Переработке нефти и газового конденсата

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

Нефтеперерабатывающая промышленность является ключевым звеном нефтяной отрасли в целом, поскольку нефть, в отличие от других первичных энергоресурсов (природного газа, угля), в сфере конечного потребления практически не используется в сыром виде. Нефть поступает в сферу конечного потребления лишь после переработки в виде разнообразных нефтепродуктов – моторного топлива, смазочных масел, нефтебитумов, кокса, сырья для нефтехимических производств, топочного мазута.

Основные показатели развития нефтеперерабатывающей промышленности в 20002008 гг. представлены в табл. 1.

Российская нефтепереработка в 2000-х годах развивалась в целом весьма умеренными темпами. За 8 лет (в 2008 г. по отношению к 2000 г.) объёмы переработки нефти и производства моторного топлива выросли в 1.37 раза (среднегодовой темп прироста составил 4%). Имело место отставание в темпах роста нефтепереработки и по сравнению с экономическим ростом (ВВП вырос в 1,66 5 раза), и в сравнении с увеличением объёмов ^ нефтедобычи (рост по данному показателю | составил 1.5 раза). Более быстрыми темпа-§ ми по сравнению с общими отраслевыми по-% казателями возрастало производство ва-2 куумного газойля (в 6.5 раза), прямогонно-1 го бензина (в 3.5 раза), бензинов в целом (в ® 1.56 раза), светлых нефтепродуктов в целом

1 (1.46 раза), авиакеросина (1.43 раза). Наибо-§ лее низкие приростные показатели харак-

2 терны для таких продуктов, как флотский I мазут (рост на 4% за 8 лет), смазочные мас-| ла (5%), кокс (7%), нефтебитум (17%). Осо-р бо следует отметить низкие темпы роста вы-

Пуска автобензина (1.31 раза), которые на 6 процентных пунктов ниже показателей роста объёмов переработки нефти.

Отмеченные особенности в динамике объёмов переработки нефти и производства нефтепродуктов объясняются, с одной стороны, сложившимися тенденциями в формировании рыночного спроса, а с другой – серьёзными внутренними проблемами отрасли:

• использованием устаревших, энергоёмких и экологически несовершенных технологий; низкой долей углубляющих процессов (каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование) в технологической схеме переработки нефти. В последние годы в Российской Федерации этот показатель не превышает 13% от объёма первичной переработки нефти (в странах Западной Европы от 30 до 50% и выше);

• низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки.

Факторы организационно-экономического характера обусловливают мотивацию в политике крупных нефтяных компаний, играющих ведущую роль в отечественной нефтепереработке. Общая тенденция их такова, что они в большей степени заинтересованы в экспорте сырой нефти и относительно простых нефтепродуктов, чем в развитии глубокой переработки сырья и повышении качества своей продукции. Данное обстоятельство отражается на динамике объёмов первичной переработки сырья и по вторичным процессам. В частности, из углубляющих процессов нефтепереработки более высокие (по сравнению с первичной переработкой) темпы роста в 2001-2008 гг. характерны только для гидрокрекинга (рост в 2.2 раза), тогда как объёмы каталитического и термического крекирования выросли в 1.31 раза, каталитического риформинга – в 1.29 раза, коксования – в 1.19 раза.

Основные показатели нефтеперерабатывающей промышленности в 2000-2009 гг., млн т

Показатель 2000 г. 2001 г. 2002 г. 2003 г. 2004 г. 2005 г. 2006 г. 2007 г. 2008 г. 2009 г.

Как следствие, медленно повышаются глубина переработки нефти и выход светлых нефтепродуктов в расчёте на перерабатываемое сырьё. Так, за период 2001-2008 гг. показатель выхода светлых нефтепродуктов вырос всего на 3.6% (с 53.6% в 2000 г. до 57.2% в 2008 г.), а статистический показатель глубины переработки – всего на 1.3% (с 70.8 до 72.1%). При этом расчётная глубина переработки, исчисленная исходя из объёмов выпуска продукции за вычетом потерь и производства всех видов мазута (топочного, флотского, вакуумного газойля и проч.), снизилась на 1% (с 65.8 до 64.8%).

Положительной тенденцией в развитии российской нефтепереработки следует считать постепенное повышение качества выпускаемых видов моторного топлива. За рассматриваемый период объёмы производства высокооктанового автобензина (АИ-92 и выше) выросли в 2.4 раза, а малосернистого дизельного топлива (с содержанием серы менее 0.1%) – в 3.3 раза. Соответственно, доля высокооктанового бензина в общем объёме производства карбюраторного топлива составила в 2008 г. 77.4%, а малосернистого дизельного топлива в общем объёме выпуска средних дистиллятов – 17.4%. Несмотря на увеличение выпуска товарных нефтепродуктов и дистиллятных топлив с улучшенными качественными характеристиками, наращивание производства топлив, соответствующих требованиям регламента по классам 3, 4, 5, отстаёт от намеченных сроков полного перехода на их выпуск.

Предприятия нефтеперерабатывающей промышленности России следует разделить на две группы: основные и неосновные. Основные предприятия производят широкую номенклатуру нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. К основным предприятиям относятся 27 крупных нефтеперерабатывающих заводов сум-2марной установленной мощностью по первич-5 ной переработке (по установкам ЭЛОУ-АВТ) £ 255.2 млн т и фактической переработкой око-1 ло 224.8 млн т сырой нефти в год (по резуль-§ татам 2008 г.). Доля этих НПЗ в общероссий-

2 95%. Всего на нефтеперерабатывающих пред-1 приятиях России за 2008 г. переработано око® ло 240 млн т нефтяного сырья.

| Из 27 крупных НПЗ, расположенных в | России 12 были пущены в эксплуатацию до ° 1950 г., 8 – введены в строй до 1960 г. Таким * образом, 20 из 27 НПЗ работают по 50-60 лет. | В состав 27 основных нефтеперерабатываю-р щих предприятий входят 15 нПз топливного профиля, 4 – топливно-масляного профиля, 2 – топливно-нефтехимического профиля и 6 – топливно-масляно-нефтехимического.

К неосновным предприятиям по переработке нефтяного сырья, вносящим также существенный вклад в объём переработки, следует отнести небольшие предприятия по переработке нефти и газового конденсата мощностью свыше 1 млн т в год (ОАО "ТНК-ВР-Нижневартовское НПО", ООО "Марийский нефтеперегонный завод").

Переработка нефтяного сырья, в основном газового конденсата, осуществляется также на заводах ОАО "Газпром" общей мощностью по сырью около 8.0 млн т в год (без учёта ОАО "Салаватнефтеоргсинтез"). К ним относятся Сургутский завод по переработке газового конденсата, Астраханский ГПЗ, Уренгойский завод по переработке газоконденсата, Сосногорский ГПЗ.

Размещение НПЗ по территории России крайне неравномерно. Основное количество крупных заводов сосредоточено в центральной европейской части России (4 НПЗ), в Южном федеральном округе (5 НПЗ) и в Поволжье (13 НПЗ). На Западную и Восточную Сибирь приходится 3 крупных НПЗ, на Дальний Восток – 2. Распределение НПЗ по федеральным округам представлено в табл. 2.

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

Http://naukarus. com/razvitie-pererabotki-nefti-gazovogo-kondensata-i-poputnogo-neftyanogo-gaza

С помощью японских технологий «Газпром» углубляет переработку нефти и газового конденсата

Крупнейшее универсальное нефтехимическое предприятие «Газпрома» – «Газпром нефтехим Салават» – подписало соглашение с японской компанией Mitsubishi Heavy Industries при поддержке Mitsubishi Chemical Corporation и японского торгового дома Sojitz Corporation на лицензию и базовое проектирование комплекса акриловой кислоты. Новое производство нужно «Газпрому» для того, чтобы удлинить цепочку получения прибыли за счет высокомаржинальных нефтехимических продуктов и обеспечить дополнительную поддержку планам компании по увеличению добычи газа и нефти.

«Газпром нефтехим Салават» (ГНС, Башкирия) является одним из крупнейших базовых нефтехимических предприятий страны, осуществляющих полный цикл переработки углеводородного сырья, нефтехимии и производства минеральных удобрений. Оно способно ежегодно перерабатывать более 10 млн тонн нефти и газового конденсата, выпуская из него более 140 наименований продукции, половина из которых являются крупнотоннажными. Только здесь, например, делают топливо для российских ракет большой грузоподъемности – гептил.

К концу 2015 года на территории завода «Мономер» (ГНС включает в себя четыре завода и свою ТЭЦ) планируется запустить новое производство. На нем будет изготавливаться сырая акриловая кислота в количестве 80 тыс. тонн в год, бутилакрилат (80 тыс. тонн в год) и ледяная акриловая кислота (до 35 тыс. тонн в год). Стоимость проекта в ГНС не раскрывают, но, очевидно, он «потянет» на сумму в несколько миллиардов рублей. Выбор поставщика технологии – компании Mitsubishi – объясняется тем, что эта японская компания смогла предложить оптимальный вариант получения из салаватских пропиленов, бутанолов и стиролов акриловой кислоты и акрилатов. И в этом отношении «Газпром» не оригинален. Mitsubishi Heavy Industries (MHI) в последнее время все активнее закрепляется в крупных, «знаковых» проектах на российском рынке. В Краснодаре на оборудовании этой компании был запущен новый энергоблок на ТЭЦ (общий бюджет проекта составил 16 млрд рублей). В Татарии MHI выступает главой японо-китайского консорциума по строительству в России первого за последние четверть века завода по производству минеральных удобрений (стоимость проекта более 50 млрд рублей), а власти Башкирии, где и располагается основное «газпромовское» нефтехимическое предприятие, на днях договорились с Mitsubishi Heavy Industries Environmental & Engineering о том, что с помощью японских технологий построят возле Уфы мусоросжигающий завод производительностью 240 тонн отходов в день стоимостью 3,2 млрд рублей.

Понятны и причины, побудившие национальный газовый концерн начать осуществлять на «Газпром нефтехим Салават» акриловый проект. К 2020 году «Газпром» намерен увеличить добычу газа с 509 млрд кубометров (2010 год) до 640-660 млрд кубометров в год, нефти – с 32 млн тонн (столько добыла «Газпром нефть» в прошлом году) до 100 млн тонн в год (совокупно по всем нефтяным проектам). При этом уже в ближайшие год-два должны вырасти и объемы утилизации одного из основных видов нефтехимического сырья – попутного нефтяного газа (ПНГ). По официальным данным концерна, в 2010 году им было извлечено на поверхность 6,7 млрд кубометров ПНГ, 4,7 млрд кубометров из которых пришлось на «Газпром нефть». Утилизировано (то есть собрано и направлено на выработку электричества или на переработку на нефтегазохимические предприятия) из этого количества было только 64,1% (55,3% по «Газпром нефти»). Но правительство неумолимо требует, чтобы уже с начала следующего года утилизации подвергалось 95% извлекаемого ПНГ. Естественно, все эти процессы требуют дальнейшего развития перерабатывающих мощностей (в прошлом году предприятиями «Газпрома» было переработано 33,6 млрд кубометров природного и попутного газа, 50,2 млн тонн нефти и нестабильного газового конденсата).

Поэтому «Газпром» затеял сразу несколько крупных перерабатывающих проектов на площадке «Газпром нефтехим Салават». Самый большой из них – строительство к 2016-2018 году новой пиролизной установки мощностью 1 млн тонн этилена в год, которая станет основой развития в Салавате одного из центров российской химии. Уже принято решение, что на базе ГНС будет создан индустриальный парк – технологическая площадка по переработке нефтехимической продукции в продукты конечного спроса с высокой добавленной стоимостью путем развития малых и средних производств. Предполагается, что до 2016 года в индустриальном парке будет работать не менее 25 компаний-резидентов и общий объем всей производимой продукции на территории парка к 2016 году в стоимостном выражении будет не менее 10 млрд рублей в год.

Здесь же, очевидно, будет располагаться и производство по переработке акриловой кислоты и акрилатов в конечную продукцию. Специалисты «Газпром нефтехим Салавата» уже избрали два наиболее перспективных направления для этого. Первое – производство лакокрасочных вододисперсионных красок, обладающих широким спектром особых свойств, таких как повышенная адгезия (прилипчивость) к кирпичу и бетону, дереву, металлу и другим материалам, высокая водостойкость и устойчивость к ультрафиолетовому излучению. Второе – получение суперабсорбентов (влагопоглощающих материалов), которые используются при изготовлении средств личной гигиены, в промышленности и сельском хозяйстве (в качестве одного из средств борьбы с засухой почв). Решение тоже вполне понятное – по пути удлинения цепочки получения прибыли (выпуск конечных потребительских товаров из базовых нефтехимических продуктов) уже давно идут и татарстанские нефтехимики, и крупнейший отечественный нефтехимический холдинг – СИБУР Леонида Михельсона.

Http://expert. ru/2011/10/14/bolshe-vyisokogo-peredela/

2. Чем вызвана крайне важность введения в почву минеральных удобрений (МУ) на современном этапе земледелия?

4. Какие существуют способы выражения содержания питательных веществ в минеральных удобрениях?

5. Укажите основные типовые процессы солевой технологии, используемые в производстве минеральных удобрений и приведите примеры.

6. Чем отличается физическое растворение от химического? Политермическая кристаллизация от изотермической? Приведите примеры.

Промышленная переработка нефти и газовых конденсатов на современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) осуществляется путем сложной многоступенчатой физической и химической переработки на отдельных или комбинированных крупнотоннажных технологических установках, предназначенных для получения различных компонентов или ассортиментов товарных нефтепродуктов.

Существует три базовых направления переработки нефти: 1) топливное; 2) топливно – масляное и 3) нефтехимическое или комплексное (топливно – нефтехимическое или топливно – масляно – нефтехимическое).

При топливном направлении нефть и газовый конденсат в основном перерабатывается на моторные и котельные топлива. Переработка нефти на НПЗ топливного профиля может быть глубокой и неглубокой. Технологическая схема НПЗ с неглубокой переработкой отличается небольшим числом технологических процессов и небольшим ассортиментом нефтепродуктов. Выход моторных топлив по этой схеме не превышает 55-60 % масс. Выход котельного топлива составляет 30-35 % масс.

При глубокой переработке стремятся получить максимально высокий выход высококачественных моторных топлив путем вовлечения в их производство остатков атмосферной и вакуумной перегонок, а также нефтезаводских газов. Выход котельного топлива в этом варианте сводится к минимуму. Глубина переработки нефти при этом достигает до 70-90 % масс.

По топливно-масляному варианту переработки нефти наряду с моторными топливами получают различные сорта смазочных масел. Для производства последних подбирают обычно нефти с высоким потенциальным содержанием масляных фракций с учетом их качества.

Нефтехимическая и комплексная переработка нефти предусматривает наряду с топливами и маслами производство сырья для нефтехимии (ароматические углеводороды, парафины, сырье для пиролиза и др.), а в ряде случаев выпуск товарной продукции нефтехимического синтеза.

Выбор конкретного направления, соответственно схем переработки нефтяного сырья и ассортимента выпускаемых нефтепродуктов, обусловливается, прежде всего, качеством нефти, ее отдельных топливных и масляных фракций, требованиями на качество товарных нефтепродуктов, а также потребностями в них данного экономического района.

Тема 9. Переработка углеродсодержащего сырья Динамика использования нефти, природного газа и угля в качестве сырья химических производств. Переработка на синтез-газ, группы углеводородов. Мировые запасы нефти, основные показатели распространенности и потребления. [читать подробенее]

Тема 9. Переработка углеродсодержащего сырья Контрольные вопросы к теме VIII «Технология минеральных удобрений» 1. Перечислите основные элементы, входящие в состав растительных тканей и укажите их роль для жизнедеятельности растений. 2. Чем вызвана. [читать подробенее]

Http://oplib. ru/himiya/view/1149847_pererabotka_nefti_i_gazovogo_kondensata

ООО “Опытно-экспериментальный завод “Белэнергомаш” разрабатывает, изготавливает и поставляет комплектные установки переработки углеводородного сырья (нефти, газового конденсата) малой производительности (20 – 500 тыс. тонн/год).

Предприятие имеет все необходимые разрешения Госгортехнадзора России на проектирование, изготовление и эксплуатацию

– оборудования для химических, нефтехимических, нефтеперерабатывающих и других производств и объектов;

– запасных частей для водогрейных, паро-водогрейных, паровых котлов, энерготехнологических агрегатов, котлов-утилизаторов;

– соединительных деталей трубопроводов для предприятий нефтехимического комплекса;

– деталей и сборочных единиц трубопроводов пара и горячей воды II, III, IV категории.

Базовые условия поставки установок для переработки углеводородного сырья включают:

1) получение исходных данных на проектирование и их согласование

3) поставку основного оборудования в блочном исполнении для сборки установки на месте. Объем поставки согласовывается при заказе

4) поставку оборудования для оснащения пульта управления (включает АСУ ТП, и т. д)

5) поставку вспомогательного оборудования (емкости, блоки насосов, котельные, площадки обслуживания, материалы и т. д.) для оснащения склада и ОЗХ. При необходимости может быть поставлено лабораторное оборудование

Оборудование проектируется и изготавливается в строгом соответствии с действующими нормами и правилами, в том числе, природоохранными, требованиями заказчика с учетом параметров сырья и местных географических условий. Наши установки успешно работают в различных регионах страны с климатическими условиями, где температура атмосферного воздуха меняется от минус 70°С до плюс 50°С.

Высококвалифицированные специалисты предприятия проводят весь необходимый объем разрушающего и неразрушающего контроля изделий с использованием методик оценки, как по российским, так и по зарубежным стандартам.

На установках имеющих только блок атмосферной перегонки из малосернистого сырья получают следующие продукты:

– прямогонную бензиновую фракцию – нафту, пригодную для использования в качестве компонента автомобильного бензина А-80, в качестве сырья для нефтехимии или для получения растворителей;

– керосиновую фракцию, которая в зависимости от свойств сырья и пожеланий Заказчика может использоваться самостоятельно в качестве бензина-растворителя или осветительного керосина, либо добавляться в дизельную фракцию;

– фракцию дизельного топлива, которая, как правило, отвечает требованиям ГОСТ 305-82 на одну из марок дизельного топлива;

– остаток свыше 350С, отвечающий требованиям ГОСТ 10585-75 на одну из марок мазута топочного, либо может использоваться в качестве сырья для получения битума.

При расширении состава установки из перечисленных выше фракций дополнительно могут быть получены битум, узкие фракции бензинов-растворителей, товарный бензин А-80 и др.

При вовлечении в переработку сырья с высоким содержанием воды и солей в состав установки обязательно включается блок обезвоживания и обессоливания.

– установки вакуумной перегонки нефти для получения вакуумных газойлей, гудрона из мазутов;

– установки окисления для получения дорожного и строительного битума из гудрона;

– блока компаундирования для повышения октанового числа прямогонного бензина до А-80;

– установки каталитического риформинга для получения высокооктановых бензинов А-76, Аи-92, Аи-98 из прямогонной фракции.

– установки каталитического крекинга для глубокой переработки мазута.

При эксплуатации установок по переработки нефти от 500 тыс. тонн в год и выше можно получать высокооктановый бензин, сольвент и сырье для химической продукции – олефины. В качестве побочного продукта можно получить серную кислоту.

Выход и качество продуктов определяются качеством исходного сырья.

Состав установок по переработки углеводородного сырья определяется техническим заданием и зависит как от пожеланий Заказчика, так и от характеристик сырья и условий размещения.

Все УПН комплектуются вертикальными трубчатыми печами, с комбинированными газо-жидкостными горелками воздушного распыла жидкого топлива. Для улучшения сгорания топлива предусмотрен подогрев дутьевого воздуха за счет тепла дымовых газов. На печи устанавливаются по две горелки с учетом возможности непродолжительной работы печи на одной горелке, что позволяет значительно повысить надежность и удобство работы. Для футеровки печи используются мягкие футеровочные материалы, значительно снижающие массу печи, повышающие ее КПД и уменьшающие инерционность. Печь поставляется на монтаж в полной заводской готовности – футерованная, с горелками и горелочным камнем.

На установках УПН-20 применяются насадочные колонны с металлической насадкой, а на установках УПН-50 – УПН-500 – основные колонны тарельчатого типа (клапанные, колпачковые).

Теплообменное оборудование выбирается с учетом характеристик потоков, так при низких расходах применяются теплообменники типа «труба в трубе» или пластинчатые теплообменники, а для потоков с большим расходом – кожухотрубчатые.

Разработаны аппараты воздушного охлаждения, позволяющие охлаждать в оптимальных режимах несколько потоков в одном аппарате

УПН поставляется блоками. Габариты и вес блоков соответствуют требованиям перевозки железнодорожным и автомобильным транспортом, монтаж может выполняться автомобильными кранами. Блочная поставка уменьшает объем монтажных работ, гарантирует высокое качество изготовления блоков.

При больших габаритах блока возможна поставка на место монтажа в разобранном виде. В этом случае на заводе-изготовителе производится контрольная сборка или проверка размеров стыкуемых частей.

Наши установки включают систему аварийной сигнализации и блокировки, позволяющую вести технологический процесс, производить пуск и остановку в безаварийном режиме.

По желанию заказчика установки могут быть укомплектованы автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУТП).

УПН – высокорентабельное производство, срок окупаемости капиталовложений – на основании анализа уже работающих установок, не превышает 8 – 14 месяцев.

ООО «Опытно-экспериментальный завод «Белэнергомаш» также изготавливает нестандартное оборудование для комплектации пожаро – и взрывоопасных производств нефтяной, газовой, нефтеперерабатывающей, химической, нефтехимической и других отраслей; котлы и котельное оборудование, металлоконструкции различной конфигурации, емкости разного объема.

Http://centr. prom-rus. com/cat-oborydovanie-neftegazovoe/prochee-neftegazovoe-oborydovanie/16945/

Действующая программа модернизации в отрасли позволила с 2011 года ввести в эксплуатацию 70 установок вторичной Переработки нефти, по итогам 2017 года – еще восемь, сообщал в декабре замминистра энергетики Кирилл Молодцов. Цель – модернизировать к 2020 году 120 установок. Они позволят увеличить глубину переработки и, как следствие, выход Светлых нефтепродуктов, который используют как показатель технологического развития. Пока российские заводы по нему существенно отстают от зарубежных: в 2017 году – 62 процента по сравнению с 72 процентами в Западной Европе и 82 процентами в США.

“Сейчас средний уровень Западной Европы превышают лишь пять российских НПЗ, без учета предприятий, работающих на газовом конденсате, практически не содержащем темных нефтепродуктов. К 2022 году количество НПЗ с выходом светлых на уровне среднеевропейского превысит 13 с общим объемом переработки около 50 процентов от отрасли”, – прогнозирует главный экономист Vygon Consulting Сергей Ежов. Показатель выхода светлых нефтепродуктов отражает мощность углубляющих процессов, в результате которых темные нефтепродукты преобразуются в светлые. При этом облагораживающие процессы, направленные на производство Качественных бензина и дизеля, не увеличивают выход светлых, а уменьшают его, подчеркивает эксперт.

Модернизация заводов по переработке нефти позволяет повышать качество моторного топлива

Еще один распространенный показатель технологического развития НПЗ – это уровень покрытия первичной переработки нефти вторичными процессами. В России он едва превысил единицу, в то время как в Западной Европе он выше 1,3, указывает Сергей Ежов.

Показатель выхода светлых нефтепродуктов не столь репрезентативен – вместо него можно было бы использовать индекс Нельсона (NCI), считает эксперт Энергоцентра бизнес-школы Сколково Екатерина Грушевенко. NCI указывает не только на интенсивность инвестиций, но и на потенциал добавленной стоимости завода. Для своих предприятий индекс рассчитывают ВИНК, но в минэнерго этот показатель не встречается в публичных статистических отчетах. Итальянская нефтегазовая компания ENI оценивала в 2015 году средний NCI по России и Центральной Азии в 7,1, в Европе – в 9,2, в США – в 10,8. Порядок примерно тот же, что и с показателем выхода светлых нефтепродуктов.

Вопрос о дальнейшей модернизации НПЗ в России сейчас стоит остро не только по причине отставания от западных коллег, но и ввиду низкой биржевой стоимости нефтяного сырья. Так, размер нефтяной природной ренты, доступной для субсидирования нефтепереработки через экспортную пошлину, сокращается вместе с падением цен на нефть. Уже третий год подряд цены держатся в диапазоне 40-60 долларов по сравнению более чем со 100 долларами в 2011 году, когда началась программа модернизации, а маржа НПЗ снизилась с десяти долларов за баррель в 2014 году до 1,7 доллара в 2016-м, оценивает Сергей Ежов.

В минфине и минэнерго пока публично обсуждают введение “отрицательного” акциза. Смысл следующий: при отмене экспортной пошлины резко возрастает стоимость сырья на внутреннем рынке, и в качестве компенсации НПЗ получили бы возможность вернуть часть уплаченного акциза за каждую тонну переработанной нефти, если после модернизации завод увеличит выход светлых нефтепродуктов. Вопрос в том, как оценивать, кому и сколько возвращать.

Среди крупнейших НПЗ Екатерина Грушевенко выделила те, которые теоретически могут воспользоваться обратным акцизом: Антипинский, ТАНЕКО, Омский и Уфимский. У них показатель выхода светлых нефтепродуктов близок к 80 процентам (ожидается, что именно его используют как критерий для отбора НПЗ). “При этом стоит отметить, что подобный механизм не будет стимулировать НПЗ, где модернизация не закончена: фактически они станут менее конкурентоспособными”, – указывает эксперт. Важно, чтобы господдержка не была направлена на бесконечное поддержание рентабельности технологически неэффективной переработки, заключает Сергей Ежов.

Если Вы уже зарегистрированы на нашем сайте, но забыли пароль или Вам не пришло письмо подтверждения, воспользуйтесь формой восстановления пароля.

Http://transnefte-gaz. ru/news/news_post/neftepererabotku-zhdet-reforma-subsidiy

Основными рабочими элементами установки являются мембранные элементы, представляющие собой структуры из полимерных композиций.

В жидкостной фазе происходят процессы сорбции и диффузии углеводородных молекул в вещество мембраны.

В газовой фазе – процессы десорбции и испарения молекулы углеводорода с поверхности мембраны.

Селективность отбора светлых фракций обеспечивается преимущественной сорбцией в условиях технологического процесса неполяризованных и малополяризованных молекул и ограничением свободных пространств полимера для крупных молекул.

Таким образом, в вещество мембраны диффундируют предельные и циклические углеводороды с ограниченным размером молекулы. В остатке накапливаются тяжелые углеводороды, вода, соли, соединения серы.

Важно отметить, что модификации молекул углеводородов не происходит.

Разделение смеси углеводородов производится в две стадии – отбор бензиновой, а затем солярной фракций.

Процесс организуется с применением двух последовательно соединенных мембранных аппаратов или двукратным проходом сырья через установку.

Отбор солярной фракции с концом кипения 360 С производится при нагреве сырья до 160 С.

1. Подогрев. Сырье подогревается кавитационным диспергатором до температуры технологического процесса – до 90 гр. С для отбора бензиновой фракции, до 160 гр. С для отбора солярной фракции.

Примечание: кавитационный диспергатор применяется для подогрева и улучшения реологических свойств сырья. Изменение молекулярного состава в этом процессе не предполагается.

2.1.1 Фаза сорбции – в жидкостной фазе происходит сорбция углеводородов на поверхности полимера и диффузия их в в вещество мембраны. В селекции углеводородов участвуют сорбционный и диффузионный механизмы.

Преимущества сорбции на данной полимерной композиции имеют неполярные молекулы, к которым относятся предельные и циклические углеводороды. Более поляризованные молекулы – вода, соли, кислоты, щелочи, соединения серы и тяжелые углеводородные компоненты имеют меньшее сродство к мембране.

Далее, свободные пространства полимера в условиях процесса обеспечивают диффузию и удержание только молекул определенного размера.

2.1.2 Фаза десорбции. Десорбция производится в газовой фазе. Эвапорация происходит за счет создания направленного потока газа в реакторе.

Примечание: в мембранном блоке также не происходит модификаций молекул углеводородов.

Примечание: Обращаем внимание, что установка герметична. Нет выбросов в окружающую среду. Не требуется отвод и утилизация газов.

Http://pandia. ru/text/80/153/49296.php

Углеводородные системы – нефть, продукты ее переработки и газоконденсаты оказывают отрицательное воздействие на воздух, воду и почву. Предприятия топливно-энергетического комплекса (ТЭК) России, в том числе – по добыче и переработке нефти, несмотря на снижение объемов производства, остаются крупнейшим в промышленности источником загрязнителей окружающей среды. На их долю приходится около 48% выбросов вредных веществ в атмосферу.

Не менее актуальна проблема выбросов газов и пыли. Результат воздействия – загрязнение атмосферы в виде запыленности и загазованности. Так, нефтеперерабатывающими предприятиями выбрасывается в атмосферу свыше 1050 тыс. т загрязняющих веществ, при этом доля улова на фильтрах составляет только 47,5%. Основной состав выбросов предприятий в атмосферу: 23% – углеводороды; окислы: 16,6% – серы, 7,3% – углерода, 2% – азота. По некоторым данным, в российской нефтеперерабатывающей промышленности выбрасывается в атмосферу около 0,45% перерабатываемого сырья, в то время как на Западе – 0,1%. Непоправимый вред окружающей среде наносит факельное хозяйство НПЗ. При сжигании топлива в факельных печах образуются аэрозольные частицы – продукты конденсации углерода и канцерогенные углеводороды типа бенз(а) пирена.

После выхода из источника загрязнения токсичные вещества в атмосфере претерпевают различные физические и химические превращения и через определенный промежуток времени с дождем, снегом или в сухом виде оседают на поверхность земли, попадают в почвенный покров, оказывая на него непосредственное воздействие.

Водорастворимые токсичные соединения, поступающие в атмосферу в составе выбросов промышленных предприятий, котельных и отопительных систем, оказывают негативное воздействие на состояние растительного покрова.

Существующие нефтеперерабатывающие заводы рассчитаны на переработку миллионов тонн нефти и поэтому являются интенсивными источниками загрязнения окружающей среды. Зона загрязнения воздуха мощных нефтеперерабатывающих заводов простирается на расстояние 20 и более километров. Количество выделяющихся вредных веществ определяется мощностью нефтеперерабатывающего завода и составляет (процент от мощности предприятия): углеводороды 1,5 – 2,8; сероводород 0,0025 – 0,0035 на 1 % серы в нефти; оксид углерода 30 – 40 % от массы сжигаемого топлива; сернистый ангидрид 20 % от массы серы в сжигаемом топливе. Большая часть потерь углеводородов поступает в атмосферу (75 %), в воду (20 %) и в почву (5%). За одни сутки крупный нефтеперерабатывающий завод может выбросить в атмосферу до 520 т углеводородов, 1,8 т сероводорода, 600 т окиси углерода, 310 т сернистого газа.

Приоритетными загрязняющими веществами, выбрасываемыми в атмосферу цехом по переработке нефти и газового конденсата ОАО “Газпром нефтехим Салават”, являются сероводород, оксид азота и взвешенные частицы, то с учётом их возможных химических превращений предполагалось образование кислотообразующих ионов и, как следствие, закисление талой воды. Поэтому в талой и дождевой воде нами было определено содержание сульфат-, сульфид -, гидросульфид -, карбонат – и гидрокарбонат – ионов, взвешенных частиц и рН среды, а также концентрации хлорид – ионов, ионов цинка, кальция, магния и аммония.

Определение величины рН в практике исследования природных вод и почв имеет большое значение. Эта величина позволяет судить о формах нахождения в объектах окружающей среды слабых кислот, а также даёт возможность судить о насыщенности объектов слабыми основаниями.

Исследования кислотности талой воды на исследуемой территории показали, что наименьшее значение кислотности наблюдается на границе санитарно-защитной зоны (СЗЗ) в западном направлении и составляет 7,08; наибольшее (7,5) – на расстоянии 200 метров от санитарно-защитной зоны в юго-западном направлении. По результатам анализа значений рН атмосферных осадков можно сделать вывод, что территория, прилегающая к цеху по переработке нефти и газового конденсата ОАО “Газпром нефтехим Салават” экологически неблагополучна.

Анализ концентрации взвешенных частиц в талой воде позволил выявить следующие закономерности их рассеивания: максимальное значение концентрации наблюдается на границе санитарно – защитной зоны в юго-западном направлении и составляет 4,84 мг/л; минимальное значение (1,52 мг/л) – на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ.

Исследования концентрации катионов в атмосферных осадках на территории, прилегающей к цеху по переработке нефти и газового конденсата показали, что максимальное значение концентрации катионов кальция наблюдается на границе санитарно-защитной зоны в западном направлении и составляет 2,82 мг/л, а наименьшее значение (1,85 мг/л) – на расстоянии 100 и 200 метров в юго-западном направлении от СЗЗ; ниже концентрация катионов магния. Наибольшее значение концентрации катионов магния наблюдается на границе санитарно-защитной зоны в юго-западном и западном направлениях и на расстоянии 100 метров в юго-западном направлении от СЗЗ (1,25 мг/л), а наименьшее значение (0,98 мг/л) – на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ; на порядок ниже концентрация катионов аммония. Максимальное значение концентрации катионов аммония наблюдается на границе санитарно-защитной зоны в юго – западном направлении и достигает 0,078 мг/л, минимальное значение – 0,015 мг/л на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ; наименьшей концентрацией обладают катионы цинка. Наибольшее значение концентрации катионов цинка наблюдается на границе санитарно-защитной зоны в юго-западном направлении (0,035 мг/л), а наименьшее значение (0,015 мг/л) – на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ.

Анализ концентрации анионов в талой воде показал, наибольшее значение концентрации ионов хлора прослеживается на границе санитарно-защитной зоны в юго-западном направлении и составляет 63,81 мг/л, а наименьшее значение (45,78 мг/л) – на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ; максимальное значение концентрации гидрокарбонат – ионов наблюдается на границе санитарно-защитной зоны в западном направлении и составляет 44,2 мг/л, а минимальное значение (32,0 мг/л) – на расстоянии

200 метров в юго-западном направлении от СЗЗ; наибольшее значение концентрации сульфат-ионов обнаружено на границе санитарно-защитной зоны в юго-западом направлении (3,35 мг/л), а наименьшее значение (1,61 мг/л) – на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ; максимальное значение концентрации гидросульфид-ионов прослеживается на границе санитарно-защитной зоны в юго-западном и западном направлениях и на расстоянии 200 метров в западном направлении от СЗЗ и составляет 0,220 мг/л, а наименьшее значение (0,200 мг/л) – на расстоянии 200 метров в юго-западном направлении от СЗЗ.

Таким образом, исследования атмосферных осадков по концентрации примесей показали, что приоритетными загрязняющими веществами, поступающими в окружающую среду являются хлорид-ионы (63,81 мг/л), гидрокарбонат-ионы (44,2 мг/л) и взвешенные вещества (4,84 мг/л).

В результате ранжирования исследуемой территории по показателю химического загрязнения атмосферы можно сделать следующий вывод:

− территория, прилегающая к цеху по переработке нефти и газового конденсата ОАО “Газпром нефтехим Салават”, на границе санитарно-защитной зоны в юго-западном направлении является зоной экологического бедствия, так как значение ПХЗ больше 100, остальная территория отнесена нами к чрезвычайной экологической ситуации (значение ПХЗ здесь находится в диапазоне от 50 до 100).

Все загрязняющие вещества от выбросов цеха по переработке нефти и газового конденсата в результате вымывания из атмосферы осадками (снегом и дождем) попадают в почву этой территории, вызывая, тем самым, ее загрязнение и изменение структуры.

1. Амирханова Н. А., Дмитриева О. А., Саяпова В. В., Минченкова Н. Х. и др. «Защитная техника и технологии» [электронный ресурс] учебное электронное издание М-во образования и науки Российской Федерации, Федеральное Государственное Бюджетное Образовательное Учреждение Высшего профессионального Образования «Уфимский государственный авиационный технический университет».- Уфа: УГАТУ, 2012, 396 с.

2. Дмитриева О. А. Серафимовское, Сергеевское и Кушкульское месторождение добычи нефти ОАО «Башнефть» и их воздействие на окружающую среду. Международный журнал Естественно – гуманитарные исследования №4 (6) 2014 г. – г. Краснодар РИНЦ, с.12-17.

Http://evansys. com/articles/novshestva-v-oblasti-tekhnicheskikh-nauk-sbornik-nauchnykh-trudov-po-itogam-mezhdunarodnoy-nauchno-p/sektsiya-16-bezopasnost-zhiznedeyatelnosti-cheloveka-promyshlennaya-bezopasnost-okhrana-truda-i-ekol/otsenka-vozdestviya-tsekha-po-pererabotke-nefti-i-gazovogo-kondensata-oao-gazprom-neftekhim-salavat-/

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление (извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений.

Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.3 – экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, де – парафинизация кристаллизацией);

2. В химических процессах переработка нефтяного сырья осуществляется путем химических превращений с получением новых продуктов, не содержащихся в исходном сырье. Химические процессы, применяемые на современных НПЗ, по способу активации химических реакций подразделяются:

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.1 – термодеструктивные (термический крекинг, висбрекинг, коксование, пиролиз, пекование, производство технического углерода и др.);

2.1.2 – термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

В термодеструктивных процессах протекают преимущественно реакции распада (крекинга) молекул сырья на низкомолекулярные, а также реакции конденсации с образованием высокомолекулярных продуктов, например кокса, пека и др.

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.1 – гетеролитические, протекающие по механизму кислотного катализа (каталитический крекинг, алкилирование, полимеризация, производство эфиров и др.);

2.2.2 – гомолитические, протекающие по механизму окислительновосстановительного (электронного) катализа (производство водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);

2.2.3 – гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидрообессеривание, гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафинизация и др.).

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ – электрообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (АТ – атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соединений, а бензины – каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350. 500°С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, депа – рафинизация и др.) Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

Http://mylektsii. ru/1-46620.html

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

Понятие нефтяных попутных газов как смеси углеводородов, которые выделяются вследствие снижения давления при подъеме нефти на поверхность Земли. Состав попутного нефтяного газа, особенности его переработки и применения, основные способы утилизации.

Характеристика нефти и ее основных фракций. Выбор поточной схемы глубокой переработки нефти. Расчет реакторного блока, сепараторов, блока стабилизации, теплообменников подогрева сырья. Материальный баланс установок. Охрана окружающей среды на установке.

Описание технологического процесса на установке по переработке газового конденсата, характеристика сырьевых и энергетических потоков. Анализ схемы автоматизации технологического процесса и системы управления, экономический эффект от модернизации.

Нефть как один из основных и практически безальтернативных источников энергии. Коммерческая добыча и переработка нефти в России. Первое письменное упоминание о получении нефти в шестнадцатом веке. Рост и упадок советской нефтяной промышленности.

Значение процесса каталитического риформинга бензинов в современной нефтепереработке и нефтехимии. Методы производства ароматических углеводородов риформингом на платиновых катализаторах в составе комплексов по переработке нефти и газового конденсата.

Основные положения процесса ректификации. Устройство ректификационной колонны. Характеристики исходного сырья и продукции. Технология получения конденсата газового стабильного на установке стабилизации конденсата. Расчет температуры стабилизатора.

Характеристика современного состояния нефтегазовой промышленности России. Стадии процесса первичной переработки нефти и вторичная перегонка бензиновой и дизельной фракции. Термические процессы технологии переработки нефти и технология переработки газов.

Жидкие углеводороды, транспортируемые по морским трубопроводам или перевозимые танкерами. Комплексные объекты, обеспечивающие хранение, погрузку и разгрузку, транспортирование добываемой продукции. Виды терминалов, требования к танкерам-хранилищам.

Характеристика сырья, продукции и вспомогательных материалов при переработке нефти. Описание технологической схемы. Оборудование, контрольно-измерительные приборы и автоматизация. Расчет капитальных затрат проекта, численности песонала и оплаты труда.

Кривая истинных температур кипения нефти и материальный баланс установки первичной переработки нефти. Потенциальное содержание фракций в Васильевской нефти. Характеристика бензина первичной переработки нефти, термического и каталитического крекинга.

Http://otherreferats. allbest. ru/manufacture/00488344.html

Технологические процессы НПЗ принято классифицировать на следующие 2 группы: физические и химические.

1. Физическими (массообменными) процессами достигается разделение нефти на составляющие компоненты (топливные и масляные фракции) без химических превращений и удаление

(извлечение) из фракций нефти, нефтяных остатков, масляных фракций, газоконденсатов и газов нежелательных компонентов (полициклических ароматических углеводородов, асфальтенов, тугоплавких парафинов), неуглеводородных соединений.

Физические процессы по типу массообмена можно подразделить на следующие типы:

1.3 – экстракционные (деасфальтизация, селективная очистка, депарафинизация кристаллизацией);

Термические процессы по типу протекающих химических реакций можно подразделить на следующие типы:

2.1.2- термоокислительные (производство битума, газификация кокса, углей и др.).

Каталитические процессы по типу катализа можно классифицировать на следующие типы:

2.2.2 – гемолитические, протекающие по механизму окислительно-восстановительного (электронного) катализа (производства водорода и синтез газов, метанола, элементной серы);

2.2.3 – гидрокаталитические, протекающие по механизму бифункционального (сложного) катализа (гидроочистка, гидро-обессеривание гидрокрекинг, каталитический риформинг, изомеризация, гидродеароматизация, селективная гидродепарафи-низация и др.).

Головным процессом переработки нефти (после ЭЛОУ – элек-трообессоливающей установки) является атмосферная перегонка (AT – атмосферная трубчатка), где отбираются топливные фракции (бензиновые, осветительного керосина, реактивного и дизельного топлив) и мазут, используемый либо как компонент котельного топлива, либо как сырье для последующей глубокой переработки. Топливные фракции атмосферной перегонки далее подвергаются облагораживанию: гидроочистке от гетероатомных соеди-

Нений, а бензины – каталитическому риформингу с целью повышения их качества или получения индивидуальных ароматических углеводородов – сырья нефтехимии (бензола, толуола, ксилолов и др.). Из мазута путем вакуумной перегонки (на установках ВТ – вакуумной трубчатки) получают либо широкую фракцию (350 -500°С) вакуумного газойля – сырья для последующей переработки на установках каталитического крекинга или гидрокрекинга с получением, главным образом, компонентов моторных топлив, либо узкие дистиллятные масляные фракции, направляемые далее на последующие процессы очистки (селективная очистка, де-парафинизация и др.) Остаток вакуумной перегонки – гудрон – служит при необходимости для получения остаточных масел или как сырье для глубокой переработки с получением дополнительного количества моторных топлив, нефтяного кокса, дорожного и строительного битума или же в качестве компонента котельного топлива.

2. Парафиновые углеводороды в нефтях и их распределение по фракциям.

4. Как распределены ароматические углеводороды по фракциям нефтей?

5. Типы и распределение по фракциям нефтей серосодержащих соединений.

6. Типы азотистых соединений нефтей и их распределение по фракциям.

10. Назовите основные показатели физических свойств нефтей и нефтепродуктов.

12. Напишите шифры некоторых нефтей по технологической их классификации.

Переработки нефти и газа в соответствии с научной классификацией.

Http://vikidalka. ru/1-104569.html

Поделиться ссылкой: