Завод по переработке нефти

Нефть – это полезное ископаемое, которое представляет собой жидкость, не растворимую в воде. Нефть встречается в природе, как темно-бурого цвета, так и почти бесцветная. Свойства нефти и способы ее переработки напрямую зависят от содержания в ней углеводородов. Последний показатель, как правило, отличается для разных месторождений.

Сырая нефть, получаемая из скважины, в промышленности практически не используется. А потому почти вся нефть перерабатывается для получения таких продуктов, как бензин, мазут, авиационное топливо и другие виды промышленного топлива.

На начальных стадиях развития нефтеперерабатывающей отрасли применялись примитивные перегонные аппараты. Нефть просто нагревали до кипения, и конденсировали ее пары; в зависимости от температуры получали разные продукты.

Интересно, что в девятнадцатом веке заниматься перегонкой нефти стали производители виски. А все потому, что способ получения нефтепродуктов тогда очень напоминал производство самогона, для этого даже требовалось похожее оборудование.

В настоящее время производство и переработка нефтепродуктов – это гораздо более сложный процесс, требующий как высокого профессионализма, так и современного оборудования

    Подготовка к переработке; Переработка первичная; Переработка вторичная; Окончательная очистка нефтепродукта.

Подготовка к переработке заключается главным образом в обессоливании и обезвоживания сырой нефти. Это нужно для того, чтобы снизить коррозию нефтеперерабатывающего оборудования, а также повысить качество получаемого в дальнейшем топлива.

Поскольку обычная нефть – это смесь углеводородов, то первичная переработка и заключается в разделении ее на составляющее. А делается это при помощи высокотемпературной перегонки.

Для увеличения выхода продуктов более высокого качества применяется конверсия или крекинг.

Http://neftok. ru/pererabotka

Когда идёт речь о миниатюрном нефтеперерабатывающем заводе, у многих сразу возникают ассоциации либо с нелегальной деятельностью в этом секторе, либо с небольшой машинкой, которая стоит в подвале какого-нибудь дома и перерабатывает нефть, которую регулярно туда поставляют. Возможно, где-нибудь такое и можно встретить, но в данном случае, мы рассмотрим мини нефтеперерабатывающий завод (далее – мини НПЗ). Такой вид переработки углеводородного сырья полностью легален, он не имеет никаких противоречий закона, кроме того, даже активно поощряется.

Однако, как появились мини заводы по переработке нефти, из чего они выросли? Дефицит топлива, обвалы на мировых биржах ценного сырья, а также актуальный сейчас «топливный кризис», ставят под сомнение могущество и силу монополистов, которые перерабатывают многие миллионы нефти в год, приводя мировую экономику в движение. Разумеется, если ввести специальную антимонопольную службу, которая будет трясти именно нефтяные заводы монополистов (было бы правильнее назвать их олигополистами, потому-что в данном случае многие операции с ценами и как следствие – котировками, происходят по предварительной договорённости олигополий), то вся федеральная экономическая система может оказаться под угрозой обрушения. Ни для кого не является секретом, что в период, когда нефть – это хлеб, бензин страны, который гонит ВВП и уровень жизни вверх, такое допустить просто нельзя, иначе все многомиллиардные вливания в медицину, образование и прочие сферы окажутся бесполезными: у страны просто не будет денег! Гораздо разумнее подойти к проблеме нефтяной проблемы с другой стороны. Дело в том, что крупнейшие предприятия по переработке ценных углеводородов теряют огромное количество этого бесценного сырья. Как такое может происходить? Всё происходит по банально простому сценарию. К сожалению, в скорость производства топлива вкладывают больше, чем в технологию производства. Поэтому, если положить степень скорости производства готовых к употреблению нефтепродуктов, и технологию производства, на рычажные весы, то скорость будет в значительном перевесе. Надо сказать, что иного выхода ни у кого просто нет: запросы растут, а на качество топлива никто не жалуется, значит надо наращивать скорость, чтобы удовлетворять спрос рынка, который не утихает даже несмотря на высокие цены на нефть. Вот так и получается: скорость растёт, а технология производства стоит на месте, что вызывает значительную потерю ценных углеводородов.

Если пролететь на вертолёте над Западно-Сибирским регионом ночью, вы будете поражены тем, сколько огненных факелов горит на земле. Эта система уже разбиралась в устройстве нефтеперерабатывающего завода: газовый конденсат, которого добывают хоть и не в большом, но и не в маленьком количестве, либо сжигается на месте полностью, либо сжигается четверть от этого газа. Это значение зависит от технического оснащения месторождения. Но это только природный газ. А что происходит с низкооктановыми бензинами? Они ведь совершенно никому не нужны. А тысячи тонн углеводородов, которые просто теряются в процессе производства или перекачки? Иногда их собирают, закачивая назад в трубопровод, но в большинстве случаев это не делают: такая работа требует времени, сил и средств, а высокая скорость работы НПЗ может просто не допускать подобных операций. На них просто нет времени, некогда заниматься этой мелочью. Проще закрыть глаза на несколько тысяч литров нефтепродуктов, теряемые каждые сутки, чем быть скупердяем, собирая их, тормозя производство. Контракты горят: они превыше всего.

Государству известен факт такого расточительного сырья, поэтому и родился проект допуска малых и особо малых предпринимателей в нефтяную сферу. Поскольку топливный кризис довольно часто имеет локальный характер, о котором мы даже ничего не знаем (к примеру, трактора в колхозе нечем заправлять, нет топлива для снегоуборочной техники), то был введён план строительства сотен мини заводов по переработке нефти, которыми будут владеть частные предприниматели, снабжая местных потребителей моторными бензинами. Крупные нефтяные компании не интересуют маленькие колхозы, их клиенты заключают сделки не на тысячи, а на сотни миллионов долларов. Разве они будут подписывать контракт стоимостью пускай даже сто тысяч долларов США, с каким-нибудь хозяйством? Разумеется, нет. Немного облегчить такую ситуацию, а также снизить влияние монополистов – это призвание мини НПЗ. Производственное сырьё, которое будет поставляться на любой мини завод по переработке нефти – это то сырьё, на переработку которого у крупного предпринимателя просто нет времени.

Расположение такого мини НПЗ должно соответствовать некоторым требованиям. Либо около крупного нефтеперерабатывающего завода, либо рядом с нефтяным хранилищем, либо рядом с нефтепроводом. Разумеется, в определённый радиус в котором будет располагаться мини завод по переработке нефти, допускается, потому-что потребители могут находиться далеко от нефтеносного участка, что может быть для них невыгодно в некоторых случаях.

Если практиковать работу мини-НПЗ с использованием платиновых катализаторов, а также строить НПЗ по польской технологии «Цеоформинг», то у малых предпринимателей появится шанс вырастить свой бизнес до размеров среднего предприятия, а также составлять некоторую конкуренцию крупным монополистам. Разумеется, крупные компании противятся этому как могут, ведь это повлияет на их прибыли. Однако, относительная дешевизна постройки мини НПЗ, а также быстрый срок окупаемости делают её всё более и более привлекательным объектом для инвестиций со стороны малого предпринимательства.

Что касается нашего мнения, мы целиком и полностью ЗА мини заводы по переработке нефти, потому-что любая здоровая конкуренция приведёт к тому, что рост может не будет таким резким (ведь в случае прихода малых предпринимателей в нефтяной бизнес, цены обязательно упадут), зато он будет более эффективным, появится тенденция исчезновения резкого, феноменального роста экономики, после которого следует такое же фантастическое, грандиозное падение. Если для нас нефть – ключ к развитию, то наша цель должна состоять в том, чтобы это сырьё дало нам такой уровень, который не будет со временем деградировать, разрушить который было бы очень тяжело. Монополия нефтяников, а также заоблачные цены на углеводороды – это плохой метод. Хороший метод – это постепенное, поэтапное развитие, нельзя прыгнуть из первого класса сразу в 10: в десятом классе будут наблюдаться очевидные проблемы. Именно поэтому, мини заводы по переработке нефти имеют очень интересные и большие перспективы, дарящие надежды простому, рядовому потребителю.

Http://ru. all. biz/mini-zavod-po-pererabotke-nefti-g2005920

Дореволюционная российская химическая промышленность почти полностью зависела от ввоза сырья. Калийные соли, например, завозились из Германии, фосфориты — из Северной Африки (из Марокко и Алжира), селитра — из Южной Америки (Чили). В настоящее время отрасль практически не зависит от импорта, а на территории России разведаны громадные запасы апатитов, фосфоритов, поваренной соли, известняка, серы и многих других видов полезных ископаемых.

Самые эффективные в стране минерально-сырьевые, лесные, водные и топливно-энергетические ресурсы сосредоточены в Восточной Сибири. Здесь имеются наиболее благоприятные предпосылки для развития химической промышленности. Создаваемые в регионе предприятия могут использовать богатейшие месторождения поваренной и калийной солей, химически чистых известняков, апатитов и фосфоритов, минеральных красок, различных углей и даже местные ресурсы нефти и природного газа, запасы которых разведаны в пределах Сибирской платформы.

В настоящее время в качестве основного сырья предприятия комплекса применяют западносибирскую нефть и черемховский уголь (АНХК), поваренную соль Усольского и Зиминского месторождений (усольское и саянское хлорные производства), известняк Билютинского месторождения Республики Бурятии (усольский «Химпром»), отходы лесозаготовки и лесопереработки (гидролизные заводы). В перспективе возможно использование калийной соли и природного газа, добыча которых намечается в Иркутской области.

Очень важно, что основные виды сырья и топливно-энергетических ресурсов располагаются в непосредственной близости от действующих химических производств: уголь и известняк — в сотнях километров, поваренная соль — буквально на территории предприятий. При этом эффективность производства химической продукции на базе поваренной соли и химически чистых известняков определяется весьма благоприятными технико-экономическими условиями их добычи и наличием в районе дешевых топливно-энергетических и водных ресурсов.

Как известно, уголь может употребляться не только в качестве энергетического топлива, но и как ценное сырье для химической промышленности.

Содержащиеся в нем углеводороды (химические соединения углерода с водородом) при нагревании без доступа воздуха не сгорают, а выделяются из угля в виде газа (при небольшом нагреве) или жидких фракций (при высокой температуре).

При относительно небольшом нагреве (до 500-600 °С) — полукоксовании — из угля выделяются газообразные (первичный газ) и легкие жидкие (первичная смола) углеводороды. Эта смесь при охлаждении по цвету и вязкости напоминает нефть. В ней много фенола — ценного сырья для производства пластмасс, красителей и лекарственных веществ. В первичном газе содержится газовый бензин.

При более высокой температуре нагрева (до 900-1000 °С, без доступа воздуха) — коксовании — из угля выделяется коксовый газ, содержащий пары каменноугольной смолы и ряда других ценных для химической промышленности веществ (этилена, метана, окиси углерода и др.). Из каменноугольной смолы, в свою очередь, выделяют легкие, средние и тяжелые масла, из которых тоже получают ценные химические продукты (бензол, фенол, нафталин и др.).

Процесс коксования осуществляется в коксовых печах, объединенных, как правило, в так называемые коксовые батареи (по 50-80 печей).

До середины 1950-х гг. уголь Черемховского месторождения служил основным видом сырья при производстве жидкого моторного топлива на Ангарском комбинате. В процессе полукоксования из него вырабатывали аммиак, применяемый при выработке азотных удобрений — аммиачной селитры, мочевины, аммиачной воды. Ангарский коксогазовый завод являлся основным источником углеводородного сырья и топливного газа для производства продукции органического синтеза. С началом поставки нефти для этих целей начали использовать нефтезаводские газы, на основе которых стали получать этилен, аммиак и метанол.

Кроме того, уголь применялся в качестве сырья на Черемховском заводе полукоксования, построенном в 1942-1945 гг. Позднее, в 1965 г., сюда из Иркутска был переведен завод «Лакокраска», который как сырье для производства красителей также использовал продукты полукоксования.

В перспективе, при наращивании объемов добычи угля, целесообразно развивать технологии его химической переработки. Например, на основе современных технологий из угля можно получать достаточно эффективное и транспортабельное, весьма экологичное, высококалорийное твердое топливо, а также искусственное жидкое топливо и горючий газ.

Нефть представляет собой сложную смесь жидких углеводородов. Как и уголь, она является прекрасным сырьем для химической промышленности. Из нефти получают тысячи наименований разнообразной продукции и полуфабрикатов.

На перерабатывающем заводе в Ангарске нефть сначала разделяют нагреванием на фракции (этот процесс называется перегонкой). В каждую из фракций входят углеводороды, близкие по температуре кипения. Например, первая фракция — бензин и легкие углеводороды. Затем идут лигроин, керосин, газойль, соляр, смазочные масла. Последняя фракция — мазут и гудрон.

Перегонку осуществляют в ректификационных колоннах (высотой с 10-этажный дом), где нагретая до 300-325 °С нефть разделяется на отдельные продукты. При этом более легкие пары (газы и бензин) поднимаются на самый верх; ниже конденсируются нары углеводородов, кипящих при 200-250 °С (керосин); внизу остаются самые тяжелые фракции (мазут) с температурой кипения выше 300 °С.

Ректификационная установка работает непрерывно. Получаемые с ее помощью нефтепродукты выводятся по трубопроводам и направляются на дальнейшую переработку. Например, из мазута дополнительной перегонкой получают различные смазочные масла и битумы.

Для увеличения выхода светлых нефтепродуктов в 2-3 раза применяют химические способы переработки нефти: крекинг – расщепление органических веществ при воздействии высокого давления и температуры, и пиролиз – разложение только при высокой температуре. На практике это выглядит так: нефть (или одна из ее фракций) перегоняется при повышенном (до 5 МПа) давлении и высокой (450-550 °С) температуре, благодаря которым происходит расщепление (разложение) тяжелых и сложных молекул углеводорода, входящего в состав мазута, на более легкие и менее сложные.

Получаемые при пиролизе и крекинге газы (пропилен, этилен и ацетилен) используются в качестве сырья в процессах органического и хлорорганического синтеза.

Эффективность крекинга и пиролиза существенно повышается в присутствии катализаторов – алюмосиликатов. К примеру, каталитический крекинг позволяет получить из 1 т солярового масла до 0,8 т высококачественного бензина и керосина при меньшем давлении и при более низких температурах.

Выход высококачественного бензина можно увеличить, применяя так называемый каталитический риформинг – переработку нефтепродуктов, в результате которой молекулы тяжелых углеводородов преобразуются в более легкие, проходя перед подачей в ректификационную колонну специальную камеру (с температурой 500 °С, повышенным давлением и катализатором).

В нефтехимическом комплексе Иркутской области нефть является основным видом сырья. По своей стоимости и объемам поставок (измеряемым десятками миллионов тонн) она занимает первое место среди других видов химического сырья. На Ангарском нефтеперерабатывающем заводе из нее получают светлые сорта моторного топлива и топочный мазут. Полупродукты нефтепереработки служат сырьем для других химических производств хлорорганического синтеза, производства минеральных удобрений, синтетических смол, спиртов и др.

Ангарский нефтеперерабатывающий завод является вторым по мощности (после Омского) перерабатывающим предприятием России. Он способен ежегодно перерабатывать до 25 млн. т сырой нефти (примерно столько же, сколько в целом в СССР перед войной). Вначале нефть завозили по железной дороге в цистернах из Башкирии. С 1964 г. ее стали поставлять по нефтепроводу Туймазы — Омск — Ангарск, по которому с 1966 г. начала поступать и тюменская нефть.

Использование «давальческой» нефти было оправдано ввиду ориентации размещения нефтеперерабатывающих предприятий на районы потребления нефтепродуктов, вследствие возможности эффективной переработки получающихся отходов и попутных продуктов путем создания соответствующих мощностей, а также благодаря наличию в регионе значительных высокоэффективных топливно-энергетических и водных ресурсов.

С 1990 по 1995 г. объем поставок нефти в Ангарск снизился на 25 % (табл. 18.3). Это было обусловлено рядом причин: уменьшением нефтедобычи в Западной Сибири, снижением дебитов и обводнением скважин, сокращением платежеспособного спроса на нефть, кризисом неплатежей внутри страны и более выгодными условиями поставки сырой нефти за рубеж. Сбои в поставках нефти на АНХК влияют на ритмичность работы всего Ангарско-Усольско-Саянского химического комплекса, создают проблемы в обеспечении нефтепродуктами районов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Таблица 18.3. Динамика переработки нефти Ангарской нефтехимической компанией, млн. т

Уменьшение объема переработки нефти привело к снижению эффективности использования перерабатывающих мощностей. Так, если в 1985 г. выход светлых нефтепродуктов на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе составлял 75 %, то в 1995 г. он сократился до 65 % при одновременном увеличении выхода топочного мазута (табл. 18.4).

В этой связи возникает необходимость вовлечения в оборот местных нефтяных ресурсов. Наиболее перспективным является Верхнечонское нефтегазоконденсатное месторождение. В будущем возможно освоение запасов нефти Республики Саха (Якутии). При этом целесообразна прокладка единого нефтепровода, что снизит себестоимость нефтепродуктов и сократит сроки освоения месторождений. Суммарная добыча нефти в Восточной Сибири может достигать 15-20 млн. т в год, что сопоставимо с потребностью всего Ангарского нефтеперерабатывающего комплекса.

Таблица 18.4. Производство нефтепродуктов Ангарской нефтехимической компанией, 1994 г.

При освоении местных нефтяных ресурсов осуществимы два сценария развития. Первый предполагает поставку нефти на переработку по трубопроводу в Ангарск, второй строительство нового нефтеперерабатывающего завода в пределах Верхнеленского ТПК.

При реализации первого сценария следует учитывать, что восточносибирская нефть по ряду показателей отличается от поставляемой в настоящее время на АНХК западносибирской — выход светлых нефтепродуктов из нее на 15% ниже. Поэтому необходима реконструкция мощностей Ангарского нефтеперерабатывающего завода, не готового в настоящее время перерабатывать верхнечонскую и якутскую нефть.

При реализации второго сценария появятся условия для создания в районе Киренска собственного нефтеперерабатывающего производства, способного обеспечивать светлыми нефтепродуктами территории Ближнего Севера и зоны БАМа. На базе подобного производства и запасов калийной соли Непского бассейна в перспективе возможно развитие электрохимии и организация производства поливинилхлоридной смолы и пластмасс.

Предприятия комплекса вырабатывают и используют разнообразное газовое сырье. Особо можно выделить ацетилен, этилен, пропилен. В перспективе в качестве сырья целесообразно использование местных ресурсов природного газа.

Ацетилен (НС=СН). Применяется на усольском «Химпроме» как сырье для нужд органического синтеза, в основном для производства винилхлорида (Н2С=СНСl) и получения на его основе поливинилхлорида и других сополимеров. Вырабатывают ацетилен на усольском «Химпроме» из карбида кальция. С началом промышленного освоения местных ресурсов углеводородного сырья появится возможность получать ацетилен из природного газа или заменить его другим газовым сырьем.

Этилен (Н2С=СН2). Основной вид сырья для производства поливинилхлорида (на саянском «Химпроме») и полиэтилена (на АНХК). Он может использоваться и для выработки этилового спирта (потребляемого при изготовлении каучука) и некоторых других продуктов. Этилен — бесцветный газ, один из основных продуктов нефтепереработки. Входит также в состав коксовых газов.

Получают этилен на АНХК, где он в больших количествах (до 20 %) образуется при распаде легких газообразных углеводородов в процессе перегонки нефти (октан распадается на бутан и бутилен, а бутан, в свою очередь, — на этан и этилен).

Этилен поставляют на саянский «Химпром» по этиленопроводу и применяют для синтеза винилхлорида — сырья для производства поливинилхлорида.

Пропилен (СН3СН=СН2). Получают в результате пиролиза нефтепродуктов на Ангарском нефтеперерабатывающем заводе. Доля пропилена в общем объеме газов, образующихся при перегонке нефти, достигает 20 %. Используют пропилен в качестве сырья при синтезе некоторых химических веществ (на АНХК и усольском «Химпроме»). Из него вырабатывают очень важный для промышленности продукт — ацетон, который употребляется при производстве некоторых видов пластмасс, искусственных волокон, глицерина, бездымного пороха, медицинских препаратов и др.

Природный газ. Данный вид сырья пока не используется предприятиями Ангарско-Усольско-Саянского нефтехимического и хлорорганического комплекса. Однако широкомасштабное применение природного газа в энергетике и химической промышленности региона — задача большой экономической важности.

Добыча газа намечается в Иркутской области в ближайшей перспективе. Ежегодная потребность в нем для технологических и энергетических нужд Приангарья оценивается примерно в 5-9 млрд. м 3 .

Местные запасы природного газа могут стать надежной базой углеводородного сырья для предприятий Ангарска, Усолья-Сибирского и Саянска. Использование их вместо газов, получаемых в процессе первичной и вторичной переработки нефти, существенно удешевит производство, уменьшит зависимость комплекса от сбоев в поставках нефти из Западной Сибири и ослабит влияние постоянно растущей стоимости нефтяного пиролизного сырья, а также ацетилена, производимого из карбида кальция.

Предприятия комплекса могут вырабатывать из местного природного газа самую разнообразную продукцию — аммиак, метанол, этилен и этановые фракции, бутиловые спирты и др. Природный газ способен заменить парафины при производстве белково-витаминных концентратов. Его можно применять при обжиге известняка (производство карбида кальция) и сушке пасты поливинилхлорида вместо пара.

Использование природного газа позволит вытеснить из производства менее технологичные процессы и тем самым существенно повысить его экономичность и экологичность. В частности, возможно устранить такие технологические процессы, как газификация твердого топлива и пиролиз прямогонных бензинов при получении аммиака, метанола и этилена.

Особый интерес представляют крупные запасы газа, сосредоточенные недалеко от индустриально освоенных районов. Прежде всего это относится к Ковыктинскому газоконденсатному месторождению, газ с которого целесообразно поставлять в Ангарск по газопроводу. В перспективе, по уже действующему газопроводу, можно поставлять сырье через Жигаловский район с более отдаленных северных месторождений.

Очень важно, что газ месторождений Сибирской платформы содержит большое количество этана, пропана, бутана и гелия. Это делает его весьма ценным сырьем для химической промышленности. Данные фракции можно выделять на газоперерабатывающих заводах. В частности, этан целесообразно использовать для получения этилена — сырья для некоторых химических производств Ангарска и Саянска, а в дальнейшем — и Усолья-Сибирского. Расчеты показывают, что потенциальных ресурсов этана одного Ковыктинского месторождения будет достаточно для организации крупномасштабного производства этилена. Данное производство способно не только обеспечить существующие мощности по выпуску полиэтилена, поливинилхлорида, полистирола, но и стать основой для создания других этиленпотребляющих предприятий.

Газификация нефтехимического комплекса существенно повлияет на его развитие. Во-первых, целый ряд крупнотоннажных производств сможет перейти на более экономичную (и экологичную) сырьевую базу, что неизбежно снизит потребность в сырой нефти. Во-вторых, будут интенсифицированы многие технологические процессы, что позволит повысить конкурентоспособность выпускаемой продукции, снизить вредные выбросы и улучшить экологическую обстановку в Приангарье.

Один из этапов газификации связан с переводом на природный газ крупнотоннажного производства метанола на АНХК. Это потребует строительства новых предприятий с использованием современных энергосберегающих технологий. На основе метанола предусматривается выработка нетоксичной добавки к бензинам, что даст возможность перейти к выпуску неэтилированных видов топлива.

Газификация существенно изменит и структуру потребления топлива. При этом газ будет конкурировать в топливном балансе не только с углем, но и с мазутом. Существуют оценки, по которым к 2010 г. доля газа в топливопотреблении региона может сравняться с долей угля и составить примерно 30 %.

Наконец, использование природного газа позволит успешно решить проблему обеспечения этиленом второй очереди саянского «Химпрома», строительство которой намечено в среднесрочной перспективе.

По предварительным оценкам, ввод в хозяйственный оборот месторождения природного газа с добычей и химической переработкой в объеме 5 млрд. м 3 будет эквивалентен в условиях Иркутской области переработке 5 млн. т нефти.

Иркутская область располагает высокоэффективными минерально-сырьевыми ресурсами. Некоторые из них уже применяются в качестве сырья для химической промышленности — поваренная соль (галит) и карбонатные породы (химически чистый известняк). В перспективе возможно использование калийных солей, апатитов и фосфоритов, природных минеральных красителей и др.

Поваренная соль (галит). Содержит ценные для химической промышленности элементы. Служит основным сырьем для получения каустической соды, хлора и натрия. Ее запасы в Приангарье огромны и могут обеспечивать потребности электрохимического производства в течение многих десятилетий.

Для промышленных целей разрабатываются Усольское, Зиминское и Братское месторождения соли. Добыча ведется методом подземного выщелачивания, непосредственно в зоне залегания, вблизи от места переработки. Рассол перечисленных месторождений отличается высоким качеством, почти не содержит технических примесей, не нуждается в сложной и дорогостоящей очистке.

Соляной рассол по трубопроводу поставляют непосредственно на хлорное производство, где путем электролиза получают хлор и каустическую соду. Процесс осуществляется в электролизных ваннах двух типов: с движущимся ртутным катодом, а также с твердым катодом и пористой диафрагмой (диафрагменный метод). Для выработки каустической соды и хлора путем электролиза требуется значительное количество электроэнергии. Поэтому подобные предприятия размещены преимущественно в районах, где имеются запасы данного вида сырья и дешевая электроэнергия.

Производство хлора, каустической соды, соляной кислоты и других хлорсодержащих соединений налажено в Усолье-Сибирском и Саянске. Производство жидкого хлора для нужд целлюлозно-бумажной промышленности имеется в Братске, на хлорном заводе, входящем в состав Братского ЛПК.

Карбонатные породы (химически чистые известняки). Являются сырьем для получения карбида кальция на усольском «Химпроме», где с этой целью в середине 1960-х гг. созданы крупнейшие в стране производственные мощности. Известняк поставляется из Республики Бурятии, с Билютинского месторождения, находящегося в 600 км от химкомбината. Производства по переработке карбонатных пород требуют очень больших затрат энергии, поэтому размещаются вблизи мест ее выработки.

Иркутская область тоже располагает громадными топливно-энергетическими ресурсами и запасами высококачественного карбонатного сырья. Каждое из разведанных в ее пределах месторождений (Усть-Ангинское, Цаган-Ходинское, Малобыстринское и др.) по качеству и запасам известняка не уступает Билютинскому. Однако иркутские месторождения пока менее доступны в транспортном отношении (хотя и находятся ближе к Усолье-Сибирскому) и на них отсутствует необходимая инфраструктура. Тем не менее, в перепективе здесь возможна добыча сырья, применяемого в химической промышленности при производстве карбида кальция и ацетилена. Кроме того, для обжига известняка возможно привлечение местных ресурсов природного газа.

Апатиты и фосфориты. Могут использоваться при выработке фосфорных удобрений, в частности суперфосфата. Крупнейшие в России запасы данного сырья, обнаруженные в Иркутской области, создают благоприятные предпосылки для успешного развития в регионе суперфосфатной промышленности. Получение 1 т суперфосфата требует такого же количества фосфоритов и примерно 0,4 т серной кислоты. Учитывая, что серная кислота малотранспортабельна, при суперфосфатных заводах, как правило, проектируются цехи по ее производству.

Калийная соль. Является сырьем для развития промышленности калийных удобрений. Дореволюционная Россия удовлетворяла потребность в калийных удобрениях исключительно за счет импорта. К настоящему времени на территории России выявлены громадные запасы калийных солей, в том числе в Иркутской области. Для развития калийной промышленности не нужно большого количества энергии, ее предприятия целесообразно размещать вблизи источников сырья.

Прочие. К прочим видам сырья можно отнести серу, минеральные краски, асбест, тальк, цеолиты и др.

Сера используется на АНХК при производстве серной кислоты, необходимой для выпуска целого ряда химических продуктов — минеральных удобрений, взрывчатых веществ, искусственных волокон, красок и др. Месторождения самородной серы известны в Иркутской области. Однако целесообразнее завозить ее из других районов России или употреблять в качестве сырья сернистые соединения, образующиеся при сжигании углей на мощных ТЭЦ.

В регионе разведаны запасы минеральных красок. Эти запасы являются своеобразной базой для развития лакокрасочной промышленности. Данная отрасль представлена пока небольшим ассортиментом густотертых и сухих красок и олифы, получаемой из привозного сырья.

Кроме рассмотренных в Иркутской области имеются запасы асбеста, талька, цеолитов и другие минеральные ресурсы, использование которых возможно при развитии химической промышленности.

Разнообразное сырье применяется на таких предприятиях, как Ангарский завод химических реактивов, Усольский химфармкомбинат и Черемховский химический завод. Поставляют его в Иркутскую область из различных уголков России и СНГ.

Http://irkipedia. ru/node/3227/all-dates

Технология не такая сложная, как многие думают. Здесь используется базовый научный процесс при, сравнительно, небольших затратах.

Говоря об общей стоимости, доктор Принсвилл Игбагара, возглавляющий один из FUPRE, сказал, что это дорого стоит, но добавил, что если Правительство могло бы построить заводы по переработке нефти Варри, Порт-Харкорт и Кадуна, тогда оно могло бы строить модульные заводы по Переработке нефти.

Стоимость строительства модульного завода по Переработке нефти, добавил он, также зависит от того, чего хочет владелец.

«Вот почему при проектировании установки для перегонки первый шаг – спецификация продукта. Но консервативно, если я хочу построить единую колонку дистилляции, это будет для монопродукта. Например, в порту Харкорт есть нефтеперерабатывающий завод, который производит только дизельное топливо».

Но какова основная инфраструктура или оборудование для перегонки нефти? По словам Игбагары: «Независимо от того, насколько это мини, вам нужна электростанция, парогенератор, потому что все системы используют пар. Вам нужна система водяного охлаждения; вам понадобится очистительная установка, так что только коммунальные услуги будут стоить вам больших денег ».

Эксперты составили стоимость модульного нефтеперерабатывающего завода мощностью 10 000 баррелей в сутки менее 10 миллионов долларов, но 100 000 баррелей нефти в сутки могут стоить от 500 до 10 миллиардов долларов. Считается, что модульный завод, принадлежащий нигерийской компании «Integrated Oil and Gas Ltd.» на порту Томаро, от залива Таква, Лагос, мощностью 20 000 баррелей в сутки, составляет 116 миллионов долларов.

Для всех наших покупателей:

    БЕСПЛАТНАЯ таможенная очистка на экспорт Cертификаты происхождения товара Услуги по транспортировке оборудования

+7 978 79 23 544, +7 978 72 444 16

Http://ttgroupworld. com/news/stoimost-modulnogo-zavoda-po-pererabotke-nefti/

Сегодня недопустимо халатное отношение к окружающей среде в России можно наблюдать не только в такой отрасли как переработка ТБО и промышленных отходов, но также в нефтегазовой отрасли. Сегодня в окружающую среду выбрасывается большое количество нефтяных шламов, которые образуются при переработке нефти, и во время аварий на трубопроводах.

Также большую опасность представляют собой и отходы бурения нефтяных скважин. Отсюда появляются целые районы и области, загрязненные продуктами нефтепереработки районы — в первую очередь это Западная Сибирь, Татарстан, Башкортостан, и Оренбургская область. Данные регионы являются лидерами по количеству неутилизированного нефтяного шлама.

Нефтяные шламы являются основными отходами нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий. Данный тип отходов образуется в процессе бурения скважин, в результате очистки сточных вод содержащих нефть на очистных сооружениях и во время чистки резервуаров. Шламы представляют собой тяжелые нефтяные остатки, которые содержат в среднем (по массе):

    от 10 до 56 % нефтепродуктов, от 30 до 85 % воды, от 1,3 до 46 % твердых примесей.

Все шламы представляют собой определенную опасность, поэтому они хранятся в специальных шламонакопителях. Шламонакопители, представляющие собой земельные емкости открытого типа предназначенные для хранения шламов, занимают довольно большие территории. Кроме того, подобные сооружения пожароопасны, и являются источником потенциального загрязнения окружающей среды, которое происходит вследствие испарения нефтепродуктов. Результатом такого испарения является загрязнение почв и грунтовых вод. Поэтому сегодня обезвреживание и полная утилизация нефтяных шламов является одной из острейших проблем для нефтедобывающих регионов.

Сегодня практически все оборудование, предназначенное для переработки нефтяных шламов работает следующим образом. Шламы прессуются, и из них под давлением отжимается нефтяная фракция в виде мазута. Однако это совершенно не решает проблему, поскольку удалить всю нефть из шлама такая установка попросту не способна.

Так же сегодня применяют сжигание остатков нефтяного шлама с целью получения тепла и электроэнергии. Однако данная технология не является экологически чистой, и, кроме того, в результате нее образуется остаток, который также необходимо куда-то утилизировать. Поэтому были разработаны новые, более перспективные технологии утилизации нефтяного шлама, да и других видов шламов.

В настоящее время широко применяются следующие методы переработки и обезвреживания нефтяных шламов:

Сжигание нефтяного шлама в виде водных эмульсий с последующей утилизаций выделяющегося тепла. Этот способ является самым распространенным, поскольку он наиболее простой и надежный. Однако при данной технологии сложно добиться экономического эффекта, что недопустимо в современных условиях. Обезвоживание и сушка нефтяного шлама с возвратом образованных нефтепродуктов в производство (данный процесс по сравнению с предыдущим более прогрессивный, однако требует куда больших капиталовложений). Переработка нефтяного шлама в пирогаз. Данная технология позволяет повысить коэффициенты использования нефти, и сегодня является самой передовой, поскольку из отходов в данном случае получается высококачественное топливо. Однако не каждый мусороперерабатывающий завод решается установить у себя подобную установку ввиду ее относительно высокой стоимости. Хотя вовсе напрасно – сегодня завод по переработке шламов может являться рентабельным высокодоходным предприятием.

Необходимо заметить, что завод по переработке шламов может как входить в состав крупного мусороперерабатывающего предприятия, так и работать отдельно от него. В любом случае данное предприятие будет высокодоходным, поскольку в переработке шламов сегодня нуждаются очень многие химические, нефтедобывающие и нефтеперерабатывающие предприятия, на которых помимо описанных нами выше видов шлама также образуются и иные его разновидности.

На подобных предприятиях образуется огромное количество производственных шламов, основной частью которых являются кубовые остатки и всевозможные некондиционные жидкие продукты. Кубовые остатки представляют собой продукты, которые образуются в технологических процессах во время выпаривания, экстракции, ректификации, фильтрации. Некондиционные продукты это жидкости, которые не соответствуют ТУ и ГОСТам, и использование и переработка которых нецелесообразны с экономической точки зрения.

Скапливание отходов подобного рода на производственных территориях вполне может привести к загрязнению почвы, грунтовых вод и воздуха. Предотвратить это можно только лишь рациональным складированием и захоронением подобного рода отходов, их полным обезвреживанием и использованием для разнообразных целей в народном хозяйстве. Однако, многие предприятия предпочитают складировать подобные отходы в хранилищах. Однако это не верно, поскольку захоронение подобных шламов необходимо применять только в том случае, когда в сложившихся условиях утилизация либо ликвидация таких отходов просто невозможна.

Для складирования шламов и по сей день возводят специальные полигоны, в состав которых входят завод по обезвреживанию промышленных шламов и участок их захоронения. Однако такой подход в корне не верен, поскольку современные технологии позволяют возводить в таких местах заводы по переработке шламов, которые позволяют получать из отходов тепло и электричество. Таким образом, переработка шламов, равно как и переработка ТБО может стать весьма выгодным бизнесом, но только лишь при соблюдении одного условия – подобное производство не должно испытывать недостатка в сырье.

Http://ztbo. ru/zavodi-tbo/zavod-po-pererabotke-shlama

Месторасположение: Республика Казахстан, Кызылординская область, месторождение «Кенлык»

Концептуальный инжиниринг, проектирование, поставка оборудования, шефмонтаж, пусконаладка.

Установка комплексной переработки попутного нефтяного газа производительностью по входящему газу 110 млн. нм 3 /год размещена на площадке нефтяного месторождения «Кенлык», находящегося в Кызылординской области Республики Казахстан. Вырабатываемая продукция – СОГ (сухой отбензиненный газ) по СТ РК 1666-2007, полностью соответствующий СТО Газпром 089-2010, смесь пропан-бутан технического по ГОСТ 20448-90 и конденсат газовый стабильный по СТ РК 2188-2012.

Хорошо известно, что именно нефтяная отрасль Казахстана на сегодняшний день является одной из важнейших в экономической инфраструктуре республики. Доходы от поставок нефтегазового сырья и нефтепродуктов собственного производства на внутренний и внешний рынки во многом обеспечивают невиданное увеличение ВВП на 5-10% ежегодно, создавая предпосылки для дальнейшего процветания и выдвижения Республики Казахстан в число наиболее динамично развивающихся стран мира. Вот почему столь значимым фактором является постоянное увеличение доли недропользования, включая наращивание темпов разведки и пуска в эксплуатацию все новых месторождений нефти и газа. Помимо только финансового фактора правительство Республики Казахстан в последние несколько лет ужесточила надзор и в экологической сфере, стараясь минимизировать выброс углеводородов в атмосферу. В связи с этим, был разработан и подписан закон «О недрах и недропользовании», устанавливающий требование к нефтекомпаниям об утилизации 95% добываемого попутного нефтяного газа (ПНГ), ограничивающее объем его сжигания в факелах на месторождениях и повышающее платежи за сверхлимитное сжигание газа.

Компания «Саутс-Ойл» заслуженно считается одним из наиболее успешных и динамично развивающихся предприятий на нефтегазовом рынке Казахстана, поэтому задачи, поставленные выше, особенно актуальны для них. Мы предложили компании «Саутс-Ойл» ряд высокоэффективных решений, которые позволили не только решить проблемы со сжиганием попутного нефтяного газа, но и даже заработать на этом. Кроме того, рекомендуемые нами решения быстро реализуемы – не более 1,5-2-х лет с подписания контракта. Если перефразировать известную поговорку, то наша компания всегда «убивает» сразу трех зайцев: решает экологическую проблему, помогает заработать заказчику и реализует всё это в кратчайшие сроки.

Если повести итог всего вышенаписанного, то основная цель данного проекта – это максимальная переработка попутного нефтяного газа с получением высококачественных продуктов, востребованных у покупателей в Казахстане и за его пределами.

Попутный нефтяной газ (далее-ПНГ) – это природный углеводородный газ (смесь газов и парообразных углеводородных и не углеводородных компонентов), растворенный в нефти или находящийся в «шапках» нефтяных и газоконденсатных месторождений. ПНГ является побочным продуктом нефтедобычи, но при этом также ценным сырьем для дальнейшей переработки. Однако в отличие от природного газа, добычу которого можно регулировать в зависимости от объёма потребления, попутный газ извлекается вместе с нефтью, независимо от того имеются или отсутствуют условия для его использования. Поэтому было очень важно обеспечивать широкое регулирование производительности установки по входному потоку ПНГ.

Технологические решения, предложенные нашей компанией основаны на обширной практике передовых североамериканских нефтегазовых компаний и позволяют добиться этого с наилучшими показателями безопасности и эффективности.

Для выполнения вышеперечисленных технических решений нашей компанией предложена, спроектирована, согласована с заказчиком, поставлена и успешно запущена в работу установка комплексной переработки попутного нефтяного газа, состоящей из следующих блоков:

Блок приема попутного нефтяного газа предназначен для отделения свободной воды, углеводородного конденсата и механических примесей. Сепаратор входящего газа представляет собой емкостной аппарат, расположенный вертикально. Аппарат и основная обвязка выполнена на скиде.

Компрессорная станция, состоящая из 2-х поршневых машин AJAX DPC-2804, предназначена для компримирования попутного нефтяного газа до давления 60 бар изб. Компрессоры типа AJAX DPC-2804 с четырьмя поршневым блоками цилиндров и интегрированным двигателем компрессорного блока. Данный вид агрегата оснащён двухтактным двигателем. Компрессоры данного типа известны своим «вечным» сроком службы, легкостью в эксплуатации и низкими технологическими затратами. Они крайне неприхотливы в обслуживании и могут работать практически на любом составе газа. В данном проекте компрессоры установлены под навесом, что защищает агрегат от атмосферных осадков, а также прямых солнечных лучей, что позволяет избежать дополнительных рисков при эксплуатации. Также такое техническое решение значительно облегчает работу операторов, что в итоге ведет к меньшим капитальным затратам и как следствие к меньшим срокам окупаемости.

Трехфазный сепаратор представляет собой емкостной аппарат, расположенный горизонтально. Основное назначение трехфазного сепаратора – это отделение, образованного в процессе сжатии газа, конденсата. С верха трехфазного сепаратора выходит газ, из «середины» конденсат, а третья фаза (водная) направляется в дренажную емкость периодического опорожнения.

Молекулярно-ситовой осушитель газа представляет собой аппараты колонного типа. Основное его назначение – это выделение влаги из газа, т. е. доведение точки росы газа до уровня, необходимого для дальнейшей переработки газа. В качестве адсорбента используются молекулярные сита (цеолиты). Процесс осушки на цеолитах включает в себя стадию адсорбции (поглощение воды цеолитами), и процесс десорбции – регенерация цеолита (выделение воды из пор цеолита). Процесс десорбции ведут газом регенерации, поступающим из печи нагрева газа регенерации молекулярных сит.

Блок сепарации состоит из 2-х сепараторов и 2-х пластинчатых теплообменников.

Пластинчатые теплообменники участвуют в процессе охлаждения газа, либо за счет рекуперации, либо за счет внешнего холодильного контура.

Низкотемпературный и холодный сепараторы представляет собой емкостные аппараты, расположенные на одном скиде. Основное назначение аппаратов – это отделение конденсата от газа после резкого понижения температуры.

Блок предназначен для получения СПБТ и конденсата газового стабильного. В его состав входят 2 колонны со всеми сопутствующими аппаратами, такими как ребойлеры, емкости рефлюкса, насосы и аппараты воздушного охлаждения.

Колонна-деэтанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-деэтанизатора – это выделение этановой фракции.

Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса деэтанизатора. Так же в колонну-деэтанизатор предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового потока через ребойлер деэтанизатора.

Колонна-дебутанизатор представляет собой аппарат колонного типа, расположенный вертикально. В качестве массообменных устройств используются тарельчатые контактные устройства. Основное назначение колонны-дебутанизатора – это разделение пропан-бутана и С5+.

Для поддержания температурного режима колонны, предусмотрено верхнее «острое» орошение, осуществляемое рефлюксными насосами, размещенными на скиде ёмкости рефлюкса дебутанизатора, откачивающими конденсат из ёмкости рефлюкса дебутанизатора. Так же в колонну-дебутанизатора предусмотрена подача тепла. Подача тепла осуществляется по средствам циркуляции кубового продукта через ребойлер дебутанизатора.

Для генерации внешнего холода применена установка искусственного холода на основе пропана на базе винтовых компрессоров производства фирмы Vilter (США) по схеме: один компрессор в работе, а один в резерве. Компрессоры установлены над навесом, что делает оборудование менее уязвимым к атмосферным осадкам и прямым солнечным лучам, что продлевает срок службы оборудования. Также такое техническое решение облегчает работу операторов.

Для хранения готовой продукции и отпуска ее потребителям проектом предусмотрена специализированная площадка базы хранения, площадка насосно-компрессорной и площадка налива СПБТ и конденсата газового стабильного, расположенная отдельно от основного технологического оборудования. В состав технологических сооружений этой площадки входят:

• Резервуарный парк хранения продукции (4 емкости марки ПС-200-0-2-И объемом 200м 3 для СПБТ и 1 емкость марки 1-200-1,0-3-И 200м 3 для конденсата газового стабильного)

• Насосно-компрессорное отделение (два насоса марки FAS-LGL 3 и два компрессора марки FAS-601/602 для СПБТ, для конденсата газового стабильного два насоса марки FAS-LGL 3)

• Узел налива продукции в автоцистерны-газовозы (две колонки для СПБТ и одна для конденсата газового стабильного)

Все технологическое оборудование и емкости оборудованы предохранительными клапанами для сброса излишков газа на факельный коллектор и защиты аппаратов от превышения давления.

Печь нагрева представляет собой нагревательный аппарат, где для нагрева теплоносителя используется тепло, выделяемое при сжигании топливного газа. Кроме самой печи в комплект блока входит расширительный бак теплоносителя с насосами.

Для обеспечения установки инструментальным воздухом была поставлена компрессорная станция КИПиА на базе винтового компрессора марки SM11 и адсорбционного осушителя холодной регенерации марки DC 12 E (на точку росы минус 70°C) производства немецкой компании Kaeser Kompressoren.

Технологический процесс, а также аппараты установки оборудованы современными контрольно-измерительными приборами, а также всей необходимой предохранительной, запорной, отсечной и регулирующей арматурой. Это позволяет “мониторить” технологический процесс в автоматическом/дистанционном режиме из помещения операторной.

Вид главной мнемосхемы, представленный ниже, содержит условно графические изображения технологических аппаратов, включая изображения потоков и электроагрегатов, анимированные изображения датчиков, запорной, регулирующей арматуры и органов управления.

• На данный момент заказчик уже более 4 лет эксплуатирует нашу установку, получая высокачественный продукт, который реализуется на рынке Республики Казахстан (а также за ее пределами) по очень выгодным ценам. Кроме этого, часть полученной продукции ТОО «Саутс-Ойл» использует для собственных нужд, а часть использует для поставок населению.

• Нефтекомпания «Саутс ойл» внедрила технологию глубокой переработки попутного газа, чем выполнила свои обязательства перед правительством Республики Казахстан и избежала, тем самым, значительных штрафов.

• Технология глубокой переработки, используемая на заводе по утилизации газа, значительно сократила выбросы в атмосферу за счет уменьшения сжигания газа на факелах.

• За время работы не произошло каких-либо форс-мажорных происшествий, либо значительных поломок оборудования.

• Инженеры компании своевременно и с большой ответственность относятся к сервисному обслуживанию оборудования, что позволяет ему работать безостановочно и выдавать необходимые продукты на протяжении всего периода эксплуатации.

• Из-за переменного характера подачи ПНГ установка доказала возможность работы в широких диапазонах регулирования.

• На установке обеспечен высочайший уровень безопасности, соответствующий всем мировым стандартам.

• Предприятие по утилизации ПНГ построено с расчетом на перспективу.

• Система автоматики и мониторинга значительно облегчила работу операторов, а также свела вероятность человеческого фактора почти к 0.

Http://gazsurf. com/ru/gazopererabotka/stati/item/opyt-stroitelstva-zavoda-glubokoj-pererabotki-poputnogo-neftyanogo-gaza

Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде. Перед вами место, где ее преобразуют в необходимые человеку продукты, – нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Именно сюда сырье доставляется по трубопроводам, железной дороге или морскими танкерами, чтобы после переработки получить бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, парафин и сырье для нефтехимических производств.

Итак, после долгого или короткого путешествия нефть поступила в резервуар НПЗ. Что дальше? Сначала из нее удаляют механические примеси и растворенные газы, очищают от лишней соли и воды на электрообессоливающих установках. На этой же стадии определяют и свойства сырья.

Казалось бы, при текущем уровне научно-технического прогресса можно без труда определить химический состав сырой нефти. Но проблема в том, что распознать сотни и сотни химических соединений в условиях заводской лаборатории – задача исключительно сложная. Поэтому нефть делят на фракции в зависимоcти от температуры кипения и плотности. В лаборатории проводят «тренировочную» перегонку, чтобы узнать, какое количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута можно получить из поступившей на завод нефти. (Нефти сильно различаются по химическому составу, поэтому из одних можно получить больше смазочных масел и парафинов, из других – больше бензина.) И только после этого приступают к промышленной перегонке.

Этот интересный процесс происходит в ректификационной колонне – специальном аппарате для разделения нефти на фракции. Если вы когда-нибудь проходили или проезжали мимо нефтеперерабатывающего завода, вы наверняка видели эти огромные сооружения: высота такой колонны может превышать 60 м. Будучи настоящим произведением технологического искусства, она позволяет разделить субстанции, температура кипения которых отличается менее чем на 6 o С.

Нефть, нагретую в змеевике до 320-390 o С, подают в колонну в виде смеси горячей жидкости и пара. Там пары тяжелых, а потом легких фракций последовательно конденсируются и оседают на специальных тарелках – их может быть от 30 до 60. В результате получают прямогонный бензин (температура кипения 30-160 o С), нафту, которую еще называют лигроином (105-160 o С), керосин (160-230 o С), газойль (230-400 o С) и мазут, остающийся после отделения остальных фракций.

Бензин и нафту затем подвергают каталитическому риформингу. При температуре 320-520 o С и давлении в 15-40 атмосфер в присутствии платиновых катализаторов получают бензин с высоким октановым числом и ароматические углеводороды – бензол, толуол, ксилол и другие. Последние используются в качестве сырья для нефтехимической промышленности. Кроме того, во время процесса риформинга выделяется водород, который можно использовать, например, для гидроочистки.

На гидроочистку направляют керосины и газойли, чтобы в водородной среде с использованием катализаторов удалить серу, азот, металлы и другие нежелательные примеси. Керосин, который в зависимости от его свойств делят на авиационный, тракторный и осветительный, после очистки можно использовать по назначению. А газойль отправляют либо на смешивание, чтобы получить из него дизельное топливо, либо на каталитический крекинг (так называют расщепление больших молекул углеводородов на две или более под действием температуры около 500 o С и, конечно, катализаторов).

Мазут до конца XIX века выбрасывали как отходы производства. Сейчас его применяют как жидкое котельное топливо или используют как сырье для дальнейшей переработки – вакуумной перегонки. Тяжелые фракции невозможно перегнать при атмосферном давлении – при необходимой для их кипения высокой температуре начинается разрушение молекул. А в условиях вакуума их перегонку можно осуществлять при пониженной температуре – около 400 o С. В результате получают продукцию, которая подходит для переработки в моторное топливо, масла, парафины и церезины, и тяжелый остаток – гудрон. Продувая гудрон горячим воздухом, получают битум. Из остатков перегонки и крекинга также производят кокс.

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 роста цен на нефть и нефтепродукты, а также 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.

Процесс переработки нефти приводит к выбросу в атмосферу разнообразных химических соединений, сопровождается шумом и тяжелыми запахами, а также может привести к возгоранию и взрывам. Поэтому весьма строгие требования сегодня предъявляются и к размещению НПЗ. В соответствии с современными экологическими стандартами, завод должен располагаться на разумном расстоянии от жилых кварталов и вблизи от транспортных артерий, по которым доставляют сырье и забирают продукцию. Поскольку на многих НПЗ требуется большое количество пара и охлаждающей воды, важно, чтобы рядом был водоем – река, а лучше море. Нередко заводы располагают рядом с портами для облегчения транспортировки конечных нефтепродуктов при помощи морского транспорта.

    Еще в начале нашей эры нефть перегоняли, чтобы уменьшить неприятный запах. В русских и иностранных лечебниках 15-17 веков, рекомендующих нефть как средство для лечения воспалений, приводились способы перегонки нефти по методу римского врача Кассия Феликса и арабского ученого Авиценны.

Краткий электронный справочник по основным нефтегазовым терминам с системой перекрестных ссылок. — М.: Российский государственный университет нефти и газа им. И. М. Губкина. М. А. Мохов, Л. В. Игревский, Е. С. Новик. 2004 .

Http://enc-dic. com/neftegaz/Pererabotka-415.html

Тим, посёлок городского типа, центр Тимского района Курской области РСФСР. Расположен в верховьях р. Тим (бассейн Дона), на автодороге Курск – Воронеж, в 35 км к Ю.-В, от ж.-д. станции Щигры (на линии…(читать)

Тевтобургский лес (Teutoburger Wald), гряда низкогорий в ФРГ между долинами рр. Везер и Эмс. Длина около 80 км, высотадо 447 м. Сложена песчаниками и известняками. На склонах буковые и елово-пихтовые…(читать)

Тарракон (латинское Таггасо), древнее поселение иберов на побережье Средиземного моря, на месте современного г. Таррагона. В 218 до н. э. завоёван римлянами; при Цезаре (2-я половина 1 в. до н. э.) в…(читать)

Тавляк, таджикский ударный музыкальный инструмент; односторонний барабан с керамическим (иногда точёным деревянным) корпусом в форме бокала, верхняя широкая сторона которого затянута мембраной (перед…(читать)

Тарань (Rutilus rutilus heckeli), полупроходная стайная рыба семейства карповых; подвид обыкновенной плотвы. Населяет опреснённые части Чёрного и Азовского моря. Длина тела как исключение до 50 см…(читать)

Терней, посёлок городского типа, центр Тернейского района Приморского края РСФСР. Расположен у впадения р. Серебрянка в Японское море, в 435 км к С.-В. от ж.-д. станции Находка. Музей и управление…(читать)

Таёжная фауна, совокупность видов животных, приспособившихся к обитанию в тайге. Т. ф. богаче тундровой фауны, но беднее фауны широколиственных лесов. Условия существования Т. ф. определяют…(читать)

Таджикский университет им. В. И. Ленина, основан в 1948 в Душанбе. В 1957 университету присвоено имя В. И. Ленина. В составе Т. у. (1975): факультеты – механико-математический, физический, химический…(читать)

Тукано языки, семья языков индейцев, живущих в 3 районах Южной Америки: 1) в бассейнах рр. Ваупес, Тикие, Апапорис, Миритипарана и Жапура – на Ю.-В. Колумбии и на С.-З. Бразилии; 2) на С.-В. Перу (…(читать)

Туссен-Лувертюр (Toussaint Louverture) Франсуа Доминик (20.5.1743 – 27.4.1803), руководитель освободительной борьбы Гаити. Родился в Сан-Доминго (западная часть острова Гаити) в семье раба, был продан…(читать)

Http://www. ussr-encyclopedia. ru/?c=19&p=1992

27 мар 2008 . Медный завод проектируется на переработку ежегодно 285 тыс. т медного.. Запасы вольфрама Казахстана сосредоточены в 12.

По оценке ученых ведущих стран мира Казахстан занимает шестое место в. 26% меди, 33% свинца и цинка, 38% вольфрама, которыми располагал в том году. составляет 36-37%, а глубина переработки нефти – лишь 48-50%.

3 фев 2015 . В Казахстане построят ГМК по производству вольфрама и. В Казахстане построят комплекс по переработке молибден-вольфрамовых.

Так, например, при переработке старых отвалов вольфрамовой руды на фабрике «Чердояк» (Казахстан) исходный отвальный материал после.

Месторождения полезных ископаемых Казахстан. 26% меди, 33% свинца и цинка, 38% вольфрама, которыми располагал в том году бывший. нефтепродуктов составляет 36-37%, а глубина переработки нефти – лишь 48-50%.

Месторождения полезных ископаемых Казахстан. 26% меди, 33% свинца и цинка, 38% вольфрама, которыми располагал в том году бывший. нефтепродуктов составляет 36-37%, а глубина переработки нефти – лишь 48-50%.

23 окт 2011 . Но ближайшее будущее Казахстана, как и всего мира, диктует как основное. нам всем понятия добычи и переработки полезных ископаемых. . месторождения вольфрама Караоба, Северный Катпар, Богуты,.

Вольфрама в Казахстане. Сдерживающим фактором освоения данных месторождений являются низкие. При переработке руды даже в 5-6 млн.

Так, по запасам вольфрамовых, ванадиевых руд республика на сегодня занимает первое. В Казахстане эксплуатируется несколько месторождений железных руд, . техники и технологии работ по добыче и переработке руд.

23 окт 2011 . Но ближайшее будущее Казахстана, как и всего мира, диктует как основное. нам всем понятия добычи и переработки полезных ископаемых. . месторождения вольфрама Караоба, Северный Катпар, Богуты,.

Вольфрама в Казахстане. Сдерживающим фактором освоения данных месторождений являются низкие. При переработке руды даже в 5-6 млн.

Вольфрамовая промышленность: основные виды вольфрамовой продукции, . по добыче и переработке вольфрамовых руд и получению вольфрама. . с 50-х гг. разведаны и освоены вольфрамовые месторождения в Казахстане.

3 фев 2015 . В Казахстане построят ГМК по производству вольфрама и. В Казахстане построят комплекс по переработке молибден-вольфрамовых.

27 мар 2008 . Медный завод проектируется на переработку ежегодно 285 тыс. т медного.. Запасы вольфрама Казахстана сосредоточены в 12.

Так, по запасам вольфрамовых, ванадиевых руд республика на сегодня занимает первое. В Казахстане эксплуатируется несколько месторождений железных руд, . техники и технологии работ по добыче и переработке руд.

26 апр 2015 . По оценке ученых ведущих стран мира Казахстан занимает шестое. ископаемых (алмазы, олово, вольфрам, тантал, ниобий, никель, бор, .. завод Казахстана. Проектная мощность переработки составляет 6,0.

По оценке ученых ведущих стран мира Казахстан занимает шестое место в. 26% меди, 33% свинца и цинка, 38% вольфрама, которыми располагал в том году. составляет 36-37%, а глубина переработки нефти – лишь 48-50%.

26 апр 2015 . По оценке ученых ведущих стран мира Казахстан занимает шестое. ископаемых (алмазы, олово, вольфрам, тантал, ниобий, никель, бор, .. завод Казахстана. Проектная мощность переработки составляет 6,0.

Http://maori. in/descrusher/13569-%D0%BF%D0%B5%D1%80%D0%B5%D1%80%D0%B0%D0%B1%D0%BE%D1%82%D0%BA%D0%B0-%D0%B2%D0%BE%D0%BB%D1%8C%D1%84%D1%80%D0%B0%D0%BC%D0%B0-%D0%B2-%D0%BA%D0%B0%D0%B7%D0%B0%D1%85%D1%81%D1%82%D0%B0%D0%BD%D0%B5.html

Добыча и переработка нефти были и остаются ключевым российской экономики. Он обеспечивает наполняемость бюджета, определяет позицию России на мировом рынке углеводородов, да и просто дает некую уверенность в завтрашнем дне. Ложкой дегтя является неизбежное воздействие на окружающую среду – экологически безопасным процесс нефтедобычи не сделаешь при всем желании.

Но минимизировать наносимый природе ущерб можно, за рубежом такие технологии уже есть. В Россию же они доходят пока в минимальных количествах.

IV международная конференция “Нефтяные и нефтехимические отходы 2018”, организованная CREON Energy, состоялась в Москве 20 марта. “Картина с нефтяными отходами полностью повторяет сценарий с ПНГ, – считает генеральный директор CREON Energy Санджар Тургунов. – Сначала добывающие компании шли по пути наименьшего сопротивления, т. е. попросту сжигали попутный газ. Но потом вмешалось государство и ситуация перевернулась на 180 градусов – ПНГ превратился в ценное нефтехимическое сырье. То же самое мы наблюдаем и сейчас: официально НК признают опасность нефтехимических и буровых отходов и необходимость их переработки. Однако по факту проблема не решается. Что должно сдвинуть ситуацию с мертвой точки – “всплеск сознательности” у самих добывающих компаний или “волшебный пинок” от государства?”

Ежегодно в России образуется около 5 млрд. т промышленных отходов, из них большая часть – около 90% – приходится на отходы при добыче полезных ископаемых. Как сообщил Алексей Книжников, руководитель программы по экологической политике WWF России, объем отходов каждый год немного увеличивается. Но при этом растет и уровень использования и обезвреживания – за 2016 г. этот показатель прибавил 21%. В территориальном разрезе по количеству образуемых отходов при добыче полезных ископаемых лидирует Сибирский ФО – около 70%, там же складируется 80% накопленных отходов. Книжников рассказал, что в стране существует ФЦП “Ликвидация накопленного экологического ущерба” на 2014-2025 гг. При всей ее теоретической полезности по факту эффекта практически нет – происходит постоянный срыв сроков ликвидации и консервации наиболее токсичных объектов. Также рынку не хватает открытости и достоверности всей информации по программе. WWF России считает, что способствовать решению проблемы утилизации нефтяных отходов должен общественный контроль за достоверностью отчетности бизнеса по вопросам отходов.

Другая экологическая организация – «Гринпис России» – представила статистику по количеству аварий на нефтепроводах. Ежегодно в РФ происходит около 25 тыс. инцидентов на нефтяных месторождениях и нефтепроводах, в результате чего в окружающую среду поступает примерно 1,5 млн. т нефти. Это в 2 раза превышает объем нашумевшего разлива нефти в Мексиканском заливе в 2010 г. Такую информацию сообщил Владимир Чупров, руководитель энергетического отдела. По его словам, основная причина аварий – порывы нефтепроводов из-за коррозии. Сейчас износ промысловых трубопроводов, по некоторым оценкам, достигает 60-70%, а процент ежегодной замены часто чисто символический – не более 2%. Это связано с тем, что законодательство РФ не содержит прямых требований к ограничению сроков эксплуатации промысловых нефтепроводов. И компании действуют по принципу “что не запрещено, то разрешено”, зачастую меняя трубы только при появлении серьезных протечек. По статистике же максимальный срок службы трубопроводов с низким риском разгерметизации, как правило, не превышает 20 лет, а в сложных климатических условиях может сокращаться до 5. Владимир Чупров считает, что решение проблемы возможно двумя путями: запретить эксплуатацию нефтепроводов, достигших своего нормативного срока службы, либо же сразу ограничить срок эксплуатации 20 годами. Эксперт высказал свое мнение по поводу озвученного ранее вопроса – кто должен запустить процесс утилизации нефтяных отходов. “На мой взгляд, все очевидно: у наших НК сейчас очень низкие социально-экологические стандарты, – рассуждает Чупров. – Это позволяет им получать сверхприбыли. А государство на экологический аспект закрывает глаза, ведь нефтяники обеспечивают до 40% федерального бюджета. Получается, что ни одной из сторон экология в общем-то не нужна. Я вам больше скажу: если бы не санкции, на нашем рынке были бы еще больше представлены иностранные нефтяные компании, которые тоже хотят дополнительно заработать на этой ситуации”. Докладчик говорит, что прежде всего нужно ужесточить экологические стандарты для НК и повысить их важность для самих компаний: “У нас сейчас есть и технологии, и деньги, и контролирующие органы, и компании, готовые утилизировать нефтяные отходы. А воз и ныне там”. Кроме того, Владимир Чупров считает, что информация по всем нефтеразливам – координаты, контуры и примерные объемы – должна стать прозрачной и доступной.

Далее участники конференции перешли к обсуждению практического опыта работы с нефтяными отходами. Главный специалист управления по ОТ, ПБ и ООС “Зарубежнефти” Михаил Игонин рассказал, что в дочернем предприятии “Зарубежнефть-добыча Харьяга” и “Русьвьетпетро” применяется безамбарное бурение. Отходы бурения поступают с буровой установки в приемный мобильный шламосборник, установленный на площадке. Полученный в результате утилизации инертный наполнитель используется при технической рекультивации буровых амбаров. После окончания строительства скважины производится рекультивация временных шлаконакопителей. Что касается нефтесодержащих отходов, то они утилизируются на комплексной установке по переработке нефтяных шламов. В результате образуются осветленная вода и очищенные нефтепродукты, закачиваемые в систему подготовки нефти, а также отмытый грунт, используемый при рекультивации нарушенных земель (буровых амбаров прошлых лет).

На безамбарную модель бурения планирует перейти “Салым Петролеум Девелопмент” и таким образом снизить объем образования отходов. Об этом сообщила Елена Герасимович, руководитель службы охраны окружающей среды. Летом 2017 г. компания провела эксперимент по определению удельных объемов отходов, получаемых с каждой скважины, а также соотношения в них твердой и жидкой фазы. Было переработано 1,6 тыс. куб. м отходов бурения. На основании итогов эксперимента были приняты ключевые решения в рамках дальнейшего развития проекта по управлению отходами бурения. Это позволило найти возможность в будущем существенно сократить объем отходов с одной скважины. Таким образом, безамбарная модель бурения позволит до 30% снизить общий объем отходов бурения, до 20% уменьшить объем жидких отходов, до 30% сократить размеры кустовых площадок и на 10% оптимизировать затраты на их строительство. Решение о применении оборудования или новой технологии по переработке отходов бурения тоже рассматривается и будет принято после получения одобрения от акционеров.

По сравнению с Европой утилизация нефтяных отходов в России находится в зачаточном состоянии, но определенные подвижки все же есть. Так, СПАСФ “Природа” предлагает предприятиям нефтегазового комплекса услуги, связанные с ликвидацией последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, переработкой нефтяных и буровых шламов. Как рассказал заместитель генерального директора по производству Владимир Балдин, существует несколько технологий переработки буровых отходов в зависимости от типа раствора. Для жидкой фазы отходов бурения это физико-химическая сепарация и выпаривание на установках термического обезвреживания. Для переработки твердой фазы отходов бурения – солидификация, термическое обезвреживание (включая инсинерацию и термодесорбцию), промывка и биоремедиация. На комплексной установке по переработке буровых шламов по итогам 2017 г. переработано 27 тыс. куб. м жидкой фазы отходов бурения. За 2009-2017 гг. этот объем составил более 230 тыс. куб. м. Методом солидификации за 2001-2017 гг. переработано более 236 тыс. куб. м твердой фазы отходов бурения. Сейчас СПАСФ “Природа” совместно с GEO Environmental Remediation проводит опытно-промышленные испытания технологии низкотемпературной термодесорбции на установке контейнерного типа в целях очистки почв, грунтов, загрязненных нефтяными углеводородами, кека центрифугальных установок и бурового шлама на углеводородной основе. В сентябре 2017 г. были проведены первичные испытания. В настоящее время проводится доработка установки, в апреле 2018 г. запланирован ее пуск в эксплуатацию. Данная технология позволит перерабатывать буровые шламы на углеводородной основе и кек центрифугальных установок до значений остаточного содержания нефтепродуктов не более 1000 мг/кг, что в десятки раз ниже требований, установленных в Республике Коми и Ненецком автономном округе.

Новую разработку компании “Экрос-Инжиниринг” представил начальник инженерно-технологического отдела компании Алексей Петухов. В частности, создан мобильный комплекс переработки нефтешламов непосредственно на месте их образования. Производительность мобильной установки – 10 куб. м/ч для жидких и 6 т/ч для твердых нефтешламов. Она может в течение 48 часов быть развернута на полигонах и местах аварийных разливов нефтепродуктов и предназначена для работы с нефтешламами практически любого состава. В результате переработки получается пригодный для дальнейшего использования нефтепродукт (печное топливо) и грунт, не представляющий опасности для окружающей среды и пригодный для рекультивации земель. Докладчик сообщил, что комплекс уже прошел экологическую экспертизу.

Итак, какие же полезные продукты можно получить из такого “неполезного” на первый взгляд сырья, как отходы бурения? Один из вариантов – искусственный камень. Ежегодно в России образуется около 4 млн. куб. м отходов бурения, раньше компании не задумывались об их рациональном использовании. На рынке есть всего два решения: перемешивание отходов с цементом и добавками или их сжигание. В результате по факту никакой полезный продукт не производится. Компания “Новая Металлургия” предлагает клиентам переработку отходов бурения в искусственный камень. Об этом рассказал генеральный директор Антон Машкин. Клиентам предлагается модульный комплекс, который в течение двух недель может быть адаптирован под любое месторождение. Полученный искусственный камень может использоваться как замена щебню при отсыпке оснований кустовых площадок и внутрипромысловых дорог, а также бетонировании различных объектов. При этом сырьевая смесь брикетируется на прессе для получения камня заданного размера и качества.

Как показывает практика, нефтяные и буровые отходы могут считаться и “продуктом на выброс”, и сырьем – все зависит от отношения, а главное – желания их полезно использовать. Директор “Химической технологической компании” Леонид Родин рассказал о возможностях переработки флекси-газа (это отходящий газ нефтепереработки, полученный при паро-воздушной газификации нефтяного кокса). Из него можно получать сразу два ценных продукта – водород и метанол. По словам докладчика, потенциальная мощность по водороду составляет 528 млн. куб. м/год, по метанолу – 330 тыс. т/год метанола-ректификата при потребление 2.6 млрд. куб. м флекси-газа.

Руководитель экспертной группы НТС при Минпромторге России Сергей Остах поделился информацией об опыте внедрения наилучших доступных технологий (НДТ) обезвреживания и утилизации нефтесодержащих отходов. Три года назад бюро по НДТ начало формировать технические рабочие группы по систематизации анкетирования предприятий, написанию системных документов, в т. ч. информационно-технического справочника. Докладчик подчеркнул, что технологий по утилизации отходов, которые работали бы в широких масштабах, сейчас очень мало, практически единицы. Остах выделил два главных тренда в утилизации нефтяных отходов. Первый – переориентация предприятий на интеграцию технологических линий. В Европе уже используется такой опыт, в РФ же пока есть только один пример – завод “Сургутнефтегаза” в Киришах. Второй тренд – все более широкое использование мобильных комплексов для переработки нефтяных и буровых отходов.

Технологий утилизации много, однако зачастую держатся они, что называется, “на голом энтузиазме” – и разработка, и внедрение требует значительных средств. Банковский кредит не всегда выгоден игрокам рынка. В этой ситуации выходом может стать взаимодействие с инвестиционным фондом.

Как рассказал директор по развитию бизнеса, маркетинга и коммуникаций CREON Capital Флориан Виллерсхаузен, сегмент нефтяных отходов в РФ является весьма привлекательным для инвесторов, т. к. освоен еще мало, но имеет серьезный потенциал. Например, в Германии широко распространена переработка нефтяных отходов в лубриканты. В стране работают 28 заводов общей мощностью 1.3 млн. т/год, потребление же в странах ЕС составляет более 6 млн. т ежегодно. Подобные проекты вполне можно реализовать и в России, считает Виллерсхаузен, CREON Capital готов выступать соинвестором. В целом фонд вкладывает деньги в проекты на начальной стадии, а также растущие и сформировавшиеся компании на территории России и стран СНГ. Он был открыт в 2016 г., совокупный объем вложений – около 100 млн. евро. Виллерсхаузен подчеркнул, что инвестиции идут в основной капитал проектов. Также эксперты фонда готовы оказать содействие в привлечении и структурировании проектного финансирования. Партнерами финансовой организации являются Caceis Bank Luxembourg S. A., Ernst & Young S. A., Arendt & Medernach S. A. и группа CREON. (Rcc/Химия Украины и мира)

Http://ukrchem. dp. ua/2018/04/17/rossiya-iv-mezhdunarodnaya-konferenciya-neftyanye-i-nefteximicheskie-otxody-2018.html

Добавить комментарий