При попадании подобных отходов в любой водоем, гибнет много представителей флоры, фауны, а также водных обитателей.

По международной статистике, преднамеренно либо по неосторожности, в воды мирового океана попадает около 10 млн. тонн нефти и ее продуктов ежегодно. Переработка нефтяных отходов, крайне важна для любого крупного или мелкого предприятия.

Обезвоживание для захоронения твердых остатков. Используются специальные установки для переработки мазута. В процессе выполнения этой технологической операции, остатки нагреваются, и вода в виде пара отделяется от нефтепродукта. Твердые остатки подвергаются утилизации на специализированных полигонах. Захоронение отработанного мазута в чистом виде на специально оборудованном полигоне – это более ответственный, но, тем не менее достаточно популярный способ. Полигоны для утилизации, в данном случае строятся по особо защищенной от отрицательного влияния на экологию схеме. Сжигание в печах – термическая обработка, приводящая к разложению входящих в продукт веществ на составляющие, в результате горения и воздействия высоких температур. Виброкавитационная утилизация. Ультразвуковая обработка жидких сред нефтепродукта. Биологический метод переработки. Например, почва загрязненная нефтепродуктом, в результате жизнедеятельности специальных микроорганизмов, становится пригодной для безопасной утилизации и даже разбивки на ней клумб. Химико — физический способ переработки. В процессе обработки специальными химическими веществами, происходит разделение мазута на фазы, пригодные для дальнейшего промышленного применения, а также их безопасное уничтожение. Химическая технология переработки – инкапсулирование в результате воздействия абсорбентов или негашеной извести.

Указанный перечень методов переработки, далеко не полный. В некоторых случаях применяются специально доработанные под конкретную ситуацию способы – например загрязненную нефтепродуктами почву, можно очистить в центрифуге, из полученного мазута сделать битум, а полученные масла и подготовленную почву подвергнуть регенерации с помощью микроорганизмов.

В современной России, недопустимо халатное отношение к состоянию окружающей нас среды, и поэтому такая отрасль как утилизация нефтепродуктов, в следующие десятилетия, несомненно будет востребованной в экономике нашей страны.

Все продукты, методы анализа которых рассмотрены в главе, условно разделены на 5 групп. Основными признаками отнесения продуктов к той или иной группе служили их физическое состояние, вязкость и летучесть. В первую группу (анализ топлив) включены методы анализа природных газов, бензинов, авиационных газотурбинных топлив и автотракторных дизельных топлив, а также товарных и промежуточных продуктов соответствующих фракций нефтей и других органических продуктов. Сырые нефти, вакуумные газойли, тяжелые моторные и котельные топлива, присадки к маслам, мазуты и битумы по своим физико-химическим свойствам и методам анализа ближе к смазочным маслам, поэтому их анализ рассмотрен в следующем параграфе. В третью группу продуктов входят консистентные смазки и отложения. Под термином отложения подразумевается группа веществ, выделяющихся по разным причинам из нефти и нефтепродуктов в процессе их добычи, переработки, хранения и применения. В четвертую группу объединены высокомолекулярные полимеры, которые при комнатной температуре представляют собой твердое вещество. Для анализа низкомолекулярных, жидких полимеров следует пользоваться методами анализа масел. Наконец, в пятой группе рассматриваются методы анализа нефтяных коксов и углей. [c.161]

При переработке мазутов, содержащих значительное количества полициклических углеводородов с большим числом колец и короткими алифатическими цепями в молекулах, легко окисляющихся и ухудшающих вязкостно-температурные свойства масел, рассмотренные выше методы очистки оказываются недостаточно удовлетворительными. Поэтому с увеличением потребления смазочных масел и необходимостью перерабатывать мазуты не только отборных масляных нефтей, но и менее качественных получила распространение селективная очистка, т. е. очистка при помощи селективных (избирательных) растворителей. Этот метод очистки основан на подборе растворителей, обладающих при определенной температуре и соотношении количества растворителя и очищаемого масла разной растворяющей способностью к нежелательным и полезным компонентам масла. [c.137]

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты бензин (т. кип. от 40 до 150—200°С), лигроин (т. кип. 120—240 С), керосин (т. кип. 150—300 С), газойль — соляровое масло (т. кип. выше 300 С), а в остатке — вязкую черную жидкость — мазут. Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла веретенное, машинное, цилиндровое и др. Из мазута некоторых сортов нефти выделяют вазелин и парафин. Остаток мазута после отгонки называют нефтяным пеком или гудроном. [c.303]

Еще в 70-х годах прошлого столетия великий русский ученый и пламенный патриот Дмитрий Иванович Менделеев указывал, что сжигание в топках нефти и мазута является преступлением, так как эти продукты — прекрасное сырье для производства масел. Предложение Д. И. Менделеева о переработке тяжелых кавказских нефтей на смазочные масла было осуществлено русскими инженерами-нефтепромышленниками. Первые масляные заводы были построены В. И. Рагозиным в 1877 г. и 1879 г. в Балахне (Горький). Русские смазочные масла быстро зарекомендовали себя на мировом рынке более высококачественными, чем американские. I [c.4]

Раньше нефть и нефтяной газ использовались почти исключительно в качестве топлива. В настоящее время нефть в сыром виде не применяется ее подвергают фракционированной (дробной) перегонке и получают бензин, керосин, моторные топлива, мазут, смазочные масла. Остаток подвергают дополнительной переработке, в результате чего получают асфальт и другие продукты. [c.86]

При разработке процесса каталитического крекинга нефти и мазутов основным направлением в использовании получающихся фракций, кипящих выше 350″, была дальнейшая их переработка на моторные топлива. Однако уже в первых работах по крекингу нефти были попытки облагораживания соляровых фракций в процессе гидроочистки с последующей переработкой их на смазочные масла и парафин. [c.181]

Исходным сырьем для получения масел служат мазуты — остатки от прямой перегонки нефтей. Основным способом переработки мазута на смазочные масла является фракционная перегонка. При этом из более легкокипящих фракций мазута получают маловязкие смазочные масла, получившие общее название дистиллятных. [c.135]

Заводы частных компаний расположены главным образом вдоль побережья, так как они в основном рассчитаны на переработку импортной нефти. Государственные заводы расположены ближе к потребителям и нефтяным месторождениям. Объем производства нефтепродуктов на заводах любой нефтяной компании, действующей в стране, контролируется правительством исходя из потребностей в нефтепродуктах. Наибольшим спросом (окоЛо 75%) пользуются темные нефтепродукты (дизельное топливо, мазут и керосин), а потому все построенные и строящиеся заводы рассчитаны в основном на производство темных нефтепродуктов. Большой спрос предъявляется и на смазочные масла. С целью удовлетворения спроса на смазочные масла построен завод по производству их при нефтеперерабатывающем государственном заводе Б г. Мадрасе мощностью 200 тыс. т в год и в г. Бомбее совместно с фирмой ЭССО мощностью 150 тыс. т в год. Эти заводы удовлетворяют до 65% потребностей страны. [c.47]

Переработка мазута. Мазут — жидкий остаток, не испарившийся при первичной перегонке нефти в зависимости от характера и свойств перегоняемой нефти и производственно-экономических соображений может предназначаться в качестве 1) сырья для термического крекинга б) сырья (масляный мазут) для получения смазочных и специальных масел путем новой фракционной перегонки и очистки продуктов перегонки в) сырья для получения нефтяного битума г) смазки без всякой дальнейшей переработки — для грубых механизмов (смазочный мазут). Мазут из высокосернистых и высокосмолистых нефтей не всегда экономически выгодно перерабатывать на смазочные масла или направлять на крекинг. [c.396]

Переработка нефти (и мазута) на смазочные масла. Варианты этого производства также очень разнообразны ( 95). На фиг. 141 представлена схема масляного производства при переработке малосернистой, смолистой, парафиновой нефти с малым содержанием (или отсутствием) бензина. [c.432]

Нефть — ископаемое, жидкое горючее, сложная смесь органических веществ предельных углеводородов (парафинов), нафтенов (циклопарафинов), ароматических углеводородов и др. В нефти различных месторождений обычно преобладает какой-либо из названных классов углеводородов. В состав Н. обычно входят также кис-лород-, серо – и азотосодержащие вещества. Н.— маслянистая жидкость с характерным запахом, темного цвета, легче воды, в которой не растворяется. Существует несколько теорий происхождения нефти. Н.— важнейший источник топлива, смазочных масел и других нефтепродуктов, а также сырья для химической промышленности. Основным (первичным) процессом переработки И. является ее перегонка, в результате которой получают различные нефтепродукты бензин, лигроин, керосин, соляровые масла, мазут, вазелин, парафин, гудрон. Вторичные процессы переработки нефти (крекинг, пиролиз) позволяют получать дополнительно жидкое топливо, различные углеводороды, главным образо. м ароматические (бензол, толуол и др.). Большое значение имеют как топливо и химическое сырье попутные нефтяные газы и газы крекинга нефти. [c.89]

Структура выпуска нефтепродуктов в российской нефтеперерабатывающей промышленности существенно отличается от аналогичной в США. В частности, в России выход нефтепродуктов при переработке нефти в 2000 г. в среднем составил (%) бензин автомобильный — 15,6 бензин прямогонный для химической промышленности —2,0 дизельное топливо — 28,3 авиакеросин — 3,9 мазут топочный — 32,0 масла смазочные —1,5 кокс — 0,7 сжиженные газы — 1 битум нефтяной — 2,5 [21]. [c.200]

Подчеркнем, что в более широком смысле понятие нефтепродукты относят обычно к нефтепродуктам в двух значениях – техническом и аналитическом. В техническом значении – это товарные сырые нефти, прошедшие первичную подготовку на промысле, и продукты переработки нефти, используемые в различных видах авиационные и автомобильные бензины, реактивные, тракторные, осветительные керосины, дизельные и котельные топлива, мазуты, растворители, смазочные масла, гудроны, нефтяные битумы, а также парафин, нефтяной кокс, присадки, нефтяные кислоты др. В аналитическом понимании к нефтепродуктам относят неполярные и малополярные соединения, растворимые в гексане. Под аналитическое определение попадают практически все топлива, растворители и смазочные масла, кроме тяжелых смол и асфальтенов нефтей и битумов, а также веществ, образующихся из нефтепродуктов при длительном нахождении их в грунтах или водах (в результате микробиологического и физико-химического разложения). [c.19]

Как использовалась нефть в эти первые годы развития современной нефтяной промышленности Каковы были продукты ее переработки Ответ на эти вопросы будет немногословен. Целевым продуктом нефтеперерабатывающей промышленности, естественно народившейся по мере упрочения и роста нефтедобычи, первое время был один керосин, быстро получивший широкое распространение в качестве нового прекрасного осветительного материала. Нефтяные остатки после отгонки керосина и мазут стали применять затем в качестве топлива, в частности, на транспорте, сначала водном, затем железнодорожном. Позднее, в 70-х годах XIX в., по почину ученика Д. И. Менделеева, одного из наиболее просвещенных русских нефтепромышленников того времени — В. И. Рагозина, мазут стали перерабатывать на смазочные масла эти масла быстро завоевали общее признание не только у нас, но и за границей как прекрасный смазочный материал, полностью удовлетворявший самым строгим требованиям потребителей того времени. [c.306]

Основными источниками энергии в современном мире являются нефть и газ. Их используют для получения всех видов жидкого топлива — бензина, керосина, дизельного и котельного (мазут) топлив из нефти вырабатывают смазочные и специальные масла. В процессе переработки получают ценные продукты, используемые как сырье для производства пластических масс, синтетических каучуков и смол, синтетических волокон и моющих средств, лекарственных препаратов, индивидуальных соединений (спиртов, альдегидов, кетонов, кислот). [c.3]

Как сырая нефть, так и остатки бывают различные одни желательно обложить, чтобы они переделывались в России, а вывоз других облагать не следует — ради успеха внешней русской торговли и ради американской конкуренции нефтяными товарами. Обычные остатки зеленой бакинской нефти, или мазут, как его иногда называют, остающиеся после отгонки бензина и керосина, желательно удержать (пошлиною) от вывоза именно потому, что искусство получать из них ценные нефтяные товары, а именно соляровое масло (пиронафт) и смазочные масла (олеонафты), уже распространилось в России и практикуется на многих русских заводах. Эти остатки, будучи тяжелее взятой нефти, имеют удельный вес, близкий к 0.9 и сходный с удельным весом легких сортов тяжелой нефти, от которых остатки мало отличаются и во всех других свойствах, хотя разнятся по составу или по продуктам переработки. Но если обычные остатки переделывают на соляровые и смазочные масла, то получают свои тяжелые остатки, которые после переделки на вазелин дают еще иной род остатков, часто застывающий или отвердевающий при низкой температуре. Эти два вида тяжелых остатков поныне не применяются у нас для обширной заводской переделки, а идут или в деготь или в топку. Запрещать или стеснять их вывоз — значит стеснять развитие иной заводской обработки нефти кроме бакинской, при которой отгоняют, говоря вообще, только один керосин и получают, следовательно, обычные остатки. Бакинцы жгут или продают на топливо эти остатки, то есть /з добываемой и переделываемой ими нефти. Это зло надо истребить — ради сохранения нефти в самом же Баку, ради возможного увеличения утилизации [c.620]

В 1890 г. В. Г. Шухов разработал и взял патент на первую трубчатую установку. В 1877 г. в Балахне (около Горького) по рекомендации Д. И. Менделеева был построен завод, производивший высококачественные смазочные масла из мазута. В 1890 г. В. Г. Шухов предложил новый метод переработки нефти — крекинг. [c.228]

Анализ мазутов, гудронов, концентратов, крекинг-остатков на содержание смолистых веществ имеет большое значение при оценке этих продуктов в качестве сырья для дальнейшей переработки на моторные топлива, масла и битумы. При крекинге именно смолистые вещества в первую очередь способствуют коксообразованию. Наличие смол в смазочных маслах ухудшает их основные эксплуатационные качества.. В нефтяных битумах, наоборот, смолистые вещества обусловливают их специфические свойства. Производственная оценка сырой нефти также в значительной мере зависит от количественного содержания в ней смолисто-асфальтеновых веществ. [c.115]

Первый, эмпирический период в истории нефтеперерабатывающей промышленности характеризовался значительной простотой, вначале даже примитивностью приемов получения немногочисленных продуктов переработки нефти таковыми, как известно, являлись осветительные масла (керосин), котельное топливо (мазут) и смазочные масла, позднее — также моторное топливо (бензин). [c.749]

Для успешного развития нефтяной промышленности необходимо было провести целый ряд преобразований как политического, так и технологического характера. Надо было, во-первых, покончить с крепостничеством и отменить откупную систему, далее — улучшить технику переработки и транспортировки нефти, наиболее полно использовать нефть, получая из нее не только керосин и мазут, но и смазочные масла и другие ценные продукты. [c.29]

Из отобранных фракций (дистиллятов) после их охлаждения, очистки и добавки различных присадок получают товарные сорта бензинов, керосинов и дизельных топлив. Мазут может использоваться как сырье для получения смазочных масел, как исходный продукт для вторичных методов переработки нефти и, при необходимости как жидкое топливо. Смазочные масла выделяются из мазута в вакуумных ректификационных колоннах при давлении 8—18 кПа. Применение вакуума позволяет снизить температуру нагрева мазута от 400-500 до 300—400 °С, при которой не происходит разложение масляных фракций, так как под вакуумом жидкости кипят при более низкой температуре. [c.87]

Получение топлива и смазочных масел из нефти. Основная масса жидкого топлива и смазочного масла получается путем прямой перегонки нефти, или при перегонке химическим способом (крекинг-способ). Принципиальная схема комплексной переработки нефти и остаточного продукта – мазута представлены на рис. 1, 2. [c.8]

Из мазута при температуре выше 300°С отгоняется некоторое количество не разлагающихся при этой температуре продуктов, которые называют соляровыми маслами и применяют в качестве различных смазочных средств. Кроме того, из мазута путем очистки, перегонки под уменьшенным давлением или с водяным паром получают и такие ценные продукты, как вазелин и парафин (последний представляет собой смесь твердых углеводородов, которыми особенно богаты некоторые сорта нефти). Остаток после переработки [c.60]

Так как затраты на производство моторных топлив дифференцированы для соответствующих плановых и перспективных периодов, предусматривается построение динамической модели ресурсных и экономических оценок производства и применения сравниваемых альтернативных видов сырья и моторных топлив, получаемых из них. Технико-экономическим расчетам должны предшествовать балансовые расчеты по добыче и направлениям использования различного сырья, производства и потребления моторных топлив с учетом обеспечения потребности народного хозяйства и экспорта в котельно-печном топливе, жидком углеводородном сырье для нефтехимического синтеза и других нефтепродуктах (коксе, битуме, смазочных маслах и др.). На основе балансовых расчетов определяется срок или расчетный период возникновения дефицита в нефтяных моторных топливах и необходимый объем производства альтернативных топлив. При этом понятие дефицит следует рассматривать как балансово-экономическую категорию. В одном случае— это несведение баланса по нефтяным топливам в силу запаздывания ввода мощностей по их производству в нефтеперерабатывающей промышленности к планируемому периоду при наличии достаточных ресурсов нефти или мазута для глубокой переработки. Следовательно, дефицит моторных топлив обусловлен просчетами в планировании инвестиционной политики — недостаточным выделением капитальных вложений, недостатком мощностей строительно-монтажных организаций или предприятий по изготовлению нефтезаводской аппаратуры и оборудования. В то же время производство нефтяных топлив может быть предпочтительнее получения альтернативных моторных топлив из других сырьевых ресурсов. [c.196]

При сопоставлении существующей комплексной схемы переработки нефтей Азербайджана (см. рис. 1) с рекомендуемой схемой дальнейшего развития глубокой переработки нефтесырья на бакинских заводах (см. рис. 6) необходимо отметить, что в силу исключительных качеств бакинских нефтей, а также установившейся в течение многих лет традиции по обеспечению значительной части потребности смазочных масел страны за счет Баку, как в первой, так и во второй схеме доминирующее положение занимают процессы первичной перегонки нефти и переработки мазутов на смазочные масла. [c.183]

Прямая перегонка нефти осуществляется в современных условиях на трубчатых установках. Вследствие того, что первичная перегонка нефти с получением только светлых дистиллятов (бензинового, керосинового и дизельного топлива) может производиться под атмосферным давлением с применением водяного пара, а глубо1сая перегонка мазута иа смазочные масла требует одновременного применения и водяного пара и вакуума, перегонку нефти обычно ведут в две стунени. Первая ступень переработки — это перегонка нефти на атмосферных трубчатых установках с целью получения светлых нефтепродуктов бензинового, керосинового и дизельного дистиллятов вторая ступень — перегонка остатка мазута на вакуумных трубчатых установках с получением масляных дистиллятов или широкой фракции — сырья для каталитического крекинга. [c.146]

Метод избирательного растворения начали применять на заводах, вырабатывающих смазочные масла, для разделения нефтепродуктов на химически однородные или близкие группы веществ лишь последние 20—25 лет. Между тем Харичков [26] 60 лет назад применил метод избирательного действия растворителей в лаборатории (назвав его методом холодной фракционировки ) в Грозном для разделения высокомолекулярных углеводородов, содержащихся в мазуте грозненской парафинистой нефти. Еще в 1915 г. был применен фенол как избирательно действующий растворитель для извлечения из угля органических веществ [27]. В 1947 г. Черножуков и Лужецкий [281 применили фенол также для разделения нефтяных смол. Использование избирательного действия растворителей в настоящее время играет значительную роль в процессах разделения нефти и, в особенности, высокомолекулярной ее части при изучении химического состава ее и в процессах переработки, особенно в производстве нефтяных смазочных масел. [c.117]

В литературе встречается указание на то, что при помощи ультрафиолетовых спектров можно определить в высококипящих фракциях пефти весьма низкие концентрации (до 0,08%) конденсирован-нкх полициклоароматических углеводородов. Следует, однако, подчеркнуть, что для исследования брались высококипящие фракции нефти, подвергавшиеся термокаталитической переработке в довольно жестких условиях. Первая фракция (426—555° С) была получена при вакуумной перегонке очищенного смазочного масла, вторая (315—371° С) — выделена из газойля каталитического крекинга и третья (371—437° С)—из мазута, полученного в процессе парофазного крекинга. Характеристика физических и химических свойств этих фракций [55] показывает, что конденсированные полициклические ароматические структуры, содержащиеся в них, имеют вторичное происхождение, т. е. образовались в процессе переработки нефти. [c.295]

Во-вторых, по методам, разработанным Д. И. Менделеевым, из мазута вырабатывают смазочные масла для различных машин и механизмов. И, в-третьих, также на основе работ В. Г. Шухова, мазут подвергают переработке с целью дополнительного получения моторного топлива. Для этого мазут нагревают до высокой тепературы, при которой происходит расщепление содержащихся в мазуте тяжелых углеводородов на более легкие углеводороды, сходные по своим свойствам с легкими углеводородами, отгоняемыми пз нефти при нагреве. [c.74]

НПЗ топливно-Масляного профиля. На этих предприятиях осуществляются процессы подготовка к переработке нефти и ее атм. перегонка вакуумная перегонка мазута, при к-рой получают неск. вакуумных дистиллятов и гудрон. Дистилляты проходят последовательно селективную очистку, депарафинизацию и гидродоочистку либо доочистку Н2 804 (см. Сернокислотная очистка) или с помощью отбеливающих глин (с. м. Адсорбционная очистка, Контактная очистка, Перколяционная очистка). Гз дроны подвергают деасфальтизации, причем образующийся де-асфальтизат обрабатывают по той же схеме, что и дистиллятные фракции, а остаток (т. наз. концентрат) используют для пронз-ва битумов или в качестве сырья для газификации. После доочистки дистиллятные и остаточный компоненты направляют на компаундирование (смешение). Изменяя соотношения компонентов и вводя разл. присадки, получают товарные смазочные масла. [c.226]

Минеральные масла при современном масштабе применения смазочных материалов в различных видах промышленности представляют собой o HOBBoii материал этого рода. Получаются они почти исключительно соответствующей переработкой масляных мазутов и нефтей, а их сортимент, в соответствии с разнообразием их применения, чрезвычайно велик. Ниже, в конце главы, приводятся некоторые данные относительно наиболее важных видов минеральных смазочных масел соответственно техническим нормам, принятым в СССР, с указанием важнейших областей их применения. [c.723]

Бакинские химики в поисках путей переработки различных бакинских мазутов на смазочные масла обратились за советом к А. М. Бутлерову. Последний ответил, что трудно рассчитывать на полноту и надежность исследования нефти раньше, чем найден будет растворитель, при посредстве которого явится возможность разделять различные фракции нефтп холодным способом растворения и осаждения, вполне гарантирующих неизменность углеводородов в противоположность дробной перегонке. [c.147]

Перегонку нефти специально на керосин на Апшеронском полуострове стал производить впервые, по-видимому, Эйхлер (1860 г.) а в США несколько раньше — Силлиман (1854 г.) последний автор показал, что путем перегонки американской нефти с последующей очисткой дистиллата серной кислотой можно получить прекрасное осветительное масло. К этим двум операциям — перегонке и очистке серной кислоты — была добавлена затем промывка дистиллата щелочью и водой, и в этом виде переработка нефти на керосин сохранялась в промышленности в течение ряда последующих десятилетий. С небольшими видоизменениями та же методика получила, затем применение для переработки мазута на смазочные масла. [c.307]

На этом основании путем нагревания нефть можно разделить на отдельные фракции (рис. 51). Первой фракцией, отгоняюгцейся при нагревании нефти до 150°, является бензин. Фракция, кипящая в пределах 150—200°, является лигроином, от 200 до 300° — керосином затем отгоняют соляровые масла. В остатке будет вещество, называемое мазутом. Каждую из полученных фракций можно в свою очередь разделить на отдельные фракции. Так, из бензина можно выделить фракцию углеводородов, кипящих до 80°, называемую авиационным бензином. Из мазута, путем его дальнейщей переработки, получают смазочные масла, вазелин, парафин. Твердый остаток — гудрон используется для мощения улиц. [c.268]

Первичная переработка (прямая гонка) нефти осуществляется на установках, работающих при атмосферном давлении. При этом получают светлые продукты бензиновый дистиллят (смесь углеводородов С5—С12, выкипающая при температуре от 180 до 200°С), лигрои-новый дистиллят (смесь углеводородов С — 4, выкипающая при 120—240 °С), керосиновый дистиллят (смесь углеводородов С9— ie, выкипающая при 180— 300°С) и соляровый дистиллят (смесь углеводородов Сб—С]8, выкипающая при 250—350 °С). Остаток после отгонки нефтяных дистиллятов — мазут — разгоняют в вакууме, получая различные смазочные масла. Выход бензинового дистиллята при прямой гонке достигает 5— 20% от количества исходной нефти. [c.33]

Несложным техническим приемом вырабатывают из нефти бензин, керосин и смазочные масла. Бензин, который стал теперь большой ценностью, благодаря развитию авиации, сделался предметом столь широкого потребления, что пришлось вырабатывать методы, при помощи которых можно было бы из остатков нефтяной переработки (мазут) путем термического разложения получать углеводороды бензинового характера. Такой процесс разло кения и есть крекинг. Последний можно вести в скидкой фазе под давлением и в парообразной фазе при обыкновенном давлении. До сих пор преимущество в технике отдавалось первому процессу. Однако процесс термического разложения дает бензины, которые содержат значительное количество непредельных (ненасыщенных) углеводородов, и это делает бензин непо. лноценным продуктом. [c.553]

Коренные изменения в производстве смазочных масел произошли в годы советской власти. Вместо несовершенных масляных кубовых батарей для перегонки применяют вакуумные труб-чатые установки. В больших масштабах осуществляются очистка масел избирательными растворителями и адсорбентами и депа–рафинизация. В результате повысилось качество масел и значительно возросли ресурсы масел за счет более глубокой переработки мазутов и расширения числа нефтей, из которых современными методами получаются масла. [c.19]

Http://interesnienovosti1.ru/neft/pererabotka-nefti-mazut. html

Процесс переработки нефти на установке осуществляется путем непрерывной ректификации сырья в ректификационных колоннах. В качестве ректификационных колонн, используемых на установке, были выбраны колонны насадочного типа с регулярной насадкой типа Mellapak, обладающие рядом преимуществ: высокая эффективность, большой диапазон производительности, низкое гидравлическое сопротивление насадки.

Оборудование установки выполнено в виде блочно-модульных конструкций максимальной заводской готовности и состоит из следующих технологических блоков:

– Блок теплообменников, предназначенный для нагрева нефти и охлаждения дизельной фракции и мазута; – Блок конденсации, предназначенный для конденсации паров светлых нефтепродуктов; – Ректификационная колонна К-1, предназначенная для разделения нефти, поступающей от нагревательной печи на два продукта – пары светлых нефтепродуктов (уходящие верхом колонны) и мазут (жидкость, уходящая низом колонны); – Ректификационная колонна К-2, предназначенная для разделения светлых нефтепродуктов, поступающих из колонны К-1 на два продукта – пары бензиновой фракции (уходящие верхом) и фракции дизельного топлива (жидкость, уходящая низом колонны); – Блок холодильников, предназначенный для конденсации углеводородных паров, охлаждения фракций бензина, дизельного топлива и мазута; – Блок испарителя, предназначенный для отпарки бензиновой фракции из дизельного топлива; – Блок технологических насосов, предназначенный для подачи нефти на установку, перемещения нефти и нефтепродуктов в пределах установки, откачки нефтепродуктов с установки; – Блок колонн отпарных, предназначенный для стабилизации нефти, путем удаления растворенных газов и легкой бензиновой фракции. А также создания запаса отбензиненной нефти для подачи её на переработку.

Конструкция, размеры и оснащенность блоков обеспечивают удобство монтажа и ремонта в любое время года, а также обеспечивают возможность работы установки без непрерывного обслуживания. Автоматизированная система управления технологическим процессом, спроектированная для установки МК «OPTIMA», обеспечивает:

– постоянный контроль параметров технологического процесса; – управление технологическим режимом для поддержания их регламентированных значений; – регистрацию срабатывания и контроль за работоспособным состоянием средств противоаварийной защиты (ПАЗ); – постоянный контроль состояния воздушной среды в пределах объекта; – постоянный анализ изменения технологических параметров в сторону критических значений и прогнозирование возможной аварии; – действие средств управления и ПАЗ, прекращающих развитие опасной ситуации; – действие средств локализации аварийной ситуации, выбор и реализацию оптимальных управляющих воздействий; – проведение операций безаварийного пуска, остановки и переключения технологического объекта; – выдачу информации о состоянии безопасности на объекте в вышестоящую систему управления.

Фотографии установок первичной переработки нефти, различной конфигурации, разработанные и произведенные компанией ООО «УКРНЕФТЕМАШ EPC» смотрите здесь

Цена и сроки поставки установок по переработке нефти определяются размером партии, регулярностью заказов и интересами заказчика.

Всю интересующую информацию об изготовлении и производстве установок по переработке нефти Вы можете узнать у наших специалистов по телефону

Укрнефтемаш ЕРС разрабатывает мини-нефтеперерабатывающие заводы с использованием новых или отремонтированных технологических установок, многоразового использования, смонтированную на раме модульную структуру, установленную на бетонно-плиточный фундамент. Когда идет строительство нового завода, технологического оборудования, как правило, составляет примерно 20% от капитальных затрат. Меньшие единичные операции стало возможным благодаря сборных конструкций мини-завода, перевести в более компактный завода; и имеют меньше конструкционной стали, труб, трубопровод и провод. Оборудования может даже позволить сэкономить на бетонном фундаменте. В целом, модульная или мини-завод означает менее дорогие материалы с меньшим местом. Кроме того, многие мини-заводы используют обновленное технологическое оборудование, которая может сократить расходы еще больше и ускорить график переработки.

Быстрый срок проектирования и строительства; Усиленный контроль качества; Использование меньше энергии; Меньше капитальных затрат; Меньше участок земли (площадь) для завода; Меньше полевых работ; Сниженная потребность в квалифицированной рабочей силы; Более быстрые финансовые отчеты для установленного завода; Повышенная безопасность.

Проектирование мини-НПЗ от простейших прямогонных бензиных заводов до более сложных — гидроочистки НПЗ, становятся все более гибкими и экономически эффективным вариантом для производителей топлива в небольших, менее доступных областях. В этой нише рынка есть потребность быстро адаптироваться для удовлетворения местных потребностей в топливе. С новых нефтяных месторождений обнаруживаются все время, эти растения могут быть легко перемещены из одного места к другому или превращается в более крупные или переработан растений. Это дает топливной промышленности низкие капитальные затраты и скорость времени, в результате чего им быструю отдачу от своих инвестиций.

Компания Укрнефтемаш ЕРС — проектная фирма, проектирует модульные мини-НПЗ мощностью от 50 до 250 тонн в год. Большинство других нефтеперерабатывающих заводов, строительных фирм, являются слишком большими, чтобы работать в этих меньших мощностях, с типовым проектам в десятки тысяч баррелей / день. Наши проекты заводов являются настраиваемыми. Наши опытные инженеры помогут вобрать все лучшее, новое для использования технологического оборудования для создания самых передовых мини-завод для ваших нужд. Наши мини-НПЗ может производить разнообразные продукты из нафты, бензина, авиакеросина и дизельного топлива. Эти технологические установки также предназначены для эффективной обработки различных сырых продуктов. Кроме того, вакуумных колонн могут быть легко преобразованы в мощения класса асфальт. Компания Укрнефтемаш ЕРС будет рада работать с вами, чтобы спроектировать и построить мини НПЗ, который отвечает вашим требованиям к качеству в срок и в рамках бюджета.

This entry was posted on Пятница, Декабрь 13th, 2013 at 15:35 and is filled under:

Http://ukrneftemash. com/ustanovki-atmosfernoj-razgonki-nefti/

На раскрытие потенциала нефти ушли века. Так, в древнем Египте использовали асфальт и битум для строительства зданий и бальзамирования умерших фараонов, а в Греции нефть стала компонентом зажигательной смеси.

Но прогресс в этой области сильно замедлился, и лишь на рубеже 19-20 веков произошла настоящая революция: нефть стали перерабатывать в промышленных масштабах. Д. И. Менделеев говорил: «Сжигать нефть – все равно что топить печь ассигнациями».

Ну а первый НПЗ открылся в Румынии в 1856 году, и через несколько десятилетий именно углеводородное топливо стало основой всей мировой экономики.

Сегодня из нефти производят широчайший спектр товаров, список которых не заканчивается на различных видах топлива: бензине, керосине или дизеле.

Из нефти получают также олефины и ароматические углеводороды, которые помогают создавать клеи и растворители, а также являются основой для полимерных соединений, из которых вырабатывают пластмассу. Получают также нафту, мазут, ацетон и битум. Нефть используется даже в пищевой и парфюмерной промышленности. Стоимость конечного продукта в отдельных случаях в сто раз превышает стоимость исходного сырья.

Как же происходит процесс переработки? И каковы свойства продуктов, получаемых из нефти?

Процесс происходит в специальной башне. В России ее называют ректификационной колонной. Здесь исходное сырье разделяется на фракции. Сырье из специального резервуара с помощью помпы загоняется в нагревательный отсек (предварительный нагреватель), где температура доводится до уровня, близкого к точке кипения. Повышается и давление, что позволяет моментально «вскипятить» нефть, как только та попадет в башню дистилляции, где давление ниже.

По мере кипения сырья, начинается процесс перехода в газообразное состояние. Более легкие компоненты поднимаются наверх, тяжелые остаются на дне башни. Оттуда они в итоге выкачиваются специальной помпой, но сначала нужно прогнать смесь через еще один нагревательный элемент и убедиться, что все легкие фракции высвобождены.

Итак, тяжелые фракции отделены. Теперь дело за более легкими. В верхней части башни располагается конденсатор. Он охлаждает и сжижает поднявшийся наверх газ. Часть получившегося сырья выкачивается из башни насосом, другая возвращается обратно для продолжения процесса перегонки.

Еще одним неотъемлемым элементом процесса перегонки являются ректификационные тарелки, расположенные внутри колонны и разделяющие на разных уровнях газ и жидкость. В этих тарелках множество отверстий, через которые газ может подниматься наверх. Но жидкость не протекает вниз сквозь отверстия. Она накапливается в своеобразных поддонах. Если жидкости слишком много, она проливается вниз по специальным каналам. Газ проходит сквозь жидкое вещество, охлаждаясь, жидкость стекает вниз, нагреваясь. В результате повторения таких циклов все легкие фракции оказываются выше, тяжелые, внизу.

Мы описали стандартное строение ректификационной колонны, но все они, даже самые современные, работают именно по такому принципу. К сожалению, ректификационная колонна — не идеальное сооружение. Полностью чистых продуктов она не выдает, и в каждой из полученных фракций можно найти вкрапления веществ, которые должны были остаться на совсем других уровнях башни.

Чтобы добиться максимальной чистоты продукта, используются такие технологии как орошение ректификационной колонны. Этот процесс осуществляется благодаря тому самому конденсатору, собирающему газ из верхней части колонны. После охлаждения часть вещества впрыскивается обратно, и более тяжелые частицы, оказавшиеся у купола колонны, под действием более низкой температуры конденсируются и опускаются вниз. Наверху остаются только действительно легкие фракции.

Помпа, расположенная в нижней части башни также играет свою роль. Посредством повторного нагревания в предварительном подогревателе и впрыскивания смеси в башню, обеспечивается подъем наверх легких частиц, которые смешались с тяжелыми и до сих пор не могли взлететь в условиях низкой температуры.

Если говорить о вариантах компоновки ректификационной колонны, то основные различия можно заметить, обратив внимание на то, как устроен процесс взаимного проникновения жидкости и газа. Вместо ректификационных тарелок могут использоваться клапаны или слои так называемого уплотнительного состава.

Одной из самых важных задач нефтяников, занимающихся перегонкой, является определение правильной температуры внутри ректификационной колонны. Она зависит от состава исходного сырья, и в верхней точке должна соответствовать или совсем немного превышать температуру кипения желаемого легкого продукта.

Отметим, что под самым куполом температура обычно составляет всего 25°C. Если разогреть верхнюю часть башни слишком сильно, более тяжелые фракции перейдут в газообразное состояние и поднимутся наверх. Если температура слишком низка, смесь на нижних уровнях колонны будет неправильной.

Такой же принцип работает и на дне колонны, только здесь температура должна быть чуть ниже точки кипения тяжелой части смеси. На самом дне действительно горячо — порядка 350°C. В центре ректификационной колонны, куда впрыскивается исходное сырье, температура должна быть равной или близкой к точке кипения исходной смеси. Если место впрыскивания иное, температура должна изменяться соответствующим образом.

Помимо предварительных подогревателей правильную температуру могут поддерживать рециркуляционные контуры, пропускающие часть смеси через систему охлаждения. Давление в колонне регулируется с помощью клапана управления давлением. На давление влияют также скорость впрыска сырья и температурный режим.

Так перегоняется нефть, но какие нефтепродукты производятся в ректификационной колонне? На разных уровнях внутри колонны расположены те самые ректификационные тарелки, и на них конденсируются нужные фракции. Температуру мы назовем лишь примерно, так как многое зависит от комбинации исходного сырья и давления, но обычно при температуре примерно 260°C конденсируется дизель, 180°C требуется для формирования керосина, 110°C необходимо для отделения бензина. Выше этих фракций располагается газ, который выкачивается из системы специальной помпой.

Как мы уже рассказывали, температура в верхней части колонны может снижаться конденсатором и повторным впрыском более холодного вещества и в результате чем выше уровень, тем ниже температура результирующей фракции. Иными словами, бензин конденсируется при меньшей температуре, но выше, дизель — ниже, но при более высокой температуре. Чуть ниже бензина концентрируется нафта, использующаяся для производства нефтехимии. А ближе к дну — топливо для кораблей и битум, из которого делают асфальт.

Стоит сразу обратить внимание на важный момент: так как в верхней точке ректификационной колонны скопились самые легкие частицы с самой низкой температурой кипения, здесь получаются наиболее энергоэффективные виды сырья, такие как газ и бензин. А вот поджечь битум уже очень и очень сложно.

Знаменитый инженер, автор телебашни на Шаболовке В. Г. Шухов внес огромный вклад в развитие нефтяной промышленности.

Он не только построил первый в России нефтепровод и танкер, но и создал первую в мире установку термического крекинга нефти вместе с помощником С. П. Гавриловым. Другими словами, российские инженеры изобрели промышленный процесс получения автомобильного бензина. Технология была запатентована в 1891 году.

На ректификации процесс производства нефтепродуктов не заканчивается. Полученные фракции по-прежнему состоят из огромного количества элементов и плохо подходят для эффективного использования. Кроме того, спрос на топливо с низкой молекулярной массой, такое как бензин, выше, чем на другие фракции, а ректификационная колонна не обеспечивает адекватного распределения типов итогового вещества в зависимости от реального спроса.

Важнейшую роль в итоговой обработке углеводородов играет крекинг. Это высокотемпературная переработка нефти и фракций с целью получения, как правило, продуктов меньшей молекулярной массы.

Интересно, что первую установку для крекинга создал в 1891г. В. Г. Шухов (патент Российской империи № 12926 от 27 ноября 1891 года). Именно его чертежи изучал У. Бартон, который сумел воссоздать систему в США лишь в 1918г. В СССР в промышленном масштабе установки термического крекинга начали действовать в 1934г. и были построены на заводе «Советский крекинг» в Баку.

Знаменитый инженер, автор телебашни на Шаболовке В. Г. Шухов внес огромный вклад в развитие нефтяной промышленности.

Он не только построил первый в России нефтепровод и танкер, но и создал первую в мире установку термического крекинга нефти вместе с помощником С. П. Гавриловым. Другими словами, российские инженеры изобрели промышленный процесс получения автомобильного бензина. Технология была запатентована в 1891 году.

Крекинг разбивает длинные молекулярные цепочки. Существует несколько типов крекинга, но все они опираются на нагревание исходного вещества.

Первым был изобретен термический крекинг. Именно его применил инженер Шухов в своей установке. В рамках процесса, смесь нагревается до 750-900°C под давлением 700 кПа, то есть, семь атмосфер. Выделяются газы и насыщенные углеводороды — алканы.

Каталитический крекинг осуществляется при температуре порядка 500°C в бескислородной среде в присутствии катализатора под названием цеолит, состоящего из алюминия, кремния и кислорода. Каталитический крекинг отлично подходит для выделения молекул, подходящих для производства легкого топлива. Это пропан, бутан, пентан, гексан, гептан и хорошо известный нам октан.

Процесс гидрокрекинга подразумевает нагревание смеси в условиях экстремального давления в районе 5000 кПа в присутствии водорода и металла-катализатора, обычно платины, палладия или никеля. В результате получаются элементы для создания компонентов бензина, сжиженного углеводородного газа и керосина.

Паровой крекинг представляет собой нагревание смеси до 850°C при отсутствии кислорода и в присутствии пара. Реакция должна протекать очень быстро. Полученные компоненты — легкие алканы, набор которых лучше всего подходит для создания пластмасс.

Отметим, что более высокая температура крекинга позволяет выделять больше этана и бензола. При этом побочным продуктом крекинга становится кокс. Он применяется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры, в качестве восстановителя при получении ферросплавов и так далее.

Следующий и последний этап работы в нефтепереработке — риформинг. Алканы с линейной структурой нужно превратить в алканы с множеством веток, которые эффективнее переходят в газообразное состояние, не формируя капель. Именно эти компоненты позволяют бензину вовремя и энергоэффективно сгорать в двигателе автомобиля.

В ходе каталитического риформинга в присутствии платинового катализатора под действием высокой температуры формируются ароматические углеводороды, использующиеся в нефтехимии.

Отдельно расскажем про Октан. Этот алкан удерживает бензин от самопроизвольного возгорания. Без него энергоэффективность топлива снизилась бы, так как оно слишком рано сгорало бы, и цилиндры двигателя не получали бы необходимый толчок в нужный момент. Сочетание октана и гептана определяет октановое число. Стандартное соотношение 90% изооктана, 10% гептана — это октановое число 90. Плохой бензин с низким октановым числом не только плохо влияет на мощность двигателя, но и увеличивает его износ.

На разных НПЗ предусмотрены разные наборы технологических процессов. Обязательны Перегонка сырой нефти, Гидроочистка и Каталитический риформинг. При таком наборе выход светлых нефтепродуктов (бензина и реактивного топлива) составляет около 40% от общего количества продукции. Эта схема нефтепереработки считается простой.

Однако в условиях ужесточения экологических требований особое значение приобрело увеличение выхода именно светлых нефтепродуктов. Поэтому сегодня на современных производствах активно внедряются новые технологии.

Применение установок каталитического крекинга, гидрокрекинга и висбрекинга, а также процессов гидрообессеривания, коксования и термического крекинга позволяют получать свыше 90% светлых нефтепродуктов, соответствующих самым высоким экологическим стандартам.

Компания «Роснефть» лидер российской нефтепереработки. Компания постоянно увеличивает объем выпускаемой продукции с высокой добавленной стоимостью.

Так объем переработки нефти, составивший в 2011 году 57,9 млн тонн, уже в 2014 году достиг 100 млн тонн. Из них 87 млн тонн в России, что составило треть от всей переработки нефти в нашей стране. Объем инвестиций в нефтепереработку и нефтехимию за год составил 165 млрд рублей.

В настоящий момент структуру ОАО НК «Роснефть» входят девять крупных нефтеперерабатывающих предприятий на территории России: Комсомольский, Туапсинский, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая и Ангарская нефтехимическая компании.

В России Компании также принадлежат четыре мини-НПЗ в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре и на юге Европейской части России суммарной мощностью 0,6 млн т нефти в год, а также доля в Стрежевском мини-НПЗ в Западной Сибири. В Германии «Роснефть» владеет долями в четырех НПЗ мощностью 11,5 млн т (в доле Компании).

Компания также производит нефтехимическую продукцию в России на Ангарском заводе полимеров, который специализируется на производстве Этилена, Пропилена и Полиэтилена. Мощность установки пиролиза — основной технологической установки предприятия — составляет 300 тыс. т. этилена в год.

«Роснефть» активно развивает производство масел. Базовыми производственными площадками являются Новокуйбышевский завод масел и присадок и завод по производству масел в составе Ангарской нефтехимической компании, а также Московский завод «Нефтепродукт».

Суммарная мощность производства данных заводов составляет около 600 тыс. т. в год товарной продукции, в том числе 460 тыс. т. в год масел. В структуру Компании также входят Нефтегорский и Отрадненский газоперерабатывающие заводы в Самарской области, суммарная проектная мощность которых составляет 1,8 млрд куб. м газа в год.

Отдельно стоит рассказать про переход компании на экологический стандарт «Евро-5».

Использование бензина высшего экологического класса «Евро-5» особенно актуально для крупных городов, где наибольшее количество выбросов выхлопных газов в атмосферу. Отличие автомобильного топлива этого класса от бензина «Евро-3» и «Евро-4» заключается в существенно меньшем количестве в нем серы и ароматических углеводородов, продукты сгорания которых наиболее негативно воздействуют на окружающую среду и здоровье человека. К примеру, в топливе класса «Евро-3» содержание ароматики составляет 42%, в «Евро-5» – всего 35%. Заметно меньше и содержание серы: если в «Евро-3» ее 150 ppm, «Евро-4» уже 50 ppm, в «Евро-5» всего 10 ppm. Это значит, что выхлопы автомобиля, работающего на бензине класса «Евро-5», содержат в 15 раз меньше токсичных веществ, чем в «Евро-3».

Стандарт «Евро-3» можно было использовать до конца 14-го года, а «Евро-4» – до конца 2015.

В рамках модернизации НПЗ «Роснефти» ведется реконструкция и строительство новых установок. Большинство нефтеперерабатывающих заводов ОАО «НК «Роснефть» полностью перешли на стандарт Евро-5 и по бензину и по дизельному топливу. Остальные заводы завершили переход на выпуск топлив по стандарту «Евро-5» до конца 2015 года в соответствии с требованиями, предъявляемыми Техническим регламентом Таможенного союза.

По итогам 2014 года объем топлива класса Евро-4/5, произведенного компанией «Роснефть» в России, достиг 20,9 млн тонн. При этом рост составил 18%.

Отдельно отметим проект ВНХК («Восточная нефтехимическая компания»), в который «Роснефть» привлекла стратегического партнера – китайскую компанию ChemChina.

Нефтеперерабатывающий комплекс будет производить автобензин, дизельное топливо, керосин, бункерное топливо и др. Создание нефтехимического комплекса на 2 этапе позволит выпускать более 15 марок полиэтиленов и полипропиленов широкой сферы применения. Данные виды продукции востребованы на перспективных рынках стран АТР.

Строительство комплекса позволит создать в Приморском крае мощный нефтехимический кластер, который придаст импульс развитию отечественного производства и созданию новых рабочих мест. Реализация проекта также решает задачу экспорта российской конечной продукции с высокой добавленной стоимостью.

Http://sneg5.com/nauka/himiya/pererabotka-nefti-v-rossii. html

О проблемах дорожной отрасли и чем может помочь в их решении переработка нефти на мини-НПЗ битумного профиля (Тезисы доклада)

В связи с принятием Технического регламента на моторные топлива и значительным ужесточением экологических требований к качеству последних целесообразность переработки нефти на мини-НПЗ сейчас подвергается сомнению. Выполнить эти требования без дорогостоящих вторичных процессов невозможно, а минимальные мощностные пороги окупаемости для вторичных процессов, в большинстве случаев не позволяют применить их на подавляющем большинстве мини-НПЗ. Исключения из этого правила есть, но они не меняют общей картины.

Кроме того, опережающее повышение экспортных пошлин на тёмные нефтепродукты должно сделать экспорт мазута, а это основная продукция типичного мини-НПЗ, заведомо убыточным, а значит привести к затовариванию внутреннего рынка этим нефтепродуктом, создав дополнительные проблемы для мини-НПЗ. Крупные производители нефтепродуктов получат преференции в виде будущего снижения экспортных пошлин на светлые нефтепродукты, а убыточность экспорта мазута и снижение спроса на него должны подтолкнуть их к углублению переработки нефти. Это магистральный путь развития переработки нефти в России, и никто не будет оспаривать его нужность и правильность. Экспорт высококачественных моторных топлив – продуктов с высокой добавленной стоимостью должен поощряться, а мазут в конечном итоге не должен производиться как товарный продукт вообще. Для выработки тепла и электроэнергии существуют более экологически чистые топлива.

Тем не менее, несмотря на сказанное выше, существует рыночная ниша, в которой переработка нефти на мини-НПЗ была бы не только оправдана, но и наиболее обоснована и логична с позиций здравого смысла и интересов, как дорожной отрасли, так и всего народно-хозяйственного комплекса страны. Это – переработка специфических отборных нефтей, наиболее пригодных для производства дорожных битумов наилучшего качества, недостижимого при переработке трубопроводных нефтесмесей на крупных НПЗ.

Российские проблемы транспортировки и переработки тяжёлых нефтей.

Специалистам известно, что дорожные битумы высокого качества, не по техническим показателям стандартов, а исключительно с точки зрения эксплуатационной надёжности дорожных покрытий, устроенных с их применением, во всём цивилизованном мире производят из тяжёлых высокосмолистых нефтей нафтенового основания. Разведанные ресурсы этих тяжёлых нефтей достаточно велики, и они давно и успешно разрабатываются. Это нефти ряда месторождений Венесуэлы, ряда стран Персидского залива, Канады, Австралии, Тринидада и Тобаго. Транспортировка таких нефтей и их переработка во всём мире осуществляется раздельно от лёгких нефтей. Существующие танкерные схемы перевозки нефти и наличие припортовых НПЗ позволяют это сделать без каких-либо логистических трудностей.

Другое дело – Россия. У нас всё сложнее. Несмотря на то, что в России также имеется несколько месторождений с большими ресурсами тяжёлых нафтеновых нефтей, организовать их раздельную транспортировку, а тем более переработку, мало кому удавалось до сих пор. Причин тому несколько.

Первая – географическая. Масштабы территории и расположение на ней нефтяных месторождений, так же как и нефтеперерабатывающих заводов, нефтеэкспортные потребности страны, – всё вместе привело к необходимости строительства самой большой в мире системы магистральных нефтепроводов, ныне АК «Транснефть». Эта система позволяет минимизировать затраты на транспорт нефти с месторождений до НПЗ и к экспортным терминалам, но не позволяет осуществлять сортировку нефтей по их пригодности для производства высококачественных дорожных битумов. В качестве примера можно сказать, что очень большие ресурсы нафтеновой нефти Пермокарбоновой залежи Усинского месторождения Республики Коми поступают на НПЗ исключительно в смеси с лёгкими парафинистыми нефтями, а значит, для производства качественных битумов они безвозвратно потеряны.

Вторая причина отсутствия раздельной транспортировки и переработки нафтеновых нефтей в России заключается в том, что учёт и сдача нефти в трубу Транснефти нефтяными компаниями ведётся в тоннах, а продажа на экспорт в баррелях. То есть, закачав определённое количество тяжёлой нефти с плотностью 0,945 в тоннах в трубу, например, в Усинске, на экспортном терминале нефтяная компания для продажи на экспорт получает то же самое количество нефтесмеси в тоннах, но намного большее в баррелях, так как плотность экспортной нефтесмеси в Приморске – 0,860-0,870. Разница в плотностях нефтей даёт прирост на 8-10% количества баррелей, за которые экспортёр получает выручку. То есть сдать тяжёлую нефть в трубу и продать на экспорт нефтяникам при действующей системе учёта очень выгодно.

Третья причина тесно связана со второй и является её «зеркальным отображением». В мировой торговле нефтью ценообразующими факторами для конкретного сорта нефти являются её плотность и содержание серы. На нефти имеющие высокое содержание серы или высокую плотность применяется скидка с цены относительно цен маркерных сортов нефти типа Брент, или наоборот даётся премия к цене, если нефть более высокого качества. Скидка или премия косвенно отражают дополнительные затраты или, напротив, прибыль нефтезаводчиков при переработке нефтей различного качества. Это нормальный рыночный подход. В России он пока не работает.

Разговоры о необходимости введения Банка качества нефти ведутся уже второе десятилетие, а окончания разговорного процесса не видать. Не секрет, что откладывание введения Банка качества в России, и учёт качества нефти при сдаче её в систему магистральных нефтепроводов возможно только из-за лоббистских усилий тех нефтяных компаний, которые вносят наиболее ощутимый вклад в «ухудшение качества» российских экспортных нефтесмесей. Повышенное содержание серы и плотности нефти «Юралс» обуславливает её более низкую цену, чем у «Брента». Для того, чтобы нефтяным компаниям было невыгодно закачивать тяжёлые нефти в трубу, они должны получать штраф за каждую тонну тяжёлой нефти, смешанной с лёгкими нефтями. А пока получается наоборот. Даже там, где есть возможность раздельной транспортировки и переработки тяжёлой нефти, например, нефти Ярегского месторождения Республики Коми, ежесуточно доставляемой железнодорожным транспортом на ООО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка», отсутствие Банка качества нефти провоцирует нефтяников на то, чтобы эта уникальная нафтеновая нефть периодически в больших объёмах – сотнями тысяч тонн – уже непосредственно с территории и резервуаров НПЗ перекачивалась в транспортную систему ОАО «Северных магистральных нефтепроводов». Интерес нефтяников понятен (выше названная вторая причина), а все остальные остаются в накладе. Нефтеперерабатывающие заводы заводы, расположенные дальше по трубе, получают на переработку более тяжёлую нефтесмесь, она же со скидкой идёт на экспорт. Но, что более важно в нашем случае, так это то, что нефть, которая могла бы быть переработана раздельно с выработкой из неё высокачественных битумов, попросту многократно разбавляется непригодными для этого нефтями. А это значит, потребности дорожной отрасли в качественных битумах принесены в жертву прибылям нефтеэкспортёров, среди которых найдётся немалое количество возмущающихся состоянием российских дорог.

Комплексное решение проблем в интересах всего общества вполне возможно?

Попробуем теперь представить, что во главу угла ставится не сиюминутные интересы отдельных участников добычи, транспорта, производства и внешнекэкономической деятельности, а интересы всего общества в целом. Очевидно, что необходимость в Банке качества нефти давно назрела и раньше или позже, но он будет введён. Тогда сами нефтяные компании получат стимулы для того, чтобы ограничить сдачу тяжёлых нефтей в систему магистральных нефтепроводов. В качестве альтернатив будут рассматриваться варианты переработки тяжёлых нефтей, в том числе и для производства дорожных битумов. Конечно, следует учесть, что для производства моторных топлив высокого уровня качества затраты на переработку тяжёлых нефтей существенно выше, чем лёгких, а приемлемый выход светлых недостижим без дорогостоящих и высокозатратных в эксплуатации углубляющих процессов. Отсюда следует, что при переработке тяжёлых, а особенно уникальных нафтеновых нефтей, задачи получения высококачественных моторных топлив не должны ставиться, и по возможности следует ориентироваться на простейшие технологические схемы переработки. Небольшой выход светлых при простейших схемах переработки тяжёлых нефтей, конечно, минус, но он оборачивается плюсом с точки зрения увеличенного выхода тяжёлого остатка или гудрона – сырья для производства высококачественного дорожного битума. Получаемые дистиллятные фракции при этом будут уже попутной, хотя и ценной продукцией в случае их квалифицированного применения, например, – светлые печные и маловязкие судовые топлива, на которые имеется хороший платежеспособный спрос.

Если сравнивать потребности дорожной отрасли в битумах и объёмы их производства на НПЗ с производством и потреблением моторных топлив, то можно обратить внимание на то, что это многократно отличающиеся величины – обычно в 10-20 раз для какого-то конкретного НПЗ, если у него имеется производство битумов. А оно имеется не на всех НПЗ. Из общего количества производимых в России нефтепродуктов, битумы составляют всего лишь порядка 1,5 %. А стоимость битумов грубо в 2-3 раза меньше, чем стоимость моторных топлив. Доля битумов в реализации все нефтепродуктов не превышает одного процента. Именно эта небольшая величина наглядно демонстрирует причину того, что для всех крупных НПЗ и стоящих за ними материнских нефтяных компаний битумы – продукция третьестепенная по значимости и неинтересная для того, чтобы серьёзно заниматься их качеством. Не они дают маржу и делают прибыль при переработке нефти.

Далее, сосредоточение производства дорожного битума на крупном НПЗ может сэкономить затраты на производство, так как стоимость процессинга на таких НПЗ относительно невелика. С другой стороны, крупнотоннажное производство битумов неизбежно упирается в проблемы сбыта. В России есть региональные НПЗ, которые могут произвести до 1 млн. тонн дорожного битума в год, но нет такого региона, который нуждался бы в таком количестве битума. В результате эти НПЗ, как правило, вынуждены искать потребителей за пределами региона своего месторасположения. Это ведёт к увеличению расстояний, на которые требуется транспортировать уже готовые битумы, и времени транспортировки со всеми негативными последствиями. Отсюда следует, что было логичным рассредоточить производство битумов по стране, а значит и специализированных заводов, имеющих производство битумов, желательно иметь больше, чем их есть сейчас. При этом мощности таких битумных производств не должны быть крупными. В идеале объем производства битумов на них должен быть сопоставим с потребностью территории, доставка битума, в пределах которой, от завода до потребителя, займёт считанные часы, и может быть осуществлена автомобильным транспортом. Автомобильный транспорт имеет ряд неоспоримых преимуществ перед железнодорожным транспортом, которые могут быть реализованы при коротком плече доставки. За рубежом именно так и есть. Главное из них – более высокая расчётная скорость транспортировки автомобильным транспортом, так как железнодорожные перевозки включают процедуры формирования составов на станциях отправления и расформирования на станциях, обслуживающих грузополучателей. Кроме того, и что тоже очень важно, доставка битумов в железнодорожных цистернах требует наличия у получателя подъездных путей и сливных эстакад – более сложных сооружений по сравнению с пунктами слива автобитумовозов.

Таким образом, просматривается необходимость строительства небольших региональных заводов по производству высокачественных битумов из наиболее пригодных для этой цели нефтей. Для того чтобы такие заводы были рентабельны необходимо наличие некоторых существенных обстоятельств, среди которых – доступность на нефтяном рынке сырья для производства битумов и формирование цен на него таким же образом как это происходит в мире.

Также должен быть решён ряд вопросов, связанных со сбытом продукции таких битумных заводов. Отпускные цены на битумы улучшенного качества должны формироваться с учётом того, что проектные и гарантируемые сроки эксплуатации дорожных покрытий с применением битумов улучшенного качества окажутся больше, чем из альтернативных битумов, производимых крупными НПЗ из трубопроводных смесей лёгких парафинистых нефтей. На практике это означало бы, что цены на улучшенные дорожные битумы из тяжёлых нефтей заведомо должны быть выше цен рядовых битумов. Большие затраты на приобретение улучшенного битума с лихвой будут компенсироваться лучшими эксплуатационными качествами и большими сроками службы дорожных покрытий. Какие механизмы регулирования цен на дорожные битумы должны быть созданы или задействованы – вопрос, подлежащий обсуждению. Готовых рецептов, даже с оглядкой на мировой опыт, здесь нет. Можно только сказать, что на мировых рынках цены на дорожные битумы премиум-класса из отборных тяжёлых нафтеновых нефтей существенно, в 1,5-2 раза, выше цен на тяжёлое высокосернистое котельное топливо, являющееся для них маркерным биржевым нефтепродуктом, на которые они вроде бы ориентируются, но напрямую от него не зависят. Здесь, скорее просматриваются какие-то косвенные зависимости, проистекающие от уровней и соотношения цен на лёгкие и тяжёлые нефти.

Следующий вопрос, требующий решения при эксплуатации небольших битумных заводов, – организация их круглогодичной работы при том, что спрос на дорожные битумы в России имеет ярко выраженный сезонный характер, достигая максимума в летние месяцы и падая практически до нуля в зимний период. Ситуация, на первый взгляд, практически неразрешимая. Однако пути выхода из неё также имеются. Для начала можно вспомнить опыт СССР. Во времена социалистической плановой экономики битумные производства на нефтеперерабатывающих заводах эксплуатировались круглогодично и практически на полную мощность, хотя строительство и ремонт дорог в СССР, также как и сейчас, велись преимущественно в тёплое время года, правда, тогда более продолжительное из-за более широкой географии за счёт размеров страны. Главным фактором в то время, позволявшим производить и сбывать дорожные битумы зимой, являлось наличие огромного количества битумохранилищ у дорожно-строительных предприятий по всей территории СССР. Сразу следует отметить, что эти битумохранилища не являлись наземными резервуарными парками со сложным насосным и энергетическим хозяйством, дорогостоящими в сооружении и затратными в эксплуатации. Это были заглубленные железобетонные ёмкости. При этом Министерство путей сообщения СССР располагало большим парком специализированного подвижного состава в виде 4-х ковшовых бункерных полувагонов. Разгрузка таких полувагонов в заглубленные емкости могла осуществляться очень быстро за счёт опрокидывания ковшей после непродолжительного разогрева только лишь пристенного слоя битума в ковшах, подачей в «паровые рубашки» ковшей водяного пара низких параметров. Дальнейшее хранение битума в заглубленных ёмкостях до начала сезона дорожно-строительных работ не вызывало каких-либо особых проблем или затрат. А для выдачи битума из заглубленной ёмкости требовалось разогревать лишь некоторое количество битума, находящееся в приямке-зумпфе битумного насоса. К сожалению, некогда столь массовая система транспортировки и хранения дорожных битумов впоследствии по разным причинам в новых экономических условиях была полностью ликвидирована. А том, чтобы попытаться воссоздать её сейчас уже не может быть и речи. Такая система могла эффективно функционировать только в государстве с плановой экономикой и жёстким контролем государства за производством и распределением всех ресурсов, включая дорожные битумы.

Однако, поскольку развитие техники и технологий не стоит на месте, за прошедшие годы появились альтернативные способы хранения дорожных битумов. Среди них стоит упомянуть крупногабаритную полимерную тару, иначе – мешки типа «бигбэги». Осуществить транспортировку любым видом транспорта и хранение битума в таких мешках проще простого. Здесь не требуется ни наличия спецвагонов – подойдут наиболее массовые открытые полувагоны, не говоря уже об автопоездах с открытыми полуприцепами, ни сооружения железобетонных хранилищ. Для хранения «бигбэгов» с битумом достаточно иметь любую складскую площадку с твёрдым покрытием и погрузочно-разгрузочными средствами. Таким образом, технических и технологических препятствий для круглогодичного производства и сбыта битумов, как и во времена СССР, в настоящее время нет.

Отсутствие технических препятствий для круглогодичных производства и реализации дорожных битумов, разумеется, не означает, что при этом сейчас не существует никаких препятствий другого рода. Они есть и достаточно серьёзные. Прежде всего, это отсутствие стабильного платежеспособного спроса на дорожные битумы в зимний период по понятным причинам. Зададимся вопросом, что нужно сделать, чтобы он возник? Общий ответ может звучать так – создать экономические стимулы для потребителей битумов, которые подвигли бы их закупать битумы тогда, когда они им менее всего нужны.

Очевидно, что низкая цена на битумы в этом случае ударила бы по интересам их производителей, не обеспечивая рентабельность производства. Значит, решение проблемы должно лежать в другой плоскости, нежели просто снижение цен на битумы в зимний период.

Крупные НПЗ – производители битумов могут позволить себе пойти на снижение цен на дорожные битумы зимой, поскольку в любое время года основную массу прибыли они получают за счёт реализации более дорогой продукции – моторных и судовых топлив, авиакеросина, масел, экспортного газойля и т. д. Производство битумов для них скорее более или менее эффективный способ избавиться от тяжёлых нефтяных остатков. Однако способ далеко не единственный, а конкурирующий с такими процессами как переработка тяжёлых и высоковязких остатков на котельное топливо в процессе висбрекинга или на нефтяной кокс в процессе замедленного коксования. Причём висбрекинг – один из наиболее простых и потому наиболее распространённых термодеструктивных процессов на российских НПЗ. Замедленное коксование не получило в России такого развития и распространения в силу целого комплекса сопутствующих ему технических, технологических и экологических вопросов. Экономическая эффективность процесса висбрекинга в структуре НПЗ преимущественно определяется возможностью производства и переработки или реализации вакуумных газойлей, более ценных, чем мазуты, из которых они получаются путём их вакуумной перегонки, и попутно получаемых гудронов.

То есть, для того, чтобы на любом НПЗ производить вакуумные газойли, неважно для чего – в качестве сырья в процессах каталитического или гидрокрекинга, производства масел или как самостоятельных товарных продуктов, надо располагать одним или несколькими процессами утилизации гудрона. Производство битумов входит в их число. Поэтому для ряда НПЗ в зимний период оказывается целесообразней эксплуатировать битумные производства, продавая битумы по низкой цене, для других – останавливать битумные производства на зиму, неся прямые убытки от их простоя. Что из этого следует? Несколько простых выводов. Назовём их.

Цена дорожного битума в России – следствие конъюнктурных факторов, отражающих в первую очередь, уровень цен на нефть, моторные и энергетические топлива, налоговую и тарифно-таможенную политику государства с точки зрения прибыльности производства и экспорта этих базовых для экономики нефтепродуктов. Качество дорожных битумов в нынешних условиях никоим образом не связано с ценой на них ровно также как и наоборот – цена битумов не связана с их качеством. Экономика производства битумов подчинена экономике производства моторных топлив и прочих нефтепродуктов. Если выгодно производить и, тем более, экспортировать моторные топлива, то цена на битумы может быть ниже цены самого тяжёлого и высокосернистого мазута. Крупные НПЗ не заинтересованы в производстве битумов вообще, а высокого качества особенно, поскольку сами по себе битумы не могут привнести никакого существенного вклада в объём реализации или прибыли крупного НПЗ. Никогда крупные НПЗ не будут ориентироваться на нужды дорожной отрасли. Они исходят из того, что даже вялотекущий сбыт рядовых битумов уже хорош сам по себе. А если его нет, допустим – зимой, то это совершенно не критично. Гораздо хуже когда нет сбыта котельных топлив. Поэтому их продают зимой на экспорт даже в убыток лишь бы обеспечить функционирование высокоприбыльного производства моторных топлив. Некоторый рост цен на битумы в летний период в результате исключительно сезонногофактора и как следствие повышенного спроса – всего лишь использование благоприятной конъюнктуры. Он не связан с себестоимостью производства битумов, как и их качеством, а только – примитивная, но логичная попытка заработать дополнительную маржу. Есть спрос, есть сбыт и лишняя маржа. Погоды по году это не делает, но работает на благо нефтяных компаний, улучшая экономические показатели производственной деятельности НПЗ.

И что же мы видим? А то, что в создавшихся чисто рыночных условиях, в отсутствие вмешательства государства, дорожная отрасль целиком и полностью зависит от произвола нефтяных компаний в части цен и качества дорожных битумов. Так называемая «невидимая рука рынка» в данном случае, как и во многих других, ничего не «расставит по своим местам», чем нас прельщали 20 лет назад идеологи разрушения плановой экономики. Должны быть созданы и заработать сознательно управляемые механизмы вмешательства со стороны государства. Какие именно – очень трудно объяснить коротко и внятно. Наверно, примерно такие как в соседней с нами Финляндии, где качество и срок службы дорог, ни у кого, знакомого с этой страной не вызывают сомнения. Отличные дороги с длительным сроком службы. И, что примечательно, это качество ощущаешь сразу после езды по федеральной трассе «Скандинавия» и пересечения российско-финской границы в районе Выборга. Ссылаться при этом на климатические особенности, различные условия эксплуатации, благоприятные горно-геологические условия, в виде хорошо несущего автодороги «Балтийского щита» и т. п., – просто несерьёзно. Совершенно очевидно, что дело не в первом, ни во втором и ни в третьем. Дело – в технологиях, материалах, ответственности, государственной политики в области проектирования, строительства и эксплуатации автодорог. Финны всё это могут выполнить на высочайшем уровне и делают это. Вот у кого следует учиться. Не лишним будет добавить, что в таких северных странах как Швеция и Норвегия, автомобильные дороги аналогичного, то есть высокого качества, сопоставимого с состоянием финских дорог, а «Балтийский щит» занимает значительную часть российских Карелии и Ленобласти.

До тех, пор пока производство и сбыт дорожных битумов будут находиться в руках нефтяных вертикально-интегрированных компаний, ожидать кардинального изменения качества битумов в лучшую сторону нет никаких оснований. Нефтяным компаниям это просто не нужно. Для них это не является профильным бизнесом, не даёт массы прибыли или реализации, сопоставимых по объёмам с прибылями от продаж моторных топлив и других базовых нефтепродуктов. Очевидно, что поскольку нынешнее государство в отличие от СССР не имеет директивных рычагов для вмешательства в производственную деятельность крупных НПЗ, то оно не может эффективно влиять на техническую и производственно-сбытовую политику этих заводов в области производства битумов. Во всяком случае, до настоящего времени этого сделать не удавалось, либо реальных и продуманных попыток просто не было.

Россия считается третьей после Канады и Венесуэлы страной по запасам тяжелых углеводородных ресурсов, которые, по различным оценкам, составляют 6,3-13,4 млрд. тонн.

Только в Татарстане сейчас выявлено более 450 месторождений и залежей сверхвязкой нефти с прогнозными запасами 7 млрд тонн. По Волго-Уральской нефтегазоносной провинции – 10,4 млрд тонн. Общие же ресурсы сверхвязкой тяжелой нефти, по разным оценкам, в России могут составлять 30-75 млрд тонн.

На территории Российской Федерации основная часть ресурсов тяжёлых нефтей приурочена к месторождениям Волго-Уральской, Тимано-Печорской и Западно-Сибирской нефтегазоносных провинций (НГП). В настоящее время на территории Западно-Сибирской НГП разрабатывается примерно 25% залежей тяжёлых нефтей, на разрабатываемые залежи приходится 30% извлекаемых запасов ТН провинции. На территории Тимано-Печорской провинции разрабатывается примерно четверть залежей, доля этих залежей в запасах ТН провинции превышает 50%. На территории Волго-Уральской НГП, занимающей лидирующую позиции в вопросах освоения ресурсов тяжёлых нефтей, в настоящее время разрабатывается около 40% залежей ТН, на разрабатываемые залежи приходится до 90% запасов тяжёлой нефти провинции.

В пределах Западно-Сибирской НГП сосредоточено более 40% запасов тяжёлых нефтей России.

Крупнейшие залежи тяжёлых высоковязких нефтей Западно-Сибирской провинции.

Http://additive. spb. ru/bitum-tezisy. html

К вопросу об автоматизации технологического процесса ректификация нефти на мини-НПЗ

Ключевые слова: Мини-НПЗ, выработка нефтепродуктов современного качества, ректификация нефти, тяжелые углеводороды, мониторинг техпроцесса, методология SADT.

Формирование сектора малой переработки нефти (мини-НПЗ) в России началось после распада СССР. Степень автоматизации технологического процесса на многих действующих мини-НПЗ невысока. Внедрение большинства вторичных процессов переработки сырья экономически нецелесообразно, за исключением, пожалуй, термического крекинга мазута, эффективно применять который можно, начиная с мощности по нефти в 100 тыс. твг.

Как известно, 5 сентября 2008 года в силу вступил специальный технический регламент “О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту”. Согласно документу, выпуск бензина стандарта Евро-2 будет разрешен до 31 декабря 2008 года. Евро-3 – до 31 декабря 2009 года, Евро-4 – до 31 декабря 2012 года. Очевидно, что подавляющее большинство действующих мини-НПЗ не может вырабатывать соответствующие регламенту нефтепродукты и легально их реализовывать на розничном рынке уже с начала 2009 года.

Принятый регламент, хоть и в жесткой форме, все же определяет стратегическое направление развития российской нефтепереработки и рынка нефтепродуктов в направлении повышения качества и ужесточения экологических требований.

Возникает вопрос: какие мини-НПЗ смогут легально производить нефтепродукты для розничного рынка моторного топлива? Очевидно, что продолжат работать мини-заводы мощностью более 200 тыс. твг, оснащенные комплексом риформинга и гидроочистки. Этот сегмент малой переработки нефти определенно имеет перспективы –даже в свете вступления в силу регламента, но при условии адекватных вложений в развитие производственных мощностей и выработки нефтепродуктов современного качества.

Проблемы таких предприятий, да и не только их, в качестве выходного продукта, которое напрямую зависит от качества исходного сырья. В современных условиях окупаемость мини-НПЗ с первичной переработкой достигается благодаря получению средств от продажи дизельного топлива и мазута. По данным публикации Владимира Капустина (генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть» д. т.н., профессор) «Мини-НПЗ умрут, но не сейчас»: «на сегодняшний день в России качество нефти жёстко не регламентируется, а доходность таких заводов основана на несовершенстве этих правил».

В случае поступления на переработку низкокачественного сырья (напр., с большим содержанием парафина или так называемые «тяжелые углеводороды») для получения на выходе продукта, соответствующего стандарту, требуются дополнительные затраты (напр., вторичная перегонка или корректировка режимов техпроцесса). Для решения данной проблемы предполагается несколько путей.

Существует множество организаций, занимающихся модернизацией технологии переработки нефти, которые предлагают установку различного рода систем. К примеру, для получения из сырья более светлых моторных топлив, соответствующих техническому регламенту, предлагаются модули для увеличения отдачи завода:

Платформинг – модуль каталитической переработки нефтепродуктов, применяемый для получения высокооктановых компонентов автобензинов и ароматических углеводородов.

Риформинг – модуль переработки бензиновых и лигроиновых фракций нефти с целью получения автомобильных бензинов, ароматических углеводородов и водородсодержащего газа.

Гидроочистка – модуль очистки моторных топлив, масел и других нефтепродуктов от примесей органических производных серы, кислорода, азота. получение продукт переработка нефть

Гидрокрекинг – модуль переработки высококипящих нефтяных фракций, мазута или гудрона для получения бензина, дизельного и реактивного топлив, смазочных масел и др.

Но всё это достаточно дорогие финансовые решения. Поэтому для планирования и оптимизации расходов на производстве необходимо предприятию знать предполагаемое качество продукта переработки на выходе. Таким образом, вопрос о построении Системы косвенного контроля наиболее критических параметров качества продуктов (кристаллизации, застывания, вязкости и т. п.) с оптимизацией ассортимента продуктовых фракций исходя из данных по качеству нефтей являются актуальными.

В настоящее время нефтеперерабатывающие предприятия работают в режиме “процессинга” поэтому главным направлением является технологическое сопровождение, или мониторинг, оперативная оптимизация производственного процесса, то есть достижение максимальной прибыли при минимуме эксплуатационных затрат. Усиленное внимание к этому аспекту научно-технической деятельности объясняется тем, что здесь достигаются наиболее быстрые и значимые результаты, главным образом, за счет интенсификации процессов, рационализации схем подготовки сырья и правильной интерпретации полученной с разных уровней информации.

Основным средством мониторинга являются автоматизированные процедуры сбора и обработки техно-экономической информации, а также специальные программно-математические средства (PIMS, ROM-system и т. п.), применяемые не раздельно, а в комплексе (Profit Improvement Programmes).

При создании выработки нефтепродуктов современного качества, или мониторинга, необходимо учитывать сложность массообменных физических процессов в ректификационных колоннах по переработке нефти, многократное противоточное контактирование паров и жидкости (многократное испарение и конденсация паров), проявляющееся в значительном числе и многообразии параметров, определяющих течение процессов, в большом числе внутренних связей между параметрами, их взаимное влияние друг на друга. И далее, изменение одного параметра вызывает нелинейные изменения других параметров, что и определяет сложность модели Отмеченная сложность в процессах, происходящих в атмосферной колонне, усиливается с наличием многих петель обратных связей между параметрами процесса, связанных со стриппинг-секциями и циркулирующими оборотами (ЦО). Поэтому остается проблема построения адекватной модели прогнозирования результатов процесса ректификации.

Для установления взаимосвязей между параметрами таких процессов можно прибегнуть к методологии SADT (Structured Analysis and Design Technique), используемой для формирования и представления структурных моделей, «черный ящик» ТП будет иметь вид, представленный на рис. 1.

А соответствующая ей формализация будет выглядеть, как изображено на рис.2.

Внедрение в систему управления мини-НПЗ адекватной модели прогнозирования результатов процесса ректификации и принятия решения в реальном времени позволит значительно увеличить эффективность действующих НПЗ различной производительности.

1. Амбарцумян А. А., Казанский Д. Л., Управление технологическими процессами на основе событийных моделей, // АиТ, №10-11, 2001.

2. Анфилатов В. С. Системный анализ в управлении. Учеб. пособие / В. С. Анфилатов, А. А. Емельянов, А. А. Кукушкин. – М.: Финансы и статистика – 2002, 368 с.

3. Интеллектуальные системы автоматического управления / Под. ред. И. М. Макарова, В. М. Лохина. – М.: ФИЗМАТЛИТ, 2001 – 576 с.

4. Мусаев А. А. Виртуальные анализаторы: концепция построения и применения в задачах управления непрерывными технологическими процессами // Автоматизация в промышленности. 2003. № 8. С. 28-33.

Http://studwood. ru/1771358/tovarovedenie/k_voprosu_ob_avtomatizatsii_tehnologicheskogo_protsessa_rektifikatsiya_nefti_na_mini-npz_neftepererabatyvayuschiy_zavod

Практически на всех этапах добычи, подготовки и транспортировки нефти возникают мелкие локальные проблемы, которые как раз являются вотчиной МСБ. Тем не менее крупные холдинги не торопятся работать с мелкими поставщиками продукции и услуг, считает региональный директор компании "Форт капитал" Евгений Пугачев. "Большое количество внутренних нормативных документов, предназначенных для управления корпорацией, становится настоящим адом для малых предприятий, не готовых к большой бумажной работе. Иногда это воспринимается со стороны как намеренно возведенный барьер для того, чтобы пропустить "своих". Проблема особенно усилилась в связи с уменьшением на рынке числа крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний", – рассказывает Евгений Пугачев.

По его словам, маленький для ВИНК проект может оказаться непосильным бременем для малого или среднего бизнеса. "Например, инвестиции в оборудование в течение первого года могут составить до 2,5 миллиона долларов при довольно длительной окупаемости. Не все МСБ готовы к таким затратам. Также далеко не все компании малого и среднего бизнеса готовы соответствовать стандартам качества, предъявляемым ВИНКами", – резюмирует эксперт.

Важными элементами нефтяной индустрии являются мини-нефтеперерабатывающие и мини-газоперерабатывающие заводы.

Роль мини-НПЗ в России сводится к обеспечению топливом отдельных районов или предприятий, которые по логистическим причинам не могут экономически эффективно обеспечиваться крупными НПЗ, а также к предотвращению монополизации рынка нефтепродуктов в отдельных регионах. "Эти функции порождены унаследованным с прошлого века размещением крупных нефтеперерабатывающих мощностей, но их выполнение имеет локальный характер, поэтому доля мини-НПЗ в мощностях и объеме переработки в России по состоянию на 2014 год составляет лишь около 3 процентов. Эффективная нефтепереработка требует, с одной стороны, крупных масштабов производства, с другой, близости к потребителям для минимизации транспортных затрат. Сочетание того и другого не везде в России возможно, и мини-НПЗ становятся компромиссным решением", – говорит начальник управления по стратегическим исследованиям в энергетике Аналитического центра при правительстве РФ Александр Курдин.

Мини-ГПЗ требуются прежде всего для утилизации попутного нефтяного газа (ПНГ) и потому их целесообразно размещать вблизи нефтяных месторождений. Поскольку сейчас государство активно проводит политику минимизации сжигания ПНГ, а крупные ГПЗ далеко не всегда можно построить в районах добычи, там появляются мини-ГПЗ.

По данным минэнерго, в 2014 году в стране было 34 мини-НПЗ. Говорить о достаточности здесь сложно, поскольку мини-НПЗ важны с точки зрения не объемов переработки, а решения конкретных региональных проблем. Поэтому "достаточность" мини-НПЗ должна определяться на уровне регионов.

"Оценить количество мини-НПЗ объективно достаточно сложно, ведь официально зарегистрирована только часть из них. Ряд источников указывает на 180, 200 или 250 подобных заводов в России, – говорит зам­гендиректора, руководитель практики Корпоративные финансы "Агентства прямых инвестиций" Илья Якунин. – В то же время, по открытым данным, в России около 70-80 независимых мини-НПЗ и около 20 мини-НПЗ/ГПЗ, входящих в структуры ВИНК. Рентабельность деятельности независимых мини-НПЗ сейчас существенно упала из-за изменений в российском налоговом законодательстве".

По словам Ксении Архиповой, исполнительного директора АКГ "Деловой профиль", мини-НПЗ призваны составить на рынке конкуренцию крупным промышленным компаниям. Однако сегодня этот рынок в основном наводнен полулегальными и теневыми мелкими производителями, которые используют наиболее простые механизмы и технологии переработки сырой нефти (их еще называют "самоварами"). Качество нефтепродуктов, производимых ими, конечно, очень низкое, однако готовая продукция часто пользуется спросом у иностранных НПЗ для дальнейшей переработки в качественное топливо.

Легализация "самоваров" требует больших капитальных затрат на выполнение норм промбезопасности и сертификацию готовой продукции, при этом стоимость оборудования сертифицированных промышленных малотоннажных нефтеперегонных установок может повышаться в несколько раз, что делает бизнес уже низкорентабельным. "Объемы переработки нефти мини-НПЗ в среднем составляют всего 20-50 тысяч тонн в год, что в сотню раз ниже, чем на крупном заводе. Если строительство "самоваров" обходится в несколько десятков тысяч долларов, то сертифицированные легальные производственные комплексы стоят от полумиллиона долларов и выше. Низкие цены на нефть существенно снижают рентабельность мини-производств, повышая сроки окупаемости до 20-25 лет, что делает легальный бизнес уже непривлекательным", – говорит Ксения Архипова.

Поддержка мини-НПЗ как таковых не должна становиться политическим приоритетом. Но в определенных районах, прежде всего удаленных от крупных перерабатывающих предприятий, они обязательно должны рассматриваться региональными властями как альтернатива другим способам поставок энергоресурсов и поддерживаться в случае их более высокой эффективности, в том числе предоставлением площадей и инфраструктуры, считает Александр Курдин. Поддержка мини-ГПЗ должна быть направлена на содействие развитию газопереработки в целом и сокращению сжигания ПНГ, так чтобы нефтегазодобывающие предприятия сами выбирали оптимальные масштабы и способы переработки с учетом поставленных государством требований.

Http://rg. ru/2015/09/04/npz. html

Цены на горючее растут в России с завидной стабильностью. Казалось бы, рост мировых цен на нефть должен, несомненно, привести к падению их на российском внутреннем рынке за счет той прибыли, которую наша страна получает от экспортных поставок. Однако, ничего подобного не наблюдается, и причиной тому является отсутствие конкурентной среды. Ведь в России несколько крупных компаний держат в своих руках практически все нефтеперерабатывающие предприятия и, соответственно, диктуют ценовую политику.

Таким образом, для создания конкурентоспособного внутреннего рынка нефтепродуктов необходимо строительство новых предприятий, способных осуществлять производство бензина, дизельного топлива и другой продукции. Причем географически такие предприятия должны охватывать всю территорию страны, для того, чтобы бесперебойно обеспечивать горючесмазочными материалами все федеральные округа.

Однако, строительство новых предприятий требует значительных временных и финансовых затрат, которые не под силу организациям малого бизнеса.

Современные инновационные технологии позволяют решить данную проблему. Необходимо направить большой объем инвестиций в строительство малотоннажных нефтеперерабатывающих предприятий, так называемых Мини-НПЗ.

В настоящее время существуют различные проекты таких Мини-НПЗ, основывающиеся на различных технологиях. Изготовить всевозможные виды бензино-дизельных установок (БДУ), фракциональных установок с огневым испарителем (ФУСОИ), мембранных и других установок предлагают как российские, так и зарубежные производители. Объем переработки сырья на мининефтеперерабатывающих заводах может достигать 150 тысяч тонн в год.

Сегодня, по мнению экспертов, в России сложились именно такие условия, которые позволяют малым перерабатывающим предприятиям достигать значительных показателей рентабельности.

Конечно, существуют и подводные камни. Ведь строительство даже самого маленького Мини-НПЗ требует совсем не маленьких инвестиций. А зависимость величины предприятия и стоимости проектно-сметной документации находится в обратно пропорциональной зависимости. К тому же для того, чтобы полностью организовать производство на Мини-НПЗ потребуется от 3 до 5 лет.

Поэтому малый бизнес должен со всей ответственностью подойти к проблеме нефтепереработки с расчетом на долгосрочную перспективу. Нельзя получать прибыль путем использования и переработки исключительно светлой фракции. Ведь тогда кому-то придется работать и с сырьем ухудшенного качества. Нельзя допускать выход продукции низкого качества. Ведь случайная или преднамеренная ошибка способна наложить тень на все Мини-НПЗ в целом.

Малые предприятия способны работать на небольших, но достаточно сложных месторождениях. Ведь их задача – обеспечение местных потребностей в топливе. Вот почему будущее нефтепереработки – за Мини-НПЗ.

Http://www. mini-npz. com/perspektivy/8-pererabotkanefti. html

Коммерческий директор Ковалев Александр Николаевич, Краснодарский край, г. Тихорецк.

Мазут можно перерабатывать на гудрон (с получением битумов асфальтных) и получения газойлевой фракции.

Выгодность сырья (мазута) – можно определить по более полному анализу сырья – содержание серы, асфальтенов, парафина и т. д.

Во-вторых, "именно производством оборудования для переработки нефти" я не занимаюсь, если Вы думаете, что на всём постсоветском пространстве существует только один Дмитрий, который занимается производством нефтеперерабатывающего оборудования, то Вы заблуждаетесь.

В-третьих, коммерческой тайной не может являться ни для кого(вообще странно, что одна и та же информация для кого-то является тайной, а для кого-то нет, это говорит об уровне Вашей юридической осведомленности) информация о продукте производства, чтоб была понятна вся абсурдность Вашего заявления, проведу аналогию – это то же самое, что продавать автомобиль и его технические показатели такие, как скорость, расход топлива, и т. д. назвать коммерческой тайной.

Вообще-то технологические схемы разрабатываются индивидуально, а судя по Вашим словам они у Вас уже есть, что говорит о Вашей компетентности.

В-четвертых, как это Вы интересно работаете, что не знаете качественные показатели среднетрубной нефти юралс.

В-пятых, я не раз встречал жертв таких шарлатанов, у которых одни коммерческие тайны вместо реально работающего оборудования. Одни установки шаха чего стоят. Для того, чтоб реально оценить Ваши работы надо хотя бы иметь сайт с информацией о работающих установках. Вот Вам шанс не пиариться, как Вы говорите, а доказать всё на деле, приведите фотографии работающих установок, и с разрешения владельцев, названия и реквизиты компаний, чтоб любой желающий мог связаться и узнать все из первых уст, а не торгуйте "коммерческими тайнами" вместо установок.

– "Один из лучший показателей среди производителей мини-нпз по стоимости и качеству" – это Вы с чего взяли? Провели исследование? Можно результаты?

– "Большой опыт работы, география поставок, гарантии качество" – так назовите регионы, гарантии от кого? Предоставьте.

– "Время окупаемости нашего оборудования составляет 2-12 месяцев" – видел я однажды такие цифры с воздуха, как вообще поставщик оборудования может рассчитать срок окупаемости проекта покупателя, или Вы только срок окупаемости оборудования считаете и не учитываете все расходы?

– "На данный момент внедряются разработки дополнительного оборудования к мини-нпз с целью получения бензинов марки Евро 2-3" – Вот за такое вообще сажать надо, ибо иначе, как мошенничество путём введения покупателя в заблуждения и обман. Любой более-менее связанный с нефтепереработкой человек знает какой набор технологического оборудования требуется для выхода продукции отвечающей качеству стандарта евро 2-3. До такого Вы точно не дошли ещё. Да я даже не уверен, что у Вас есть чем переработать мазут в топливо.

Http://www. barrel. kz/forum/611/

Поделиться ссылкой: