Нефтеперерабатывающий завод

(Oil Refinery)

НПЗ - это промышленное перерабатывающее нефть

Нефтеперерабатывающий завод - промышленное предприятие по переработке нефти и нефтепродуктов

Топливный профиль НПЗ Топливно-масляный профиль НПЗ Топливно-нефтехимический профиль НПЗ Подготовка сырья для процесса каталитического крекинга на НПЗ Крекинг нефти на НПЗ Каталитический на НПЗ Гидроочистка нефтепродуктов Подземная закачка газа Процесс Клауса Схема процесса Клауса Окислительные процессы в процессе Клауса

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это, определение

нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) (Oil Refinery) — это промышленное предприятие , основной функцией которого является нефтепереработка в , авиационный , дизтопливо, смазочные масла, смазки, битумы, нефтяной кокс, сырьё для нефтехимии. Производственный цикл НПЗ обычно состоит из подготовки сырья, первичной перегонки черного золота и вторичной переработки нефтяных фракций: каталитического крекинга , каталитического риформинга, коксования, висбрекинга, гидрокрекинга, гидроочистки и смешения компонентов готовых нефтепродуктов.

Основные виды продукции НПЗ на сегодняшний день - это бензин , дизтопливо , керосин , мазут .

Заворды по переработке нефти (НПЗ) представляют собой совокупность нефтетехнологических установок, а также вспомогательных и обслуживающих служб, обеспечивающих нормальное функционирование предприятия и производства нефтепродуктов. На НПЗ производят нефтепродукты и для нефтехимии, а в последние годы также товары народного потребления. Основными характеристиками НПЗ являются: мощность переработки, выпускаемой продукции и глубина переработки нефти .

Мощность переработки. Современные нефтеперерабатывающие предприятия характеризуются большой мощностью как предприятия в целом (исчисляемой миллионами тонн в год), так и технологических процессов. Мощность НПЗ зависит от многих факторов, прежде всего от потребности в нефтепродуктах экономического района их потребления, наличия ресурсов сырья и энергии, дальности транспортных перевозок и близости соседних аналогичных предприятий. Наряду с заводами, перерабатывающими 5-15 млн. тонн черного золота в год, имеются заводы-гиганты, перерабатывающие 20-25 млн. тонн в год, и небольшие заводы, перерабатывающие 3-5 млн. тонн в год.

Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов. Ассортимент выпускаемых нефтепродуктов, как правило, насчитывает около сотни наименований. В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля, НПЗ топливно-масляного профиля, НПЗ топливно-нефтехимического профиля (нефтехимкомбинаты), НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля. Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший потребления. Комплексная переработка нефтяного сырья (то есть топливно-масляно-нефтехимическая) по сравнению с узкоспециализированной переработкой, например, чисто топливной, более эффективна.

Характеристика нефтеперерабатывающих заводов

Заворды по переработке нефти характеризуются по варианту переработки нефти и ее глубине. На этапе проектирования НПЗ, вторая группа показателей определяет выбор тех или иных технологий для получения соответствующей товарной продукции.Варианты переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.Глубина переработки нефти - выход нефтепродуктов в расчете на нефть , в % по массе за минусом топочного мазута и газа.

Профили нефтеперерабатывающих заводов

На сегодняшний день границы между профилями стираются, предприятия становятся более универсальными. Например, наличие каталитического крекинга на НПЗ позволяет наладить производство полипропилена из пропилена, который получается в значительных количествах при крекинге, как побочный товар .

В российской нефтеперерабатывающей промышленности выделяют три профиля заводов по переработке нефти, в зависимости от схемы нефтепереработки: топливный, топливно-масляный, топливно-нефтехимический.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Топливный профиль НПЗ

На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку черного золота, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

Примеры НПЗ: МНПЗ, Ачинский НПЗ и т. д.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Набор установок включает в себя: обязательно — перегонку черного золота, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.На НПЗ топливного профиля основной продукцией являются различные виды топлива и углеродных материалов: моторное топливо, мазуты, горючие газы, битумы, нефтяной кокс и т. д.Обессоленная с ЭЛОУ поступает на установку атмосферно-вакуумной перегонки черного золота, которая на российских НПЗ обозначается аббревиатурой АВТ - атмосферно-вакуумная трубчатка. Такое название обусловлено тем, что нагрев сырья перед разделением его на фракции, осуществляется в змеевиках трубчатых печей за счет тепла сжигания топлива и тепла дымовых газов.

АВТ разделена на два блока - атмосферной и вакуумной перегонки.

1. Атмосферная перегонка

Атмосферная перегонка предназначена для отбора светлых нефтяных фракций - бензиновой, керосиновой и дизельных, выкипающих до 360°С, потенциальный выход которых составляет 45-60% на нефть. Остаток атмосферной перегонки - мазут .

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Перегонка нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Подготовленная на ЭЛОУ нефть после удаления солей и воды поступает на установки первичной перегонки для разделения на дистиллятные фракции, мазут и гудрон. Полученные фракции и остаток, как правило, не соответствуют требованиям ГОСТ на товарные н/п, поэтому для их облагораживания, а также углубления нефтепереработки продукты, полученные на установках АТ и АВТ, используются в качестве сырья вторичных (деструктивных) процессов.

Технология первичной перегонки черного золота имеет целый ряд принципиальных особенностей, обусловленных природой сырья и требованиями к получаемым продуктам. Нефть как сырье для перегонки обладает следующими свойствами:

Имеет непрерывный характер выкипания,

Невысокую термическую стабильность тяжелых фракций и остатков, содержащих значительное количество сложных малолетучих смолистоасфальтеновых и серо-, азот- и металлоорганических соединений, резко ухудшающих эксплуатационные свойства н/п и затрудняющих последующую их переработку. Поскольку температура термической стабильности тяжелых фракций примерно соответствует температурной границе деления черного золота между дизтопливом и мазутом по кривой ИТК, первичную перегонку черного золота до мазута проводят обычно при атмосферном давлении, а перегонку мазута в вакууме. Также этот выбор обусловлен не только термической стабильностью тяжелых фракций черного золота, но и технико-экономическими показателями процесса разделения в целом. В некоторых случаях температурная деления черного золота определяется требованиями к качеству остатка, так, например, при перегонке черного золота с получением котельного топлива температурная граница деления проходит около 300 0С, т.е. примерно половина фракции дизтоплива отбирается с мазутом для получения котельного топлива.

В последние годы для расширения ресурсов дизтоплива, а также сырья каталитического крекинга - наиболее важного и освоенного процесса, углубляющего нефтепереработку - на установках АТ и АВТ осуществляется все более глубокий отбор дизельной фракции и вакуумного газойля соответственно, а для получения котельного топлива заданной вязкости используется процесс висбрекинга тяжелого остатка вакуумной перегонки. Таким образом, вопрос обоснования и выбора температурной границы деления черного золота зависит от вариантов технологических схем переработки мазута и вариантов нефтепереработки в целом. Обычно перегонку черного золота и мазута ведут соответственно при атмосферном давлении и в вакууме при максимальной (без крекинга) температуре нагрева сырья с отпариванием легких фракций водяных паром. Сложный состав остатков перегонки требует также компании четкого отделения от них дистиллятных фракций, в том числе и высокоэффективной сепарации фаз при однократном испарении сырья. Для этого устанавливают отбойные элементы, что и позволяет избежать уноса капель паровым потоком.

Рис. Принципиальные схемы атмосферной колонны для перегонки черного золота (а) и вакуумной колонны для перегон­ки мазута (б):

1 — секция питания; 2 — сепарационная секция; 3— сложная колонна; 4—боковые отпарные секции; 5—нижняя отпарная секция;

Нефть, нагретая в печи, поступает в секцию питания 1 сложной ко­лонны 3, где происходит однократное ее испарение с отделением в сепарационной секции 2 паров дистиллятной фракции от мазута. Пары, поднимаясь из секции питания навстречу флегме орошения, разделяются ректификацией на целевые фракции, а из мазута за счет отпаривания водяным паром в нижней отпарной секции 5 выделяются легкокипящие фракции. Отпаривание легкокипящих фракций боковых погонов производят в боковых отпарных секциях (колоннах) 4 водяным паром или «глухим» подогревом. Орошение в сложной колонне 3 создается конденсацией паров в верху колонны и в промежуточных ее сечениях. Аналогичным образом организуется и процесс разделения мазута в вакуумной колонне.Эффективная сепарация фаз в секции питания сложной колонны достигается установкой специальных сепараторов жидкости и промывкой потока паров стекающей жидкостью. Для этого режим работы колонны подбирают таким образом, чтобы с нижней сепарационной секции сложной колонны в нижнюю отпарную секцию стекала флегма Fn, количество которой обусловлено определенным избытком однократного испарения. Если принять затрата избытка однократного испарения равным Fn = (0,05-0,07)F, то доля отгона сырья должна быть на величину Fn больше отбора дистиллятной фракции.При правильной фирмы промывки отбойников и сепарации фаз после однократного испарения тяжелая дистиллятная фракция содержит незначительное количество смолистоасфальтеновых, сернистых и металлоорганических соединений.Используемые в промышленности ректификационные колонны позволяют обеспечить требуемую степень разделения дистиллятных фракций при оптимальных издержках тепла, необходимого для таких энергоемких процессов, как первичная перегонка черного золота и мазута.

Классификация установок первичной перегонки нефти на НПЗ

Технологические схемы установок первичной перегонки черного золота обычно выбираются для определенного варианта нефтепереработки:

Топливного,

Топливно-масляного.

При неглубокой нефтепереработке по топливному варианту перегонка ее осуществляется на установках АТ (атмосферных трубчатках); при глубокой переработке - на установках АВТ (атмосферно-вакуумных трубчатках) топливного варианта и при переработке по масляному варианту - на установках АВТ масляного варианта. В зависимости от варианта нефтепереработки получают различный топливных и масляных фракций, а на установках АТ при неглубоком топливном варианте получают компоненты моторных топлив и в остатке мазут (котельное топливо). По глубокому топливному варианту на атмосферном блоке получа­ют бензиновые, керосиновые и дизельные фракции, а мазут подвергают дальнейшей переработке на блоках вакуумной перегонки с выделением широкой дистиллятной фракции и гудрона с последующим их крекиро­ванием.При топливно-масляном варианте нефтепереработки и наличии на заводе установок каталитического крекинга и АВТ большой единичной мощности целесообразно использование комбинированной технологи­ческой схемы установки первичной перегонки черного золота, обеспечивающей одновременное или раздельное получение из черного золота наряду с топливны­ми фракциями широкой и узких масляных фракций. Принципиальные технологические схемы таких установок приведены на рис. По данной схеме нефтепереработка осуществляется в три ступени: атмосферная перегонка с получением топливных фракций и мазута, ва­куумная перегонка мазута с получением узких масляных фракций и гудрона и вакуумная перегонка смеси мазута и гудрона, или с получе­нием широкой масляной фракции и утяжеленного остатка, используемого для производства гудрона.

Рис. 2. Принципиальные схемы установок первичной перегонки черного золота по топливному ва­рианту неглубокой переработки АТ (а), топливному варианту глубокой переработки АВТ (б) и топливно-масляному варианту (в):

1 — атмосферная колонна; 2—отпарная секция; 3— вакуумная колонна;

I—нефть; II—легкий бензин; III—углеводородный газ; IV—тяжелый

бензин; V—водяной пар; VI—керосин ; VII—легкое дизтопливо; VIII—тяжелое дизтопливо; IX— мазут; X—неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздающую систему; XI— широкая масляная фракция; XII— гудрон; XIII — легкий масляный дистиллят ; XIV—средний масляный ; XV— тяжелый масляный дистиллят.

Применение двух ступеней вакуумной перегонки с одновременным или раздельным получением широкой и узких масляных фракций придает установкам АВТ значительную технологическую гибкость.Установка АВТ, комбинированная с обезвоживанием и обессоливанием черного золота, с двухступенчатой вакуумной перегонкой показана на рис. 3.

Рис. 3. Комбинированная схема установки АВТ:

1 — электродегидратор; 2 — колонна стабилизации; 3—атмосферная колонна;

4 - отпарная сек­ция; 5—вакуумная колонна I ступени; 6—вакуумная колонна II ступени;

1—нефть; II — легкий стабильный бензин; III—сжиженный газ; IV—углеводородный газ; V— тяжелый бензин; VI—водяной пар; VII— ; VIII- легкое дизтопливо; IX—тяже­лое дизтопливо; X—легкий вакуумный газойль; XI — неконденсируемые газы и водяной пар в вакуумсоздаюшую систему; XII — легкий масляный дистиллят; XIII— средний масляный дистиллят; XIV- тяжелый масляный дистиллят; XV— гудрон (на деасфальтизацию); XVI— широ­кая масляная фракция; XVII—утяжеленный гудрон (асфальт).

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Продукты первичной перегонки нефти на НПЗ

В зависимости от состава черного золота, варианта ее переработки и особых требований к топливным и масляным фракциям состав продуктов уста­новок первичной перегонки черного золота может быть различным. Так, при переработке типовых восточных нефтей получают следующие фракции (с условными пределами выкипания по преимущественному содержа­нию целевых компонентов): бензиновые н.к. — 140 (180) 0С, керосиновые 140 (180)—240 °С, дизельные 240—350 0С, вакуумный дистиллят (га­зойль) 350—490 °С (500 °С) или узкие вакуумные масляные погоны 350—400, 400—450 и 450—500 0С, тяжелый остаток > 500 °С — гудрон.Выход топливных и масляных фракций зависит в первую очередь от состава черного золота, т. е. от потенциального содержания целевых фракций в нефтях. В качестве примера в табл. 8.1 приведены данные по выходу топливных и масляных фракций из ромашкинской и самотлорской нефтей, различающихся потенциальным содержанием топливных фракций — содержание фракций до 350 °С в этих нефтях составляет около 46 и 50 % (мае.) соответственно (табл. 8.1).Рассмотрим направления использования продуктов первичной пе­регонки черного золота и мазута.Углеводородный газ состоит в основном из пропана и бутана. Пропан-бутановая фракция используется как сырье газофракционирующей установки для выделения из нее индивидуальных углеводородов, полу­чения бытового топлива. В зависимости от технологического режима и аппаратурного оформления первичной перегонки черного золота пропан-бута-новая фракция может получаться в сжиженном или газообразном со­стоянии.Бензиновая фракция н.к. -180 °С используется как сырье установки вторичной перегонки бензинов (вторичной ректификации).Керосиновая фракция 120—240 0С после очистки или облагоражива­ния используется как реактивное топливо; фракция 150—300 0С - как осветительный керосин или компонент дизтоплива. Фракция дизтоплива 180—350 °С после очистки используется в качестве дизтоплива; возможно получение компонентов лег­кого (зимнего) и тяжелого (летнего) дизтоплива соответствую­щего фракционного состава, например 180—240 и 240—350 °С. Фрак­ция 200—220 °С парафинистых нефтей используется как сырье для про­изводства жидких парафинов — основы для получения синтетических моющих средств.Атмосферный газойль 330—360 °С — затемненный товар, получает­ся на установке АВТ, работающей по топливному варианту; используется в смеси с вакуумным газойлем в качестве сырья установки катали­тического крекинга. — остаток первичной перегонки черного золота; облегченный мазут (> 330 °С) может использоваться в качестве котельного топлива, утяже­ленный мазут (> 360 °С) - как сырье для последующей переработки на масляные фракции до гудрона. В настоящее время мазут может исполь­зоваться также как сырье установок каталитического крекинга или гид­рокрекинга (ранее применялся в качестве сырья установок термическо­го крекинга).Широкая масляная фракция (вакуумный газойль) 350—500° или 350— 550 °С используется как сырье установки каталитического крекинга и гидрокрекинга.Узкие масляные фракции 350—400, 400—450 и 450—500 0С после со­ответствующей очистки от сернистых соединений, полициклических ароматических и нормальных парафиновых углеводородов используют­ся для производства смазочных масел.Гудрон — остаток вакуумной перегонки мазута — подвергается даль­нейшей переработке с целью получения остаточных масел, кокса и (или) битума, а также котельного топлива путем снижения вязкости на установках висбрекинга.

Комбинированная установка первичной переработки нефти на НПЗ

В большинстве случаев атмосферная перегонка черного золота и вакуумная перегонка мазута проводятся на одной установке АВТ, которая часто комбинируется с ЭЛОУ, а иногда и с блоком вторичной перегонки бен­зина. Типовые мощности отечественных установок первичной перера­ботки черного золота 2, 3, 4, 6 млн т/год.Ниже приводится описание работы комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ с секцией вторичной перегонки бензиновой фракции.Установка рассчитана на переработку нестабильной черного золота типа ромашкинской и отбор фракций н. к. — 62, 62—140, 140—180, 180—220 (240), 220 (240)-280, 280-350, 350-500 °С (остаток-гудрон). Исход­ное сырье, поступающее на установку, содержит 100—300 мг/л солей и до 2 % (мае.) воды. Содержание низкокипящих углеводородных газов в черного золота достигает 2,5 % (мае.) на нефть. На установке принята двухсту­пенчатая схема электрообессоливания, позволяющая снизить содержа­ние солей до 3—5 мг/л и воды до 0,1 % (мае.). Технологическая схема установки предусматривает двукратное испарение черного золота. Головные фракции из первой ректификационной колонны и основной ректифи­кационной колонны вследствие близкого фракционного состава полу­чаемых из них продуктов объединяются и совместно направляются на стабилизацию. Бензиновая фракция н. к. — 180 °С после стабилизации направляется на вторичную перегонку для выделения фракций н. к. — 62, 62—140 и 140—180 °С. Блок защелачивания предназначается для щелочной очистки фракций н. к. — 62 (компонент автобензина) и 140— 220 °С (компонент топлива ТС-1). Фракция 140—220 °С промывается водой, а затем осушается в электроразделителях.Сырая нефть (рис. 8.17) прокачивается насосами двумя потоками через теплообменники, где нагревается до 160 °С за счет регенерации тепла горячих нефтепродуктов, и направляется двумя параллельными потоками в электродегидраторы 3. На прием сырьевых насосов подает­ся щелочной раствор и деэмульгатор. В электрическом поле высокого напряжения эмульсия разрушается и вода отделяется от черного золота. Электродегидраторы рассчитаны на работу при 145—160 °С и давлении 1,4— 1,6 МПа. Обессоленная и обезвоженная нефть двумя потоками допол­нительно нагревается в теплообменниках до 210—250 °С и направляется в первую ректификационную колонну 6. С верха колонны головной погон в паровой фазе отводится в конденсаторы-холодильники воз­душного охлаждения и после доохлаждения в водяном холодильнике до 30—35 °С поступает в емкость 4. Тепловой режим в колонне б под­держивается «горячей» струей, поступающей из печи 75 с температу­рой 340 0С.

Рис.5 Принципиальная схема комбинированной установки ЭЛОУ-АВТ

производитель­ностью 6 млн т/год сернистой черного золота:

1 — насосы; 2 —теплообменники; 3—электродегидраторы; 4— емкости; 5—конденсаторы-холо­дильники; 6— первая ректификационная колонна; 7—основная ректификационная колонна; 8— отпарные колонны; 9 — фракционирующий абсорбер; 10— стабилизатор; 11, 12 — фракцио­нирующие колонны вторичной перегонки бензина; 13— вакуумная колонна; 14 — вакуумсоздающее устройство; 15—печи;

I—сырая нефть; II—обессоленная нефть; III— V—компоненты светлых нефтепродуктов; VI, VII— узкие бензиновые фракции (н.к. — 62 °С и 85— 120 °С соответственно); VIII — продукты разложения; IX— дистилляты вакуумной колонны; X—острый водяной пар; XI—гудрон; XII— бензольная фракция (62—85 °С); XIII — тяжелая фракция бензина (выше 120 °С); XIV— су­хой газ; XV— жирный газ

Остаток первой ректификационной колонны 6— полуотбензиненная нефть — нагревается в печи атмосферного блока установки до 360 °С и поступает в основную ректификационную колонну 7, вверху которой поддерживается давление 0,15 МПа. В этой колонне применя­ются верхнее острое и два циркуляционных орошения. С верха колон­ны выходят пары фракции 85— 180°С и водяной пар, которые направ­ляются в конденсаторы-холодильники. Конденсат при 30—35 0С пода­ется в емкость. Из основной ректификационной колонны 7 в виде бо­ковых погонов через соответствующие отпарные колонны 8 выводят фракции 180-220 °С (III), 220-280 °С (IV) и 280-350 0C (V).Фракции 85—180°С и 180—220 °С защелачивают. Фракции 220— 280 °С и 280—350 0С после охлаждения до 60 °С направляют в резервуа­ры. Мазут (нижний товар основной ректификационной колонны) подается в печь 75 вакуумного блока установки, где нагревается до 410 °С, и с этой температурой проходит в вакуумную колонну 13.Получаемая в вакуумной колонне верхняя боковая фракция до 350 °С подается в основную ректификационную колонну 7. Из вакуум­ной колонны в виде бокового погона отводится фракция 350—500 0С. В этой колонне обычно применяется одно промежуточное циркуляцион­ное орошение. Гудрон с низа вакуумной колонны прокачивается через теплообменники и холодильники и при 90 °С направляется в промежу­точные резервуары.На установке применяются в основном аппараты воздушного ох­лаждения, что способствует сокращению затраты воды.

На установке предусмотрена возможность работы без блока вакуум­ной перегонки. В этом случае мазут с низа ректификационной колонны 7 прокачивается через теплообменники и холодильники, где охлаждает­ся до 90 °С, и направляется в резервуарный парк.Широкая бензиновая фракция н.к. — 180 °С после нагрева до 170 °С поступает в абсорбер 9. После отделения в абсорбере сухих газов (XIV) нижний поток направляется в стабилизатор 10. В абсорбере и стабили­заторе поддерживается давление 1,2МПа. В стабилизаторе 10 нижний товар абсорбера разделяется на два потока: верхний (до 85 °С) и ниж­ний (выше 85 °С). В колонне 77 верхний поток разделяется на узкие фракции VI (н.к. — 62 °С) и XII (62—85 °С). Нижний поток из стабили­затора направляется в колонну 72, в которой разделяется на фракцию VII (85—120 °С) и XIII (120—180 °С). Тепловой режим абсорбера регули­руется подачей флегмы, которая прокачивается через печь и в паровой фазе возвращается в низ абсорбера.Установка может работать с выключенным блоком вторичной пере­гонки. В этом случае стабильный бензин с низа стабилизатора 10 на­правляется в теплообменник, откуда поток через холодильник поступа­ет на защелачивание и далее в резервуарный парк.Для удаления следов воды фракцию 140—250 °С осушают в электроразделителях. На 1т перерабатываемой черного золота расходуется 3,5—4м3 воды, 1,1 кг водяного пара, 27—33 кг топлива. На установке рационально использу­ется тепловая энергия вторичных источников. За счет утилизации тепла горячих потоков производится около 35 т/ч пара высокого давления. В начале установка была запроектирована без блока ЭЛОУ, в процессе эксплуатации она была дооборудована этим узлом. На ряде нефтепе­рерабатывающих заводов производительность установки в результате дооборудования дополнительными аппаратами и сооружениями пре­высила проектную — 6 млн т/год и достиглГ 7—8 млн т/год.Материальный баланс установки производительностью 6 млн т/год (для черного золота типа ромашкинской) характеризуется данными табл. Полученные при первичной перегонке черного золота продукты не являются товарными и направляются на облагораживание (гидроочистка, депарафинизация) или на дальнейшую переработку путем деструктивных вторичных процессов. Эти процессы обеспечивают получение ценных компонентов топлива и мономеров для нефтехимического синтеза, уг­лубление нефтепереработки, а также более широкого ассортимента продукции НПЗ.Ко вторичным деструктивным процессам относятся изомеризация, риформинг, термический и каталитический крекинг, гидрокрекинг, коксование, окисление гудрона в битумы. По масляному варианту со­ответствующие узкие фракции вакуумного газойля и гудрон направля­ются на последовательные процессы очистки и приготовления продукт­ных масел.

Таким образом, являясь головным процессом НПЗ как топливного, масляного, так и нефтехимического профиля, первичная перегонка не­фти обеспечивает сырьем все установки завода. От качества разделения черного золота — полноты отбора фракций от потенциала и четкости разделе­ния — зависят технологические параметры и результаты работы всех последующих процессов и в конечном итоге общий материальный ба­ланс завода и качество товарных нефтепродуктов.

Крекинг нефти на НПЗ

Кре́кинг (англ. Cracking, расщепление) — высокотемпературная нефтепереработка и её фракций с целью получения, как правило, продуктов меньшей молекулярной массы — моторных топлив, смазочных масел и т. п., а также сырья для химической и нефтехимической промышленности . Крекинг протекает с разрывом связей С—С и образованием свободных радикалов или карбанионов. Одновременно с разрывом связей С—С происходит дегидрирование, изомеризация, полимеризация и конденсация как промежуточных, так и исходных веществ. В результате последних двух процессов образуются т. н. крекинг-остаток (фракция с температурой кипения более 350 °C) и нефтяной кокс.

Первая в мире промышленная установка непрерывного термического крекинга черного золота была создана и запатентована инженером В. Г. Шуховым и его помощником С. П. Гавриловым в 1891 году ( единой Руси № 12926 от 27 ноября 1891 года). Была сделана экспериментальная установка. Научные и инженерные решения В. Г. Шухова повторены У. Бартоном при сооружении первой промышленной установки в США в 1915—1918 годах. Первые отечественные промышленные установки крекинга построены В. Г. Шуховым в 1934 году на заводе «Советский крекинг» в Баку.

Крекинг проводят нагреванием нефтяного сырья или одновременным воздействием на него высокой температуры и катализаторов.

В первом случае процесс применяют для получения бензинов (низкооктановые компоненты автомобильных топлив) и газойлевых (компоненты флотских мазутов, газотурбинных и печных топлив) фракций, высокоароматизированного нефтяного сырья в производстве технического углерода (сажи), а также альфа-олефинов (термический крекинг); котельных, а также автомобильных и дизельных топлив (висбрекинг); нефтяного кокса, а также углеводородных газов, бензинов и керосино-газойлевых фракций; этилена, пропилена, а также ароматических углеводородов (пиролиз нефтяного сырья).

Во втором случае процесс используют для получения базовых компонентов высокооктановых бензинов, газойлей, углеводородных газов (каталитический крекинг); бензиновых фракций, реактивных и дизельных топлив, нефтяных масел, а также сырья для процессов пиролиза нефтяных фракций и каталитического риформинга (гидрокрекинг).

Используют также др. виды пиролитического расщепления сырья, например процесс получения этилена и ацетилена действием электрического разряда в метане (электрокрекинг), осуществляемый при 1000—1300 °C и 0,14 МПа в течение 0,01—0,1 с.

Крекинг используют для повышения октанового числа бензина (увеличения массовой доли C8H18).

В ходе каталитического крекинга протекают также процессы изомеризации алканов.

Вторичная нефтепереработка проводится путём термического или химического каталитического расщепления продуктов первичной нефтеперегонки для получения большего количества бензиновых фракций, а также сырья для последующего получения ароматических углеводородов — бензола, толуола и других. Одна из самых распространенных технологий этого цикла — крекинг (англ. Cracking — расщепление).

В 1891 году инженеры В. Г. Шухов и С. П. Гаврилов предложили первую в мире промышленную установку для непрерывной реализации термического крекинг-процесса: трубчатый реактор непрерывного действия, где по трубам осуществляется принудительная циркуляция мазута или другого тяжелого нефтяного сырья, а в межтрубное пространство подаются нагретые топочные газы. Выход светлых составляющих при крекинг-процессе, из которых затем можно приготовить бензин, керосин, дизтопливо составляет от 40-45 до 55-60 %. Крекинг-процесс позволяет производить из мазута компоненты для производства смазочных масел.

Каталитический крекинг был открыт в 30-е годы XX века. отбирает из сырья и сорбирует на себе прежде всего те молекулы, которые способны достаточно легко дегидрироваться (отдавать водород). Образующиеся при этом непредельные углеводороды, обладая повышенной адсорбционной способностью, вступают в связь с активными центрами катализатора. Происходит полимеризация углеводородов, появляются смолы и кокс. Высвобождающийся водород принимает активное участие в реакциях гидрокрекинга, изомеризации и др.. крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизтоплива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Каталитический крекинг на НПЗ

Каталитический крекинг — процесс каталитического деструктивного превращения тяжелых дистиллятных нефтяных фракций в моторные топлива и сырье для нефтехимии, производства технического углерода и кокса. Процесс протекает в присутствии алюмосиликатных катализаторов при температуре 450— 530 °С и давлении 0,07—0,3 МПа.

Механизм большинства реакций каталитического крекинга удовлетворительно объясняется в рамках цепной карбкатионной теории. В условиях каталитического крекинга карбкатионы могут существовать только в виде ионных пар карбкатион — отрицательно заряженный активный центр поверхности.

Химические основы процесса. Сущность процессов, протекающих при каталитическом крекинге, заключается в следующих реакциях:

1) расщепление высокомолекулярных углеводородов (собственно крекинг);

2) изомеризация;

3) дегидрирование циклоалканов в арены.

Деструкция тяжелого нефтяного сырья вызывает образование дополнительного количества светлых моторных топлив, наибольшее значение из которых имеет бензин. Реализация всех трех типов реакций приводит к повышению октанового числа бензина: при одинаковой структуре октановые числа углеводородов возрастают с уменьшением молекулярной массы; октановые числа изоалканов выше, чем алканов нормального строения, а аренов — выше, чем циклоалканов и алканов.

Превращения алканов. Алканы в условиях каталитического крекинга подвергаются изомеризации и распаду на алканы и алкены меньшей молекулярной массы.

Первая стадия цепного процесса — зарождение цепи — может происходить двумя способами.

При первом способе часть молекул алканов подвергается

Вначале термическому крекингу. Образующиеся алкены отрывают протоны от катализатора и превращаются в карбкатионы.

По второму способу образование карбкатиоиа возможно непосредственно из алкана путем отщепления гидрид-иона под действием протонного центра или апротонного катализатора:

Ввиду того, что отрыв гидрид-иона от третичного углеродного атома требует меньших издержек энергии, чем от вторичного и первичного, изоалканы крекируются значительно быстрее, чем алканы нормального строения.Реакции развития цепи включают все возможные в данных условиях реакции карбкатионов. Например, если на первой стадии процесса образовался первичный карбкатион С7Н15, то наиболее вероятным направлением его превращения будет изомеризация в более устойчивые вторичную и третичную структуры. Теплота, выделяющаяся при изомеризации, может быть затрачена на расщепление нового иона. Таким образом, процесс превращения карбкатиона С7Н15 состоит в последовательно-параллельном чередовании реакций изомеризации и р-распада. Так как распад алкильных карбкатионов с образованием первичных и вторичных ионов Ci—Сз происходит значительно труднее, чем с образованием третичных ионов с большим числом атомов углерода, то скорость каталитического крекинга алканов возрастает с удлинением цепи. Например, при крекинге в одинаковых условиях степень превращения С5Н12 составляет 1 %; C7H16 —3 %; С12Н24— 18 %; C16H34 —42 %. Легкость (низкая эндотермичность) распада ионов с отщеплением третичных карбкатионов приводит к накоплению изоструктур в продуктах распада алканов, содержащих 7 и более атомов углерода. Выделяющиеся низкомолекулярные карбкатионы после изомеризации отрывают гидрид-ион от молекулы исходного углеводорода, и весь цикл реакций повторяется. Обрыв цепи происходит при встрече карбкатиона с анионом катализатора.

Скорость каталитического крекинга алканов на 1—2 порядка выше скорости их термического крекинга.

Превращения циклоалканов. Скорость каталитического крекинга циклоалканов близка к скорости крекинга алканов с равным числом атомов углерода. Основными реакциями циклоалканов являются: раскрытие кольца с образованием алкенов и диенов; дегидрирование, ведущее к образованию аренов; изомеризация циклов и боковых цепей.

Стадия инициирования — возникновения карбкатионов — для насыщенных углеводородов циклического и ациклического строения протекает одинаково.

Образовавшиеся карбкатионы отрывают гидрид-ион от молекул циклоалканов. Отщепление гидрид-иона от третичного углеродного атома протекает легче, чем от вторичного, следовательно, глубина крекинга возрастает с увеличением числа заместителей в кольце.

Неоструктуры (1,1-диметилциклогексан) отщепляют гидрид-ион от вторичного углерода, поэтому степень превращения близка к незамещенному циклогексану.

Распад циклогексильного иона может происходить двумя путями: с разрывом С—С-связей и с расщеплением С—Н-связей.

В результате реакции с разрывом С—С-связей образуются алкены и алкадиены.

Алкенильный ион легко изомеризуется в аллильный. Наиболее вероятными реакциями аллильного иона являются отрыв гидрид-иона от исходной молекулы или передача протона молекуле алкена или катализатору.

Циклоалкены подвергаются каталитическому крекингу значительно быстрее, чем циклоалканы.

Распад циклогексильного карбкатиона с расщеплением С—Н-связей энергетически более выгоден, так как через промежуточные циклоалкеновые структуры образуются арены.

Выход аренов достигает 25 % и более от продуктов превращения циклогексанов, а газы крекинга циклоалканов содержат повышенное по сравнению с газами крекинга алканов количество водорода.

Наблюдается также изомеризация циклогексанов в циклопентаны и обратно. Реакция протекает через протонированное циклопропановое кольцо.

Циклопентаны в условиях каталитического крекинга более устойчивы, чем цнклогексаны. Поэтому равновесие сильно сдвинуто вправо. Однако циклогексаны в этих условиях подвергаются дегидрированию в арены. Удаление товара из сферы реакции смещает равновесие влево. Избирательность превращения циклогексана в бензол или метилциклопентан в конечном счете зависит от катализатора.

При наличии длинных боковых цепей в молекуле циклоалкана возможны изомеризация боковой цепи и деалкилирование.

Биииклические циклоалканы ароматизируются в большей степени, чем моноциклические. Так, при каталитическом крекинге декалина (500°С) выход аренов составляет приблизительно 33 % на превращенный декалин. Еще больше ароматических соединений (87,8 %) образуется при крекинге тетралина в тех же условиях.

Превращения алкенов. Скорость каталитического крекинга алкенов на 2—3 порядка выше скорости крекинга соответствующих алканов, что объясняется легкостью образования из алкенов карбкатионов:

При присоединении протона к молекуле алкена образуется такой же ион, как и при отщеплении гидрид-иона от алкана, что определяет общность их реакций при каталитическом крекинге — это изомеризация и р-распад. Вместе с тем алкенам свойственны также специфические реакции перераспределения водорода и циклизации.

Сущность реакции перераспределения водорода состоит в том, что в присутствии кислотных катализаторов часть алкенов теряет водород и превращается в полиненасыщенные соединения, одновременно другая часть алкенов гидрируется этим водородом, переходя в алканы.

Алкены, адсорбированные на катализаторе, постепенно теряют водород. Сильноненасыщенные углеводороды полимеризуются, циклизуются и, постепенно обедняясь водородом, превращаются в кокс. Циклизация алкенов может привести к образованию циклопентанов, циклопентенов и аренов. Пятичленные циклы изомеризуются в шестичленные и также ароматизируются.

Превращения аренов. Незамещенные арены в условиях каталитического крекинга устойчивы. Метилзамещенные арены реагируют со скоростью, близкой к алканам. Алкилпроизводные аренов, содержащие два и более атомов углерода в цепи, крекируются примерно с такой же скоростью, что и алкены. Основной реакцией алкилпроизводных аренов является деалкилирование. Это объясняется большим сродством ароматического кольца к протону, чем к алкильному иону.

Скорость реакции возрастает с увеличением длины цепи алкильного заместителя, а также в ряду: С6Н5 — Cneрв

В случае метилзамещенных аренов отщепление карбкатиона энергетически затруднено, поэтому в основном протекают реакции диспропорционирования и изомеризации по положению заместителей.

Полициклические арены прочно сорбируются на катализаторе и подвергаются постепенной деструкции и перераспределению водорода с образованием кокса.

Итак, кокс, образующийся на поверхности катализатора, является смесью сильноненасыщенных полимерных смолообразных алкенов и полициклических аренов. Он блокирует активные центры катализатора и снижает его активность. Для удаления кокса катализатор периодически подвергают регенерации путем окисления.

Катализаторы процесса и альтернативный механизм реакции. Современные катализаторы крекинга представляют собой сложные системы, состоящие из 10—25 % цеолита Y в редкоземельной или декатионированной форме, равномерно распределенного в аморфном; алюмосиликате, и сформованные в виде микросфер или шариков.

Структура цеолита образована тетраэдрами SiO4 и АlO4. Атомы алюминия несут одиночный отрицательный заряд, который компенсируется находящимися в пустотах кристаллической решетки катионами металла. Цеолиты с одновалентными катионами неактивны, так как такие катионы полностью компенсируют заряд тетраэдра АЮ4. Замена одновалентного катиона на двух- или трехвалентный приводит к декомпенсации зарядов и создает высокую напряженность электростатического поля, достаточную для образования карбкатионов в результате смещения электронной пары.Аморфный алюмосиликат, в котором распределен цеолит, обладает собственной активностью. Каталитически активными центрами алюмосиликатов являются как кислоты Бренстеда, так и Льюиса. В качестве кислоты Бренстеда может выступать протон, образующийся из воды, хемосорбированной координационно ненасыщенным атомом алюминия (а), протон гидроксильной группы, связанной с атомом алюминия (б) или кремния.Наибольшее значение имеют протонодонорные центры, так как полностью дегидратированный алюмосиликат практически неактивен. В цеолитсодержащих алюмосиликатных катализаторах роль катиона металла , по-видимому, состоит в увеличении подвижности протона и стабильности кислотных центров Бренстеда, а также создании дополнительного количества кислотных центров протонизацией молекул воды.Вследствие этого скорость реакций на цеолитсодержащем катализаторе на 2—3 порядка выше, чем на аморфном. В то же время цеолитсодержащие катализаторы обладают более высокой термической и механической стабильностью, чем чистые цеолиты.Качественная сторона карбкатионной теории получила общее признание. Однако на ее основе не удается предсказать количественный выход продуктов даже при крекинге индивидуальных соединений. Следует отметить, что существование карбкатионов на поверхности алюмосиликатного катализатора не доказано экспериментально. Возможно, что промежуточными частицами при каталитическом крекинге являются не карбкатионы (п-комплексы), для образования" которых необходим полный гетеролитический разрыв связей, а поверхностные комплексные соединения углеводородов с активными центрами катализатора. Такими соединениями могут быть п-комплексы, для образования которых требуется меньше энергии, чем для образования п-комплексов.Макрокинетика процесса. Каталитический крекинг, как любой гетерогенный каталитический процесс, протекает в несколько стадий: сырье поступает к поверхности катализатора (внешняя диффузия), проникает в поры катализатора (внутренняя диффузия), хемосорбируется на активных центрах катализатора и вступает в химические реакции. Далее, происходит десорбция продуктов крекинга и непрореагировавшего сырья с поверхности, диффузия его из пор катализатора и удаление продуктов крекинга из зоны реакции.Скорость процесса определяет наиболее медленная стадия. Если процесс протекает в диффузионной области, то скорость его мало зависит от температуры. Для увеличения скорости необходимо применять крупнопористый или сильноизмельченный, например пылевидный, катализатор, что позволит увеличить поверхность катализатора.Если наиболее медленной стадией является химическая реакция, то скорость процесса зависит главным образом от температуры. Однако увеличивать скорость повышением температуры можно только до определенного предела, после которого реакция переходит в диффузионную область.Для крекинга нефтяных фракций практически невозможно описать все химические реакции. Поэтому обычно ограничиваются рассмотрением схем, учитывающих основные направления и результирующий эффект крекинга. Кинетику крекинга нефтяных фракций на цеолитсодержащем катализаторе в большинстве случаев представляют уравнением первого порядка.Более точное описание кинетики каталитического крекинга нефтяных фракций достигается при использовании уравнений, учитывающих дезактивацию катализатора в ходе реакции. Скорость процесса и выход продуктов крекинга существенно меняются в зависимости от качества сырья, свойств катализатора и полноты его регенерации, технологического режима и конструктивных особенностей реакционных аппаратов.Каталитический крекинг в промышленности. Каталитический крекинг на алюмосиликатных катализаторах — один из самых многотоннажных процессов в нефтеперерабатывающей промышленности. Целевым назначением процесса является получение высокооктанового бензина из вакуумных дистиллятов различных нефтей, выкипающих в пределах 300—500 °С.Каталитический крекинг на цеолитсодержащих катализаторах проводят при 450—530 °С под давлением, близким к атмосферному (0,07—0,3 МПа).Кроме высокооктанового бензина на установках каталитического крекинга получают также углеводородный газ, легкий и тяжелый газойли. Количество и качество продуктов зависят от характеристики перерабатываемого сырья, катализатора, а также режима процесса.Углеводородный газ содержит 75—90 % фракции С3—С4. Его используют после разделения в процессах алкилирования, полимеризации, для производства этилена, пропилена, бутадиена, изопрена, полиизобутилена, ПАВ и других нефтехимических продуктов. Бензиновую фракцию (к. к. 195 °С) применяют как базовый компонент автомобильного бензина. Она содержит аренов 25—40, алкенов 15—30, циклоалканов 2—10 и алканов, преимущественно изостроения, 35—60 % (масс). Октановое число фракции составляет 78—85 (по моторному методу).Компоненты, выкипающие выше 195°С, разделяются на фракции. При работе по топливному варианту: 195—350 °С — легкий газойль и >350°С — тяжелый газойль; при работе по нефтехимическому варианту: 195—270 °С, 270—420 °С и остаток > 420°С. Легкий газойль (195—350 °С) используют как компонент дизтоплива и в качестве разбавителя при получении мазутов. Цетановое число легкого каталитического газойля, полученного из парафинового сырья, 45—56, из нафтено-ароматического —25—35. Фракцию 195—270 °С применяют как флотореагент, фракцию 270—420 °С — как сырье Для производства технического углерода. Остаточные продукты (>350°С или >420°С) используют как компоненты котельного топлива или сырья для процессов термического крекинга и коксования.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Гидроочистка нефти на нефтеперерабатывающем заводе

Гидроочистку осуществляют на гидрирующих катализаторах с использованием алюминиевых, кобальтовых и молибденовых соединений. Один из наиболее важных процессов в переработке нефти.

Задача процесса — очистка бензиновых, керосиновых и дизельных фракций, а также вакуумного газойля от сернистых, азотсодержащих, смолистых соединений и кислорода. На установки гидроочистки могут подаваться дистилляты вторичного происхождения с установок крекинга или коксования, в таком случае идет также процесс гидрирования олефинов. Мощность существующих в РФ установок составляет от 600 до 3000 тыс. т в год. Водород, необходимый для реакций гидроочистки, поступает с установок каталитического риформинга, либо производится на специальных установках.

Сырьё смешивается с водородсодержащим газом концентрацией 85-95 % об., поступающим с циркуляционных компрессоров, поддерживающих давление в системе. Полученная смесь нагревается в печи до 280—340 °C, в зависимости от сырья, затем поступает в реактор. Реакция идет на катализаторах, содержащих Ni, кобальт или молибден под давлением до 50 атм. В таких условиях происходит разрушение сернистых и азотсодержащих соединений с образованием сероводорода и аммиака, а также насыщение олефинов. В процессе за счет термического разложения образуется незначительное (1,5-2 %) количество низкооктанового бензина, а при гидроочистке вакуумного газойля также образуется 6-8 % дизельной фракции. В очищенной дизельной фракции, содержание серы может снизиться с 1,0 % до 0,005 % и ниже. Газы процесса подвергаются очистке с целью извлечения сероводорода, который поступает на производство элементарной серы или серной кислоты.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Гидроочистка нефтепродуктов

Гидроочистка - процесс химического превращения веществ под воздействием водорода при высоком давлении и температуре.

Гидроочистка нефтяных фракций направлена на снижение содержания сернистых соединений в товарных нефтепродуктах.

Побочно происходит насыщение непредельных углеводородов, снижение содержания смол, кислородсодержащих соединений, а также гидрокрекинг молекул углеводородов. Наиболее распространённый процесс переработки нефти.

Гидроочистке подвергаются следующие фракции черного золота:

1. Бензиновые фракции (прямогонные и каталитического крекинга);

2. Керосиновые фракции;

3. Дизтопливо;

4. Вакуумный газойль;

5. Фракции масел.

Гидроочистка бензиновых фракций

Различают гидроочистку прямогонных бензиновых фракций и фракций бензина каталитического крекинга.

1. Гидроочистка бензина прямогонных бензиновых фракций.

Направлен на получения гидроочищенных бензиновых фракций - сырья для риформинга. Процесс гидроочистки бензиновых фракций основан на реакциях гидрогенолиза и частичной деструкции молекул в среде водородсодержащего газа, в результате чего органические соединения серы, азота, кислорода, хлора, металлов, содержащиеся в сырье, превращаются в сероводород, аммиак, воду, хлороводород и соответствующие углеводороды

Качество топлива до и после гидроочистки:

Параметры процесса: Давление 1,8-2 МПа; Температура 350-420 °C; Содержание водорода в ВСГ - 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-300 мі/мі; Катализатор - Ni - молибденовый.

Параметры процесса: Давление 1,5-2,2 МПа; Температура 300-400 °C; Содержание водорода в ВСГ - 75 %; Кратность циркуляции водорода 180-250 мі/мі; Катализатор -кобальт - молибденовый

Гидроочистка дизтоплива. Гидроочистка дизтоплива направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводоров. Сернистые соединения сгорая образуют сернистый газ, который с водой образует сернистую кислоту -основной источник кислотных дождей. Полиароматика снижает цетановое число. Гидроочистка вакуумного газойля направлена на снижение содержания серы и полиароматических углеводородов. Гидроочищенный газойль является сырьем для каталитического крекинга. Сернистые соединения отравляют катализатор крекинга, а также ухудшают качество целевого товара бензина каталитического крекинга (см. Гидроочистка бензиновых фракций).

Качество топлива до и после гидроочистки:

Параметры процесса: Давление 8-9 МПа; Температура 370-410 °C; Содержание водорода в ВСГ - 99 %; Кратность циркуляции водорода >500 мі/мі; Катализатор -никель-молибденовый.

Типичный материальный баланс процесса:

Гидроочистка нефтяных масел

Гидроочистка нефтяных масел необходима для осветления масел и придания им химической стойкости, антикоррозийности, экологичности. Гидроочистка улучшает также индексвязкости моторных масел. Во многом гидроочистка нефтяных масел аналогична гидроочистке вакуумных газойлей.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу) при переработке нефти на НПЗ

процесс Клауса — это процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода. Источник сероводорода - природные и промышленные. Природными источниками являются месторождения черного золота и газа, вулканическая деятельность, разложение биомассы и т.д. Промышленнные источники - нефтепереработка и газа (процессы гидроочистки и гидрокрекинга), и т.д.

Сероводород, получаемый с гидрогенизационных процессов переработки сернистых и высокосернистых нефтей, газовых конденсатов и установок аминной очистки нефтяных и природных газов, обычно используют на НПЗ для производства элементной серы, иногда для производства серной кислоты.

Способы утилизации сероводорода и получение серы

В связи с ужесточением экологическим норм, для утилизации кислого газа, полученного в результате регенерации, могут использоваться следующие способы:

Закачка в пласт (захоронение);

Жидкофазное окисление H2S с получением серы нетоварной или товарной серы.

Подземная закачка газа

Подземное захоронение кислого газа как способ утилизации нашёл широкое применение в Северной Америке, внедряется в Западной Европе и на Ближнем Востоке. Закачку с целью захоронения кислого газа как отхода производства проводят в пласт, который имеет достаточную поглотительную способность - например, в непродуктивный пласт, в истощённую газовую или нефтяную залежь, а также в некоторые карбонатные или солевые залежи.

Процессы подземного захоронения кислого газа получили активное развитие в Канаде и USA в конце 80 х годов, когда цены на товарную серу были низкими (соответственно, получение небольшого количества товарной серы на промыслах являлось нерентабельным), а экологические требования и всегда являлись более жёсткими по отношению к нефте- и газодобывающим регионам мира. Для выбора подходящего пласта для захоронения кислого газа проводят геологические исследования, включая моделирование. Как правило, находится возможность подобрать залежь для консервации кислого газа, о чём свидетельствует большое количество реализованных проектов в нефтегазовой отрасли в Северной Америке - примерно на 50 месторождениях в Канаде и 40 месторождениях в USA . В большинстве случаев нагнетательная скважина располагается на расстоянии от 0,1 4,0 км от установки (в отдельных случаях до 14 20 км), поглощающий пласт - на глубине от 0,6 2,7 км.

Например, с установки подготовки газа Shute Creek (газовое LaBarge, США) закачивают 1,8 2,5 млн.м3/сут кислого газа (H2S 70 %); установку закачки ввели в действие в 2005 г. как замену установки получения серы (процессы Клауса для переработки H2S в серу и SCOT для хвостовых газов). Таким образом, закачка кислого газа может успешно применяться как на маломощных, так и на крупных установки подготовки попутного и Природного газа.

Способ закачки кислого газа в пласт имеет много технических особенностей. В процессе развития этого способа за рубежом накоплен значительный опыт, который может быть использован при реализации подобных проектов в РФ и ближнем зарубежье. В Канаде на многих промыслах процесс осуществляется в климатических условиях, соответствующих условиям Сибири. Эксплуатирующими и экологическими организациями за рубежом проводится мониторинг возможных утечек H2S и CO2 из подземных захоронений газа. До сих пор не наблюдалось проблемных случаев, экономическая и экологическая эффективность мероприятий по закачке кислого газа признаётся хорошей.

Процесс Клауса

Процесс Клауса — наиболее распространен. Это процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода.

Двухстадийный метод промышленного получения серы из сероводорода:

I стадия: термическое окисление сероводорода до диоксида серы.

Примером успешной реализации хелатного способа может быть представлена технология LO CAT организации Merichem. По данным компании, полученным при регенерации поглотителя товаром является твёрдая («серная лепёшка»), содержащая 60 % основного вещества (в USA может применяться в качестве удобрения). Для получения более чистого товара - серы технической по ГОСТ 127.1 93 - технологическая схема должна быть дополнена промывочными аппаратами, фильтрами и плавильниками, что сокращает на химреагенты, но увеличивает капитальные и эксплуатационные расхода.

Другим примером промышленного процесса жидкофазного окисления является SulFerox организации Shell, в целом схематично аналогичный процессу LO CAT и отличающийся составом реагента. На рисунке 2 показана принципиальная схема процесса LO CAT , на рисунке 3 - процесса SulFerox.

Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) - это

Нефтепереработка в России на НПЗ

Нефтепереработка в Российской Федерации ведется на 28 крупных заводах по переработке нефти (НПЗ), а также более чем на 200 мини-НПЗ, менее половины которых работает на легальных основаниях. Суммарная мощность перерабатывающих мощностей на территории Российской Федерации — 279 млн тонн.Наибольшие мощности по переработке нефти расположены в Приволжском, Сибирском и Центральном федеральных округах. В 2004 году отмечалось, что на три этих округа приходится более 70 % общероссийских нефтеперерабатывающих мощностей.сновные производства размещены преимущественно вблизи районов потребления нефтепродуктов: в европейской части страны — в Рязанской, Ярославской, Нижегородской, Ленинградской областях, Краснодарском крае, на юге Сибири и Дальнем Востоке — в городах Омск, Ангарск, Ачинск, Хабаровск, Комсомольск-на-Амуре. Кроме того, НПЗ построены в Башкирии, Самарской области и Пермском крае — регионах, являвшихся в свое время крупнейшими центрами нефтедобычи. Впоследствии, когда добыча земляного масла переместилась в Западную Сибирь, мощности по нефтепереработке на Урале и в Поволжье стали избыточными.В настоящее время на рынке черного золота и нефтепродуктов в Российской Федерации доминирующее положение занимают несколько нефтяных компаний с вертикально-интегрированной структурой, которые осуществляют добычу и нефтепереработку, а также реализацию нефтепродуктов, как крупным оптом, так и через собственную снабженческо-сбытовую сеть. Рыночная ситуация нефтепродуктов полностью зависит от стратегии нефтяных компаний, формирующейся под воздействием цен на нефть, товарной структуры и географии спроса.В собственности вертикально-интегрированных компаний находятся более 70 % перерабатывающих мощностей страны . Наибольшими установленными мощностями к началу 2010 года располагали фирмы « » и « », они же являются лидерами по объёмам нефтепереработки, 49,6 млн тонн и 44,3 млн тонн соответственно. В сумме это почти 40 % переработанного в Российской Федерации сырья.

История переработки нефти в России на НПЗ

Большинство нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации появились в два десятилетия после Великой Отечественной войны. С 1945 по 1965 год было введено в эксплуатацию 16 НПЗ.

При выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались прежде всего принципом близости к районам потребления нефтепродуктов. НПЗ в Рязанской, Ярославской и Горьковской областях были ориентированы на Центральный экономический район; в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселённый Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Однако шло и наращивание производства нефтепродуктов в местах добычи нефти . До конца 1960-х годов главным нефтедобывающим районом страны было Урало-Поволжье, и новые НПЗ были построены в Башкирии, Куйбышевской и Пермской областях. Эти НПЗ покрывали нефтепродуктов в Сибири и других районах Российской Федерации, а также в союзных республиках бывшего СССР.

За 1966—1991 годах в СССР было построено 7 новых НПЗ, из них 6 — вне РСФСР (в Лисичанске, Мозыре, Мажейкяе, Чарджоу, Чимкенте и Павлодаре). Единственным новым нефтеперерабатывающим предприятием, построенным после 1966 года на территории РСФСР, стал Ачинский НПЗ, введённый в эксплуатацию в 1982 году. Кроме того, в 1979 году была организована нефтепереработка в Нижнекамске («Нижнекамскнефтехим») для обеспечения потребности в сырье нефтехимического производства.В 1990-х годах произошло резкое сокращение объёма производства в переработке нефти. Из-за резкого сокращения внутреннего потребления черного золота при суммарных мощностях по первичной ее переработке 296 млн т в год в 2000 году фактически переработано 168,7 млн т, то есть загрузка заводов по переработке нефти упала до 49,8 %. На большинстве НПЗ продолжала сохраняться отсталая структура переработки нефти с низкой долей деструктивных углубляющих процессов, а также вторичных процессов, направленных на повышение качества продукции. Всё это обусловило низкую глубину нефтепереработки и низкое качество выпускаемых нефтепродуктов. Глубина нефтепереработки в 1999 году составила в среднем по Российской Федерации 67,4 %, и только на Омском НПЗ она достигла 81,5 %, приблизившись к западноевропейским стандартам.

В последующие годы в переработке нефти наметилась обнадёживающая тенденция. За 2002—2007 годов наблюдался устойчивый рост объёмов нефтепереработки со среднегодовым приростом порядка 3 % в 2002—2004 годах и 5,5 % в 2005—2007 годах. Средняя загрузка действующих НПЗ по первичной переработке в 2005 году составила 80 %, объём переработки увеличился со 179 в 2000 году до 220 млн тонн в 2006 году. Существенно увеличились в нефтепереработку. В 2006 году они составили 40 млрд рублей, что на 12 % больше, чем в 2005 году. Выросла и глубина нефтепереработки.

На ряде НПЗ было проведено строительство комплексов глубокой нефтепереработки. В 2004 году вступил в строй комплекс гидрокрекинга вакуумного газойля на Пермском НПЗ («Лукойл »), в 2005 году запущена установка каталитического риформинга мощностью 600 тыс. тонн в год на Ярославнефтеоргсинтезе («Славнефть»), комплекс мягкого гидрокрекинга вакуумного газойля и каталитического крекинга на Рязанском НПЗ (ТНК-BP).

В конце октября 2010 года Группа «группа Татнефть» ввела в строй установку первичной нефтепереработки мощностью 7 млн тонн в год — часть строящегося в Нижнекамске комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов «ТАНЕКО». Комплекс ориентирован на глубокую переработку тяжелой высокосернистой черного золота, из которой планируется производить высококачественные нефтепродукты, в том числе бензин и дизтопливо стандарта Евро-5. Глубина переработки составит 97 %. В конце 2010 года Нижегородский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ) начал выпуск автомобильного бензина стандарта Евро-4. В январе 2011 года Саратовский НПЗ начал производство дизельного топлива стандарта Евро-4.

Всего в 2008—2010 годах в модернизацию НПЗ нефтяными компаниями было инвестировано 177 млрд рублей. За этот период было построено шесть новых и реконструировано десять действующих установок по производству качественных моторных топлив на нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) вертикально-интегрированных нефтяных компаний.

В середине 2011 года отмечалось, что ведётся на большинстве крупных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) Российской Федерации.

8 июля 2011 года Путин провёл совещание «О состоянии переработки нефти и рынка нефтепродуктов в России». Путин заявил, что нужно увеличить глубину нефтепереработки, чтобы это полностью покрывало потребности внутреннего рынка в нефтепродуктах. По мнению Путина, надо вплотную заняться увеличением объёмов переработки нефти, причём именно вторичной переработки, в том числе по таким технологическим процессам , как изомеризация, риформинг, крекинг. Он предложил начать постепенное сближение уровней пошлин на сырую нефть и тёмные нефтепродукты. Первоначально, сказал Путин, предлагается снизить экспортную пошлину на нефть до уровня 60 % и установить ставку экспортной пошлины на нефтепродукты на уровне 66 % от ставки экспортной пошлины на сырую нефть, а с 2015 года — выйти на равные ставки по мазуту и по сырой черного золота. Путин заявил, что процесс модернизации переработки нефти нужно взять под самый тщательный контроль и самим компаниям, и под , причём все организации должны представить конкретные программы реконструкции и развития НПЗ.

В 2011 году были заключены тпошлину онние модернизационные Договора (нефтекомпаний, правитпошлины и ФАС), которые оговаривают, что к 2015 году в Российской Федерации будет производиться около 180 млн тонн светлых нефтепродуктов. В соглашениях было заявлено, что в ходе модернизации НПЗ на Период до 2020 года нефтяными компаниями будет реализована реконструкция и строительство 124 установок вторичных Процессов на НПЗ. Минэнерго Российской Федерации обеспечивает постоянный Контроль и в рамках своей компетенции проводит мониторинг выполнения программ по модернизации нефтеперерабатывающих мощностей и вводу новых мощностей вторичной Нефтепереработки в целях исполнения поручения Путина от 8 июля 2011 года и 28 декабря 2011 года.

В конце августа 2011 года Путин подписал постановление правительства № 716, устанавливающее новый порядок расчёта вывозных Таможенных налогов на нефтепродукты. Постановление было принято в рамках введения так называемой схемы «60-66», призванной стимулировать развитие Отрасли и увеличивать глубину Переработки нефти. Согласно этой схеме, с 1 октября 2011 года были повышены Пошлины на тёмных нефтепродуктов (Мазут, бензол, толуол, ксилолы, вазелин, парафин и смазочные масла), а также на Дизтопливо с 46,7 % от Пошлины на Нефть до 66 %. При этом экспортная на сырую Нефть по схеме 60—66 была снижена, чтобы компенсировать нефтяным компаниям , которые возникнут у них в связи с повышением Пошлин на нефтепродукты. Ранее ставка рассчитывалась по формуле «Цена Черного золота на основе мониторинга за предшествующий месяц плюс 65 % от Разницы между этой Ценой и $182 за 1 тонну ($25 за 1 — , принятая за основную)», теперь в формуле фигурируют 60 % от Разницы Цен. Согласно постановлению № 716, с 1 января 2015 года Пошлина на темные нефтепродукты увеличится до 100 % от Пошлины на сырую Нефть, Пошлина на светлые не изменится.

Программа модернизации Заводов по переработке нефти нпошлин год была полностью выполнена нефтяными компаниями. Организацией ««Роснефть» » было реконструировано пять установок по вторичной Нефтепереработке: одна установка гидрокрекинга, одна установка гидроочистки Дизтоплива на Куйбышевском НПЗ и три установки каталитического риформинга на Куйбышевском, Сызранском и Комсомольском НПЗ. Кроме тогпошлинаше Срока в 2011 году введена в эксплуатацию устапошлинызомеризации на НПЗ ОАО «Славнефть-ЯНОС» мощностью 718 тыс. тонн в год. По итогам 2011 года план по Выпуску топлива, который был положен в основу модернизационных соглашений, Фирмы даже перевыполнили. Так, Дизтоплива произвели на 1,8 млн тонн больше, чем было заявлено. Замглавы ФАС Анатолий Голомолзин заявил: «По сути, впервые за много лет российские Фирмы начали серьёзно заниматься нефтепереработкой. Они вообще не считали нужным вкладываться в модернизацию и предпочитали более легкие пути. К примеру, выпускали Мазут и экспортировали его. Но после того, как вывозные Таможенные на темные и светлые нефтепродукты уравняли, гнать Мазут стало невыгодно. Теперь с экономической точки зрения интереснее выпускать продукты с более глубокой степенью переработки. Более того, действующая сейчас система Акцизных налогов стимулирует нефтяников выпускать более качественные светлые нефтепродукты».

По состоянию на весну 2012 года велись Работы по реконструкции и строительству 40 установок, ввод в эксплуатацию которых планируется осуществить в 2013—2015 годов; строительство установок вторичных Процессов, ввод в эксплуатацию которых запланирован на 2016—2020 годы, в основном находился на стадии планирования либо базового проектирования.

В середине 2012 года отмечалось, что Модернизация НПЗ идёт в рамках установленной программы.

По итогам 2012 года нефтеперерабатывающая Российской Федерации поставила рекорд по объёмам Нефтепереработки за последние 20 лет и впервые за последние пять-шесть лет избежала осеннего Кризиса на Рынке Бензина.

Источники статьи "Нефтеперерабатывающий завод (Oil Refinery) — это"

ru.wikipedia.org - свободная энциклопедия

ngfr.ru - все про Нефть и газ

таможенные налоги видеохостинг

newchemistry.ru - поточные схемы Заводов по переработке нефти

ecotoc.ru - экологические технологии

atexnik.ru - образовательно-информационный портал

newsruss.ru - нефтеперерабатывающая Промышленность Российской Федерации

Энциклопедия инвестора . 2013 . - завод нефтеперерабатывающий завод, являющийся единым имущественно технологическим комплексом, включающим сооружения, технологические установки, оборудование и обеспечивающим осуществление первичных и вторичных процессов переработки нефти, а также … Официальная терминология

НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД - НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД, крупный промышленный комплекс, предназначенный для очистки сырой НЕФТИ. Очистка заключается в целом ряде процессов, в ходе которых нефть разделяется на основные фракции, такие как бензин, керосин, дизельное масло,… … Научно-технический энциклопедический словарь

Нефтеперерабатывающий завод - (a. oil refinery; н. Erdolraffinerie, Erdolverarbeitungswerk; ф. raffinerie de petrole; и. refineria de petroleo), пром. предприятие, производящее из сырой нефти жидкие топлива, масла, битум, кокс, парафин, ц … Геологическая энциклопедия

- — EN oil refinery System of process units used to convert crude petroleum into fuels, lubricants, and other petroleum derived products. (Source: MGH)… … Справочник технического переводчика

Нефтеперерабатывающий завод ООО "Кинеф" в Киришах - ООО Кинеф нефтеперерабатывающий завод в городе Кириши Ленинградской области, единственный на северо западе России. Расположен вблизи балтийских портов. В 1993 году предприятие вошло в состав холдинга ОАО Сургутнефтегаз. Генеральный директор ООО… … Энциклопедия ньюсмейкеров

Нефтяной вопрос всегда считался самым важным для экономики любой страны.

Свою историю России начинали с 1745 года, с того самого дня, когда на реке Ухте братьями Чумеловыми было основано первое предприятие. В основе его продукции лежал обыкновенный, но очень актуальный в те времена керосин, а также прочие смазочные масла.

Сегодня нефтеперерабатывающая промышленность России считается одной из успешных. Постоянно растет количество предприятий, и мелких, и крупных, что обусловлено постоянно растущими доходами от переработки «черного золота». Лучше всего данная отрасль развита в Центральном регионе страны, а также в Тюменской и Челябинской областях.

России производят, в основном, бензин, керосин, дизельное, ракетное, авиационное топливо, мазут, моторные масла, битумы, нефтяной кокс и т.д. Абсолютное большинство из них создаются рядом с нефтяными вышками, что дает возможность компаниям не тратить дополнительные средства на поставки сырья. После переработки уже готовый продукт отправляется к конечному потребителю.

Основная задача, которую выполняют нефтеперерабатывающие заводы России - это глубокая Их производственный цикл, как правило, состоит из процесса подготовки сырья, первичного перегона нефти т вторичной переработки фракций, что включает в себя риформинг, коксование, гидроочистку и смешения компонентов готового нефтепродукта.

Самые крупные нефтеперерабатывающие заводы в России размещены в Центральном, Сибирском и на которые приходится более семидесяти процентов всех мощностей страны. Это Газпромнефть-Омский НПЗ, а также Ангарский, Антипинский (Тюмень), Афипский (Краснодарский край), Красноленинский (Ханты- Мансийск), Уфимский (Башкирия) и т.д. На территории субъектов РФ лидером по первичной переработке нефти является Башкирия.

Нефтеперабатывающие заводы России в большинстве своем появились в нашей стране после войны: за период до 1965 года было построено 16 мощностей, что составляет более половины существующих на сегодня. Однако в период становления экономических реформ в 1990-ые годы в этой наблюдался значительный спад объемов производства. Объяснить это нетрудно: в те времена резко упало внутреннее потребление нефти, что обусловило невысокое качество выпускаемого продукта, а значит и низкий коэффициент глубины переработки, снизившийся до 67,4 процентов. И только в 1999 году Омский НПЗ году смог приблизиться к стандартам США и Европы.

Лишь в последние годы в этом вопросе заметна обнадеживающая тенденция, признаком которой стали значительные инвестиции в нефтепеработку, которые, уже начиная с 2006 года, превысили 40 миллиардов рублей.

Вырос коэффициент глубины переработки, ведь в 2010 году В. Путин запретил своим Указом подключать к магистралям те новые нефтеперерабатывающие заводы России, у которых он не доходил до 70%, считая, что подобные предприятия нуждаются в серьезной модернизации. Число таких мини-НПЗ сегодня в России доходит до двухсот пятидесяти.

А к концу текущего 2012 года запланировано построить крупнейший в России нефтеперерабатывающий комплекс, расположенный на самом конце трубопровода, проходящего по Восточной Сибири к Тихому океану, у которого глубина переработки продукта будет составлять около 93 процентов, что будет соответствовать уровню, достигнутому на таких же предприятиях США.

Консолидированная в большей части нефтеперерабатывающая промышленность в нашей стране находится под контролем десяти крупных компаний, таких как «Роснефть», «Лукойл», «Башнефть», «Сургутнефтегаз», «ТНК-ВР», «Газпром» и т.д.

Во всех рейтингах районов столицы юго-восток в топ не входит. Капотня исторически ассоциируется с грязью и неэкологичностью. С 1938 года, когда был создан нефтеперерабатывающий завод, прошло уже много времени. Критика обрушивалась на эту землю несколько десятилетий подряд: сливы в Москву-реку, неприятный запах, знаменитый факел, который виден издалека. Никто не скрывает, что проблемы были. С 2011 года нефтеперерабатывающий завод стал частью "Газпром-нефти", а к 2020 году планирует стать лучшим в Европе и абсолютно безопасным. Проверим?

А самые внимательные узнают почему небо над Капотней такого радужного цвета.

1. История завода началась в 1938 году. 1 апреля в 14-40 первая крекинг-установка начинает работу. Первая тонная бензина открывает историю получения топлива под Москвой, в селе Капотня, тогда ещё Люберецкого района.

2. Предприятие находится на одном месте и никуда не переезжало всю свою жизнь. В 1941 году из-за опасности уничтожения завода неподалеку был выстроен другой фанерный завод. Основной был ещё маленьким, поэтому спокойно скрылся с глаз немцев. Работа не останавливалась. Бакинское топливо продолжало переработку. Сейчас на территории можно увидеть старые здания. Они все в работе. Скромные размеры не позволяют разбрасываться лишними площадями.

3. После войны для восстановления страны и роста производства требовалось развитие завода. В 1950-е здесь производили уже 20 видов топлива: бензин, керосин, различные виды битума, дизельное топливо.

4. С того момента и до сих пор все трубы проложены над землёй.

5. Вся огромная система открыта для максимального удобства обслуживания. Ситуации бывают разные и надо быть к ним готовыми. Некоторые старые трубы находятся на месте после окончания их использования и убираются позже.

6. С 1950-х и 1960-х на заводе регулярно проводится модернизация. Это как большой ремонт, который невозможно остановить. Технологии улучшаются, требования растут, условия всё более комфортные, а территория одна и та же. Московский нефтеперерабатывающий со всех сторон не имеет возможности расширения. На компактной территории нужно вместить всё.

7. 2 100 человек штата обслуживают территорию в сотню гектаров в три смены. Постоянный контроль за всеми системами. Регулярные обходы. Тысячи датчиков.

8. А со стороны кажется, что никого нет. Впечатления обманчивы.

9. Камеры и датчики тоже не всегда заметны, но это не значит что их нет. Сейчас мы в центральной операторной.

10. Здесь ведётся контроль за каждым изменением показателей в автоматическом режиме.

11. Кстати, сюда тоже добралась модернизация! Часть помещения сегодня пустует, но скоро будет заполнена другими диспетчерами, переведёнными из других зданий. Получится нечто вроде единого центра управления.

12. Раз я упоминал о работах, нужно их и показать. Вот в одном из мест ведутся сварочные работы.

13. Утепление новой трубы.

14. Но это не самое главное. За последние 5 лет модернизация только набирает темпы. Ещё в 2013 году завод перешёл на выпуск топлива Евро-5, а сейчас перед вами строительство ещё одного нового комплекса.

15. Перед вами будущая установка "Евро+". Она позволит ещё выше поднять уровень качества топлива. С переходом на Евро-5 воздух в столице постепенно становится чище, а производство на этой установке станет ещё более экологичным. В 2018 году это позволит вывести из эксплуатации старые установки, при этом подняв годовой объём переработки с нынешних 11,08 до 12 млн тонн в год.

16. Здесь работа идёт полным ходом.

17. Вообще любое строительство на территории МНПЗ делается с расчётом будущего развития. Это только в мультфильме "чтобы продать что-то ненужное, нужно сначала купить что-то ненужное". Здесь всё нужное. Приходится постепенно переводить что-то но новые места, освобождать старые площадки, строить новые объекты, дальше что-то изменять. Это как в азиатских городах: чтобы увеличить плотность, нужно постараться.

18. Есть здесь и своя лаборатория, в которой проводятся все необходимые анализы.

19. По широким дорогам с ветерком никто не катается. Да и не каждая машина сюда будет пропущена. Как же передвигаются работники? Я много пишу о транспорте и не могу не затронуть этот вопрос.

20. На территории ходит свой внутренний служебный автобус. У него есть чёткий маршрут и расписание движения. Некоторые остановки имеют заездные карманы.

21. Замеченный подвижной состав - МАЗ 206 в цветах Московского транспорта. И Газпрома. Хм, а может новые цвета московских автобусов появились от цвета Газпрома? :-)

22. Давайте перейдём к цифрам, которые многих волнуют. За всю историю нефтезавода множество производств были не экологичными. Часть отходов оставалась здесь и просто портила окружающую среду. Все эти отходы с советского периода уже полностью вывезены с завода. Это 15 гектаров!

23. Второе - вода. Завод находится на берегу Москвы-реки. Именно по ней подвозились и развозились нефтепродукты. Связь полностью разоврать невозможно, но сделать безопасной вполне реально. На сегодняшний день уровень очистки сточных вод достигает 95%. В течение 5 лет он будет увеличен до 99%.

24. Третье - воздух. С 2011 года воздействие на атмосферу снижено уже на 36% и ещё на 39% будет уменьшено к 2020 году.

25. Новые установки производства битума и серы полностью вытеснили старые производства. Отвлечёмся немного. Для внимательных: небо на заглавной фотографии получилось радужным из-за моей лени. Я использую поляризационный фильтр, который лень снимать во время каждого входа в автобус. Лишние преломления света вызывают радугу.

26. С новыми установками появятся и новые рабочие места.

27. Сразу видно где модернизация уже успешно проведена.

28. В конце нашей небольшой экскурсии отправимся на ещё одну стройку.

29. Это "Биосфера" - новая система очистных сооружений, которая больше всего интересует каждого жителя.

30. Основная задача этой системы не просто очистка, а биологическая обработка воды. Это позволит одновременно увеличить уровень учистки сточных вод и возвращать на завод до 75% воды. А значит завод будет меньше сливать и меньше потреблять снаружи. Ожидается уменьшение объёмов потребления воды в 2,5 раза.

31. Здание уходит под земли минимум на пару этажей. Когда засыпят, этого уже никто со стороны не увидит.

32. А впереди новые этапы развития и модернизации. Производство не стоит на месте.

33. На этом наша прогулка по заводу подходит к концу. Я очень надеюсь, что никого не утомил рассказом. Подобная тематика для меня сложна, поэтому постарался донести так же понятно. как это донесли до меня.

34. Спасибо за внимание! оставайтесь на связи!

Надеюсь, что в будущем расскажу вам и о других промышленных производствах.

Запись на завод производилась через сообщество

Государственное хозяйство, обладающее нефтеперерабатывающим заводом, может считаться полноценным и самобытным, так как обработка и продажа нефти во все времена остается одним из самых прибыльных сегментов промышленности.

Общие сведения

Нефтеперерабатывающие предприятия – это промышленные предприятия, которые специализируются на в такие нефтепродукты как:

• Бензин;
• Мазут;
• Авиационный керосин;
• Дизельное топливо;
• Смазочные материалы;
• Масла;
• Битум;
• Сырье для нефтехимии;
• Кокс.

В зависимости от направленности предприятия, получают тот или иной вид продукции.

Производственный цикл

Производственная схема нефтеперерабатывающего завода преимущественно состоит из стадии подготовки сырья для переработки, первичной перегонки добытой нефти. Затем следует вторичная переработка нефтяной фракции, данная стадия включает:

• Каталитический крекинг – переработка нефтяной фракции для получения компонентов высокооктанового бензина или легкого газойля.
• Каталитический риформинг – повышение октанового числа бензинов для получения высокооктанового бензина.
• Коксование – переработка жидкого или твердого топлива путем нагревания без доступа кислорода с получением кокса.
• Висбрекинг – однократный термический крекинг тяжелых остатков сырья, который проводится в более мягких условиях.
• Гидрокрекинг – переработка мазута, газойля и высококипящих фракций для получения реактивного и дизельного топлива, масел и бензина.
• Гидроочистка – химическое превращение веществ под действием водорода при повышенном давлении и температуре.
• Смешение компонентов готовой нефтепродукции.

На данный момент на территории Российской Федерации активно тридцать семь производств нефтехимической промышленности, которые расположены в Омске, Саратове, Ярославле, Нижнекамске, Волгограде, Кстове, Перми, Томске, Уфе, Москве, Перми и Краснодаре.

Виды продукции

Современные нефтеперерабатывающие заводы предлагают около сотни наименований готовой продукции. Производимую НПЗ продукцию классифицируют согласно профилю:

• Топливному;
• Топливно-масляному;
• Топливно-нефтехимическому;
• Топливно-масляно-нефтехимическому.

Высоким сбытом пользуется именно продукция топливных предприятий, так как моторное топливо представляет собой продукт с наибольшим объемом использования. Универсальные способы переработки нефтяного сырья, по сравнению с более узконаправленными, например, топливными, являются более эффективными. Под комплексным способом переработки подразумевается, например, топливно-нефтехимический профиль.

Характеристика НПЗ

Структура нефтяных производств зависит от способа переработки сырья и ее глубины. При создании завода, от данной глубины зависят и технологии, позволяющие получить ту или иную продукцию.

Глубиной переработки называют выход нефтепродукции из перерасчета на нефть, в процентах от массового тоннажа и после вычитания газа и отходного мазута. Под выбором технологий подразумевается выбор направленности и специализации НПЗ.

Производство, специализирующееся на переработке нефти с получением продуктов, используемых как топливо, обязательно располагает такими мощностями, как перегоночные колонны, колонны для гидроочистки и риформинга.

Вспомогательными мощностями могут быть устройства для вакуумной дистилляции, получения изомеров, кокса, выполнения гидрокрекинга и каталитического крекинга.

Нефть после обессоливания подается на колонны перегонки под действием вакуума и давления. Универсальную колонну также называют трубчаткой. Трубчатка состоит из блоков для отдельной атмосферной и вакуумной перегонки.

Атмосферная перегонка

Используется для получения светлых нефтяных фракций и производится в колонне ректификации. Она содержит так называемые тарелки, через которые жидкость движется вниз, а пары – вверх.

Используется для отделения газойля и мазут. Разряжение в данной колонне производится такими устройствами, как эжекторы жидкости и пара.

После перегонки следует процедура стабилизации состава и вторичная перегонка. Это необходимо для устранения газа, в частности, бутана из полученной фракции, так как после первичной обработки количество газообразных низших алканов в объеме выше нормы. Бензин, не прошедший вторичную перегонку, не может быть использован.

Во время вторичной переработки отгоняют газообразные алканы в сжиженном состоянии, отделяются более узкие фракции необходимым количеством перерабатывающих колонн.

Топливно-масляный профиль

На производствах такого профиля выпускаются масла, парафины и смазки, кроме того, топливо и углеродная продукция. Данный профиль отличается от чисто топливного тем, что нет необходимости в стадии термического крекинга.

Полученный мазут поступает в масляные блоки, где получают дистиллятное и остаточное базовое масло, парафин, обезмасливая их. Эти продукты получают путем применения последовательной производственной схемы.

Под последовательной производственной схемой подразумевается:

• перегонка под действием вакуума;
• селективная чистка;
• гидроочистка;
• устранение парафинов;
• деасфальтизация (если речь идет о дистиллятах).

Топливно-нефтехимический профиль

Помимо углеводных материалов и топлива, на производствах такого профиля выпускаются реагенты, полимерные соединения. Среди установок топливно-нефтехимического производства различаются мощности для получения топлива, как на узконаправленном топливном производстве, а также мощности для изготовления продукции нефтехимической направленности.

Среди таких установок устройства для пиролиза, производства полимерных высокомолекулярных соединений: полимеров этилена, стирола, пропилена. Задействуются мощности для риформинга, направленного на изготовление углеводородов, производных бензола.

Установки первичной перегонки

Схема установки для первичной перегонки подбирается исходя из характера будущей переработки:

• Топливная;
• Топливно-масляная.

Для поверхностной переработки для топливного профиля используется мощность атмосферных трубчаток, для более совершенной переработки используются мощности атмосферно-вакуумных трубчаток.

В данных устройствах переработка сырья производится в несколько этапов. Сначала атмосферная перегонка с получением мазута и топливной фракции, затем вакуумная перегонка мазут с изготовлением узкой масляной фракции, затем вакуумная перегонка гудрона и мазута.

Применение двух этапов вакуумной переработки с получением узких масляных фракций позволяет сделать технологический процесс более гибким и проводить быстрое обезвоживание и обессоливание нефти.

Химические методы

Любые предприятия данного направления используют как физические, так и химические способы обработки сырья. Такие способы позволяют разделять топливные и масляные фракции, удалять химические реактивы и получать новые смеси.

По типу реакции классифицируют превращения:

• Деструктивные;
• Окислительные;
• Гидрогенизационные.

По способу активации реакции различают:

Перспективные направления

На протяжении последних десятилетий в данном сегменте промышленности уделяют большое внимание вопросу укрепления и комбинирования устройств, предназначенных для первичной переработки, а также достижение их большей универсальности.

Еще одно перспективное направление в этой области – привлечение к технологическому процессу установок крупнотоннажного производства по углубленной обработке первичного сырья.

Это позволит сократить объемы получаемого производствами мазута, но увеличить объемы изготовления светлых фракций топлива, нефтехимической продукции для дальнейшего использования полимерной химией и органическим синтезом.

Конкурентоспособность

Нефтеперерабатывающие производства являются перспективными и доходными элементами государственного хозяйства, представляющие интерес и для внешнего, и для внутреннего рынка.

Собственные производства покрывают всю внутреннюю потребность в нефтепродукции, а импорт ее производится достаточно эпизодично и в относительно небольших объемах.

Высокая конкурентоспособность в этой области обуславливается наличием достаточных объемов сырья и установок для его добычи, а также низкими затратами за материальное обеспечение производств, электроэнергию и экологический аспект, в сравнении с получаемой прибылью.

Одним из негативных и ощущаемых факторов в этом промышленном сегменте является серьезная технологическая зависимость отечественных производств от зарубежных.

Компания Газойл Центр, входит в группу компаний Воталиф (Votalif) . Является динамично развивающейся, вертикально интегрированной. Имеет договорные отношения с крупнейшими производителями нефтепродуктов. Постоянно расширяет круг клиентов, партнеров и перечень предлагаемых продуктов. Улучшая качество оказываемых услуг, максимально повышает эффективность ведения бизнеса по обеспечению своих клиентов всем комплексом услуг. Газойл Центр осуществляет доставку, проверку качества, предоставляет оперативную информацию о местонахождении товара в пути, быстро и правильно оформляет документы.

С 2010 года идет развитие арсенала производственных мощностей. Стратегической целью компании, является становление как лидера среди трейдеров на рынке России, а так же стран СНГ. Энергетические компании через диверсификацию рынков сбыта, так или иначе решают свои задачи через трейдеров, которые обеспечивают увеличение объемов и оборотов капитала. Обеспечение надежности поставок, роста эффективности деятельности, использования научно-технического потенциала — это все в развитии компании.

Создание компании

23 ноября 2009 года, решением Ахмедова Вадима Валерьевича и Филатова Андрея Викторовича, утвержден устав компании. Создана структура компании утвержден логотип (товарный знак и название: Компания «Газойл Центр». Компании «Газойл Центр» поставлена основная задача: оптовая торговля нефтепродуктами. Поставленная перспектива в 2009 году: добыча и переработка нефти и газа, была реализована с 2011 года. С момента основания сотрудники компании стремятся к достижению трех взаимосвязанных целей: обеспечить качественное обслуживание клиентов, создать стабильную и прочную команду, принимать нововведения.

Следуя этим целями компания работает в России, странах Европы и Азии. Гордость за результаты работы компании, подкреплена отзывами о труде сотрудников. Мы смело идем в будущее. В соответствии с целями деятельности, компании определяет в них главное: качество.

Мы всегда несем ответственность перед клиентами за выполнение обязательств. Гибкость и инициативность нашего мышления позитивно отражается на сотрудничестве с партнерами, а качество нашей работы ставит точку в выборе надежного партнера. Компания продает нефтепродукты, как по ЖД России, так и другими видами транспорта. Доставка дизельного топлива (солярки), Бензинов Аи-92, Аи-95 и других осуществляется только по договорам. Наша компания входит в группу компаний, продажа нефтепродуктов происходит с 1995 года. Основные нефтепродукты: СПБТ, ПБА, СУГ, ШФЛУ, нефть, газ, пропан, бутан, бензин, ДТЛ, ДТЗ, печное топливо, мазут топочный, битум.