Андрей Смирнов
Время чтения: ~20 мин.
Просмотров: 0

Нефтеперерабатывающий завод

Современная ситуация

С середины 1999 года держателем контрольного пакета акций (86,7 %) завода стало ЗАО ННК «Казахойл», впоследствии АО «НК „КазМунайГаз“». Владельцем доли — 99,17 % является АО «КазМунайГаз».

С 2004 по 2012 годы — генеральным директором ТОО «Атырауский нефтеперерабатывающий завод» был Талгат Байтазиев.

С 2012 по 2016 годы — генеральным директором был Кайрат Уразбаев.

С 2016 по февраль 2018 года — генеральным директором был Галимжан Амантурлин.

Атырауский НПЗ впервые осуществил переработку Тенгизской нефти — нефти нового типа со значительно большим содержанием светлых фракций и, одновременно, с высоким содержанием в ней метил-этилмеркаптанов, что потребовало для её переработки тщательной подготовки и решения как технологических, так и экологических проблем. Доля переработки Тенгизской нефти составляет 12 %.

В 2003—2006 годах на АНПЗ была произведена «японская реконструкция» компанией Marubeni Corp., в результате которой были построены следующие установки:

1. Комбинированная установка гидроочистки бензина и дизеля:

*гидроочистка бензина;

*изомеризация легкого бензина;

*гидроочистка и депарафинизация дизельного топлива

2. Установка производства и очистки водорода;

3.Установка производства серы;

4.Биологические очистные сооружения.

В 2009—2017 годах на заводе прошло еще два этапа модернизации: а) стоительство Комплекса ароматических углеводородов (2015 г.):

1.Установка каталитического риформинга с блоком извлечения бензола (CCR):

*экстрактивная дистилляция Morphylane,

2. Комплекс по производству ароматизированных углеводородов (PARAMAX):

*предфракционирование ксилолов и Eluxyl;

*изомеризация ксилолов ХуМах;

*трансалкилирование толуола TransPlus;

*разделение рафината;

В результате пуска КПА завод стал производить в промышленном объеме бензол.

б) строительство Комплекса глубокой переработки нефти (2018):

1.Каталитический крекинг R2R;

2.Обессеривание СУГ Sulfrex;

3.Гидроочистка газойля PrimeD;

4.Селективная гидроочистка нафты Prime G;

5.Олигомеризация бутенов;

6.Гидроочистка нафты;

7.Этерификация легкой нафты;

8.Гидрирование бензола «Бенфри»;

9.Комбинированная установка производства серы;

10.Газофракционирование насыщенных газов SGP;

11.Изомеризация легких бензиновых фракций Parisom;

12.Установка производства и очистки водорода.

В результате мощность завода увеличилась до 5,5 млн тонн нефти в год, глубина — до 84 %. Доля светлых нефтепродуктов составила 75,4 %. Кроме автомобильного топлива (бензин и ДТ качества К5), завод может производить ценное нефтехимическое сырье — бензол (133 тыс.тонн), параксилол (497 тыс.тонн). С 2019 года завод будет производить авиатопливо Jet A1 (250 тыс.тонн). С декабря 2018 года АНПЗ единственный в Казахстане может производить зимнее топливо Khazar с ПТФ −32 градусов . В 2019 году АНПЗ начал выпуск зимнего дизельного топлива Khazar с ПТФ −38 градусов.

Влияние на экологию

С 2009 года в группе компаний «Газпром нефть» внедрена и действует комплексная Программа повышения надежности трубопроводов «Чистая территория», направленная на снижение и предупреждение отказов трубопроводных систем, включая проведение работ по реконструкции и замене трубопроводов.

Система экологического менеджмента, соответствующая требованиям международных стандартов серии ISO 14001, действует в группе компаний «Газпром нефть» с 2013 года и ежегодно проверяется независимыми аудиторскими организациями.

Первый этап строительства инновационной системы очистных сооружений «Биосфера», который входит в комплекс мероприятий национального проекта «Экология», завершен в 2019 году. Строительство комплекса, который повысит эффективность очистки сточных вод до 99,9%, планируется завершить к 2021 году.

Несколько видов животных, крайне чутких к состоянию окружающей среды, выбрали нефтезавод территорией для проживания и размножения.

Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти 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, дизельное топливо, 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. Катализатор 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.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Профили НПЗ

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 продукт.

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

Топливный профиль

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 нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг, изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

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

Топливно-масляный профиль

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

Топливно-нефтехимический профиль

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг, направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов, и т. д.).

Примеры: Салаватнефтеоргсинтез; Уфанефтехим.

Крупнейшие игроки отрасли

Нефтеперерабатывающая отрасль России в значительной степени консолидирована 10 вертикально интегрированными компаниями, обладающими 90% производственных мощностей.

Роснефть

ПАО «НК «Роснефть» занимает лидирующие позиции в нефтяной отрасли России и является одной из крупнейших мировых компаний, достигшей объёмов переработки нефти в 2019 году уровня 110 млн. т. Среднесписочный состав Роснефти на 2018 год составил 308,0 тыс. человек, что на 5,9 тыс. человек больше 2017 года. В её составе 13 нефтеперерабатывающих (НПЗ) заводов только на территории нашей страны. Общая выручка холдинга за 2018 год равнялась 8, 238 трлн. руб. Из них 3,997 было получено от реализации нефтепродуктов.

Лукойл

ПАО «Нефтяная компания «Лукойл» также одна из крупнейших вертикально ориентированных нефтегазовых компаний с персоналом в 107 405 человек. Показатели 2018 года:

  • Выручка – 8 трлн. рублей.
  • Нефтепереработка – 1,4 млн. барр./сут.; за год – 67,3 млн. т.

В составе холдинга: 4 нефтеперерабатывающих завода (НПЗ) в РФ, 3 НПЗ в Европе, 45% активов НПЗ Нидерландов.

Газпром

На начало 2019 года перерабатывающий комплекс Группы «Газпром» представлен 11 НПЗ, крупнейшим среди которых является Омский. Совокупные нефтеперерабатывающие мощности «Газпрома» и «Газпром нефти» превышают 48 млн. т в год.

В 2018 году компания переработала 67,4 млн. т жидкого углеводородного сырья. Чистая прибыль «Газпром нефти», основного подразделения Группы по нефтепереработке, составила в 2019 году 400,2 млрд. рублей. По данным 2017 года её персонал представлен 70,6 тыс. человек.

Башнефть

ПАО АНК «Башнефть» – организация, созданная в 1946 году, в настоящее время располагает тремя нефтеперерабатывающими заводами:

  • «Новойл».
  • «Уфанефтехим».
  • Уфимским НПЗ.

Их мощности составляют 24,07 млн. т ежегодно.

По итогам 2019 года, выручка компании составила 166,7 млрд. рублей, чистая прибыль – 76,8 млрд. рублей. В настоящее время перерабатывающие мощности АНК «Башнефть» претерпевают модернизацию, тем не менее, это позволило им увеличить выработку на 2,3% в 2019 году. Компании удалось достичь реальной синергии (эффект взаимодействия, при котором общая сумма больше её составляющих) на стыке нефтепереработки и нефтехимии, вследствие снижения операционных и логистических затрат.

Сургутнефтегаз

ПАО «Сургутнефтегаз» (СНГ) – крупнейшая нефтяная и газовая организация, входящая в первую десятку российских компаний. Её перерабатывающие мощности расположены на территории Ленинградской области в городе Кириши. Объём переработки «ПО Киришинефтеоргсинтез» ежегодно составляет 20 млн. т в год, что является одним из пяти крупнейших показателей для всех НПЗ страны (6,9% российской нефтепереработки по итогам 2019 года). Чистая прибыль СНГ в 2019 году составила 106 млрд. рублей, количество работающих на период 2018 года – 112,8 тыс. человек.

Татнефть

ПАО «Татнефть» им. В. Д. Шашинав своё время занимала пятнадцатое место по объёму реализации продукции среди компаний нашей страны. Организация прославилась созданием Татарстанского нефтеперерабатывающего комплекса «ТАНЕКО», достигшего 99% уровня глубины переработки нефтепродуктов. Согласно годового отчёта Компании за 2018 год:

  • Реализовано нефтепродуктов – 11,35 млн. т, при собственном производстве в 8,9 млн. т.
  • Переработано нефтесырья на «ТАНЕКО» за период с 2010 по 2018 год. – 60 млн. т.
  • Там же произведено 10,1 млн. т нефтепродуктов.

К окончанию 2016 года количество персонала АО «ТАНЕКО» выросло до 3316 человек.

NewStreamGroup

Группа компаний «Новый Поток» (NewStreamGroup) основанная в 2004 году, имеет в своём составе 13 компаний, из которых 2 являются перерабатывающими:

  • АО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод» г. Тюмень
  • ООО «Марийский нефтеперерабатывающий завод» село Табашино, Оршанского района Марий Эл.

Их суммарная перерабатывающая мощность равняется 9,5 млн. т в год.

Выручка Группы за 2016 год составила 206,9 млрд. рублей, при общей численности персонала более 5 тыс. человек.

Вторичная переработка — крекинг

Вторичная переработка нефти 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, дизельное топливо 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. Катализатор 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.. Продукт крекинга обогащается легкими высококачественными углеводородами и в результате получается широкая бензиновая фракция и фракции дизельного топлива, относящиеся к светлым нефтепродуктам. В итоге получаются углеводородные газы (20 %), бензиновая фракция (50 %), дизельная фракция (20 %), тяжелый газойль и кокс.

Примечания

  1. Gary, J.H.; Handwerk, G.E. Petroleum Refining Technology and Economics (англ.). — 2nd. — Marcel Dekker, Inc (англ.)русск., 1984. — ISBN 978-0-8247-7150-8.
  2. Leffler, W.L. Petroleum refining for the nontechnical person (англ.). — 2nd. — PennWell Books (англ.)русск., 1985. — ISBN 978-0-87814-280-4.
  3. James G., Speight. The Chemistry and Technology of Petroleum (англ.). — Fourth. — CRC Press, 2006.
  4.  (недоступная ссылка). Российский государственный университет нефти и газа имени И. М. Губкина. Дата обращения 3 февраля 2011.
  5. . hydrocarbons-technology.com. Дата обращения 23 февраля 2018.
  6. .
  7. . www.terminy.info. Дата обращения 16 января 2019.
  8. . profile.ru. Дата обращения 16 января 2019.
  9. . ruskline.ru. Дата обращения 16 января 2019.
  10. .
  11. Лисичкин С.М. Выдающиеся деятели отечественной нефтяной науки и техники. — М.: НЕДРА, 1967. — С. 284. — 68 с.
  12. Александр МАТВЕЙЧУК, кандидат исторических наук, член-корреспондент РАЕН. .
  13. . cyberleninka.ru. Дата обращения 16 января 2019.
  14. Менделеев Д. И. Заветные мысли. — М.: Мысль, 1995. — 388 с. — ISBN 5-244-00766-1.

История завода

К проектированию завода приступили в 1943 году на основании планового задания Наркомата нефтяной промышленности СССР. Строительство завода шло в нелегких условиях военного времени. Технический проект завода был разработан американской фирмой «Баджер и сыновья». Корректировка осуществлялась проектной организацией государственного треста № 1 Наркомата нефтяной промышленности СССР. Привязка к местным условиям осуществлялась местными проектировщиками «Эмбанефтьпроект».

Первоначальная мощность завода составляла 800 тысяч тонн переработки нефти в год и базировалась на нефти Эмбинского месторождения, привозном Бакинском дистилляте. С самого начала завод развивался по топливному варианту, с выпуском авиационных и автомобильных бензинов, различных моторных и котельных топлив.

С развитием Западно-Казахстанского региона, увеличением добычи нефти с 1965 года, завод путём реконструкции стал рассматривать вопрос по замене дорогостоящего привозного дистиллята на дистиллят собственной выработки.

В 60-е годы XX столетия был взят курс на увеличение объёма переработки нефти путём строительства новых технологических установок.

С 1969 года по 2006 год на заводе были построены и пущены в эксплуатацию установки Переработка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-3, каталитического риформинга ЛГ-35-11/300, замедленного коксования, прокалки нефтяного кокса, по производству технического азота, гидроочистки и изомеризации бензина, гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, очистки и производства водорода, производства серы с блоком кристаллизации.

За более 60 лет работы завод превратился в современное предприятие по выпуску нефтепродуктов топливного назначения. Осуществлено большое техническое перевооружение всех технологических установок по переработке нефти, что позволило увеличить мощность до 5 млн тонн в год.

Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам


Ввод нефтеперерабатывающих мощностей в России по годам

В советское время, когда были введены в действие основные нефтеперерабатывающие мощности России, при выборе площадок для размещения НПЗ руководствовались двумя факторами: близостью к районам потребления нефтепродуктов и сокращением общих затрат на транспортировку нефти в связи с чем ряд НПЗ был построен в районах добычи нефти.

НПЗ в Рязанской, Ярославской и Нижегородской областях были ориентированы на Центральный экономический район (СССР); в Ленинградской области — на Ленинградский промузел; в Краснодарском крае — на густозаселенный Северо-Кавказский район, в Омской области и Ангарске — на потребности Сибири. Остальные НПЗ были построены в районах добычи нефти, до конца 60-х годов главным нефтедобывающим районом СССР было Урало-Поволжье, с целью переработки добываемой нефти в Башкирии, Самарской (ранее Куйбышевской) и Пермской областях был построено несколько НПЗ обеспечивающих потребление в данных регионах, в Сибири и других районах России, а также в союзных республиках бывшего СССР.

Федеральный округРегионМощности по переработке (млн.тонн)/кол-во НПЗ
Приволжский ФОРеспублика Башкортостан35.3/2
Самарская область25.5/2
Нижегородская область19/1
Пермская область12.4/1
Республика Татарстан16/1
Оренбургская область6.6/1
Саратовская область6.5/1
Республика Марий Эл1.3/1
Итого122.6/10
Центральный ФОРязанская область15/1
Ярославская область13.5/1
Москва12.2/1
Итого40.7/3
Сибирский ФООмская область21.3/1
Иркутская область11/1
Красноярский край7/1
Кемеровская область3/1
Итого42.3/4
Южный ФОКраснодарский край22/3
Волгоградская область25/1
Астраханская область3.3/1
Ростовская область2.5/1
Итого27.9/6
Северо-Западный ФОЛенинградская область22/1
Республика Коми3.2/1
Итого25.2/2
Дальневосточный ФОХабаровский край11.7/1
Уральский ФОХМАО4/1
Тюменская область9.04/1
Итого13.04/2
Итого271.74/32

Классификация нефтепродуктов

Продукты нефтепереработки классифицируются по целому ряду различных параметров. Очевидно, их можно разделить, например, по агрегатному состоянию на:

  • газообразные
  • жидкие
  • твердые

Кроме этого, выделяют несколько классов по степени опасности веществ в зависимости от температуры вспышки:

  • I класс (t вспышки менее 28 C) – бензины
  • II класс (t вспышки 28…61 C) – керосины, дизельное топливо ДА
  • III класс (t вспышки 61…120 C) – дизельное топливо, мазут
  • IV класс (t вспышки более 120 C) – масла, битумы, парафин

Однако самая распространенная классификация нефтепродуктов — это их разделение в зависимости от области применения:

  • Топливо
    • Моторное топливо
      • Бензины
      • Дизельное топливо
      • Реактивное топливо (авиационный керосин)
    • Энергетическое топливо
      • Газотурбинное топливо
      • Котельное топливо
      • Судовое топливо
  • Нефтяные масла
    • Смазочные масла и пластичные смазки
    • Не смазочные масла (трансформаторные, конденсаторные и пр.)
  • Углеродные и вяжущие материалы
    • Нефтяной кокс
    • Битум
    • Гудрон
    • Пек
  • Нефтехимическое сырье
    • Ароматические углеводороды (бензол, толуол, ксилол и пр.)
    • Сырье для пиролиза (смесь газов – предельных углеводородов)
    • Твердые углеводороды (парафины, церезины)
  • Нефтепродукты специального назначения
    • Термогазойль
    • Осветительный керосин
    • Растворители (ацетон, уайт-спирит)
    • Топливные присадки

Основную долю получаемых из нефтяного сырья продуктов переработки составляют различные виды топлива. Так, на моторное топливо приходится порядка 60% от всего объема производства нефтепродуктов.

Следующая по значимости группа нефтепродуктов – нефтяные масла. Помимо прямого назначения горюче-смазочные нефтяные материалы, входящие в данную группу могут использоваться в качестве антикоррозионных и теплоотводящих составов, например, для заливки трансформаторов.

Довольно обширный класс нефтепродуктов представляют углеродные и вяжущие материалы. Яркий представитель данной группы – битум, в огромном количестве используемый в составе асфальта для дорожных покрытий и в строительстве.

Стоит отметить, что некоторые нефтепродукты выступают не как готовые к использованию вещества, а в качестве сырья для дальнейшего нефтехимического синтеза. В основном это получаемые в процессе нефтепереработки газы. Сюда также можно отнести некоторые ароматические соединения – бензол, толуол, парафин и пр.

Профили НПЗ

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 продукт.

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

Топливный профиль

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 нефти, риформинг, гидроочистку; дополнительно — вакуумную дистилляцию, каталитический крекинг,изомеризацию, гидрокрекинг, коксование и т. д.

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

Топливно-масляный профиль

На НПЗ топливно-масляного профиля помимо различных видов топлив и углеродных материалов производятся смазочные материалы: нефтяные масла, смазки, твердые парафины и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства масел и смазок.

Примеры: Омский нефтеперерабатывающий завод, Ярославнефтеоргсинтез, Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез и т. д.

Топливно-нефтехимический профиль

На НПЗ топливно-нефтехимического профиля помимо различных видов топлива и углеродных материалов производится нефтехимическая продукция: полимеры, реагенты и т. д.

Набор установок включает в себя: установки для производства топлив и установки для производства нефтехимической продукции (пиролиз, производство полиэтилена, полипропилена, полистирола, риформинг направленный на производство индивидуальных ароматических углеводородов и т. д.).

Примеры: Салаватнефтеоргсинтез; Уфанефтехим.

Цифровые и технологические решения «Евро+»

При проектировании и строительстве комплекса «Евро+» использовали передовые решения по организации первичных и вторичных процессов нефтепереработки.

Так, увеличили уровень экологической безопасности за счет двойной защиты трубопроводов и систем. Кроме того, обеспечен высокий уровень автоматизации и цифровизации всех процессов, включая максимально эффективное и безопасное удаленное управление комплексом.

Работа комплекса контролируется в режиме реального времени. Для этого создана единая цифровая 3D-модель «Евро+», с помощью которой доступ к инженерным данным можно получить за несколько секунд. Всего установлено 15 тысяч датчиков и контрольно-измерительных приборов.

Комплекс «Евро+» включает в себя следующие секции:

— первичная переработка нефти;

— производство компонентов высокооктанового бензина, летних и зимних сортов дизельного топлива, сжиженных газов;

— обеспечение непрерывной работы производственных секций комплекса;

— вспомогательные системы — энергообеспечение и водоснабжение всего комплекса;

— безопасная система утилизации газов закрытого типа, что обеспечивает существенное снижение вредного воздействия на атмосферу.

По сути, в стране появился единый комплекс нефтепереработки полного цикла — от подготовки сырой нефти до производства автомобильного бензина, дизельного топлива и авиакеросина.

Запуск «Евро+» позволит Московскому НПЗ сократить на 11 процентов воздействие на атмосферный воздух с каждой тонны переработанной нефти и таким образом уменьшить нагрузку на окружающую среду.

При этом заметно возрастет объем производства. Так, бензина станет больше на 15 процентов (завод начнет производство бензина G-Drive 100), дизельного топлива (в том числе зимних сортов) — на 40 процентов. Завод сможет увеличить выпуск авиационного керосина. Годовой объем переработки нефти Московского НПЗ будет достигать 12 миллионов тонн, половину которого обеспечит новый комплекс «Евро+».

Экологический контроль и мониторинг

На Московском НПЗ создана комплексная система мониторинга состояния воздуха, воды и геологической среды как на самом предприятии, так и в его окрестностях.

Автоматизированными системами локального экологического мониторинга промышленных выбросов оснащены восемь дымовых труб. Информация с датчиков в режиме реального времени передается на сервер Московской службы государственного экологического мониторинга.

Два раза в сутки в пяти точках промышленной зоны и в шести точках санитарно-защитной зоны завода берутся пробы воздуха. В 95 точках — пробы воды, из 36 скважин — пробы геологической среды. Все они анализируются в заводской лаборатории.

Данные о состоянии атмосферного воздуха в зоне влияния завода демонстрируются на официальном сайте предприятия и экоинформере — специальном светодиодном экране, размещенном у границы предприятия.

«Газпром нефть» первой среди всех российских нефтяных компаний устанавливает на своих заводах передовые цифровые системы мониторинга воздуха. Этот опыт поможет в формировании стандартов промышленного мониторинга.

С 2018 года Московский нефтеперерабатывающий завод является пилотной площадкой по внедрению в промышленность автоматизированных систем мониторинга воздуха. Результаты пилотных испытаний станут основой для разработки единых федеральных требований к техническим решениям и методикам проектирования отраслевых систем мониторинга атмосферного воздуха.

История отрасли в России

Краткая хронология происходящих в те времена событий, такова:

  • XV век. Обитавшие на побережье реки Ухты (север России, территория нынешней Республики Коми) местные жители сообщали о нахождении масляных пятен на её поверхности.
  • 1684 год. Обнаружены первые нефтяные месторождения в районе Иркутского острога.
  • 1721 год. Мезенский рудознатец Григорий Черепанов находит нефтяной ключ на той же реке Ухте. О чём незамедлительно докладывает в Берг-коллегию. Благодаря личному участию самого Петра Первого, пославшего образцы обнаруженной нефти в Голландию, в России возникает первый государственный нефтепромысел.
  • 1745год. Продолжатель дела Г. Черепанова, архангелогородец Фёдор Прядунов основывает в районе названого ключа кустарную нефтедобычу. А немногим позже, и первый в мире нефтеперегонный завод, производящий каждый год тысячу пудов маслянистой фракции. Жидкости во многом схожей с керосином, которую применяли для освещения лампад и использовали в медицинских целях.
  • Поводом к этому стала, проведённая в 1748 году с помощью тогдашней московской лаборатории Государственной Берг-коллегии, перегонка нефти.

С присоединением Кавказа и освоением Кубани началась новая эпоха в истории российской нефтедобычи и нефтепереработки. Но только с середины XIXвека, в связи с изобретением керосиновой лампы, спрос на неё резко повысился.

На юге страны начался своеобразный нефтяной бум. Лучшие отечественные и иностранные учёные, а вместе с ними икрупнейшие специалисты того времени внесли свой вклад в дальнейшее совершенствование нефтяных технологических процессов того времени. Среди них:

  • Ардалион Николаевич Новосильцев, разработавший ударный способ добычи «чёрного золота».
  • Великий русский учёный Дмитрий Иванович Менделеев, дававший свои рекомендации богатому промышленнику В. И. Рагозину, построившему нефтеперерабатывающий завод под Ярославлем.
  • Владимир Григорьевич Шухов – выдающийся учёный, внедривший компрессионный способ добычи нефти.
  • Нефтепромышленник из Баку А. А. Тавризов, создавший аппарат для непрерывной перегонки нефти.
  • Русский инженер А. Шпаковский – изобретатель, создавший «пульверизатор» для распыления воздуха.
  • Видный русский учёный А. А. Летний, создавший научную теорию термического разложения мазута и нефти.
  • Целая плеяда русских учёных-химиков: Г. Г. Густавсон, Л. Г. Гурвич, Н. Д. Зелинский, С. В. Лебедев.

Сильнейшим толчком для освоения новой области применения продуктов разложения нефти, послужило создание бензиновых двигателей: российским моряком О. С. Костовичем, немцами Г. Даймлером и К. Бенцем.

К началу XXвека в Баку работают 167 предприятий, производящих ежегодно 11,4 млн. т нефти, что составляет 50% мировой нефтедобычи и 90% российской. Среди здешних предпринимателей такие знаменитости, как братья Нобели, финансисты Ротшильды, Рокфеллеры.

Дальнейшее развитие добыча и переработка нефти происходит уже в Советском Союзе. Помимо традиционных промыслов на Кавказе, осваиваются: Волго-Уральская нефтяная база, Западно- и Восточно-Сибирские месторождения, Тимано-Печорская нефтяная область. В целях будущего развития отрасли проводится разведка перспективных месторождений в шельфовых зонах северных морей, острова Сахалин, Каспийского моря, на территориях арктической тундры.

Наша страна уже много лет традиционно является крупнейшим мировым экспортёром нефти и нефтепродуктов. По данным за 2019 год, поставки данного вида сырья принесли в бюджет государства 200 млрд. долларов.

Гидроочистка

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

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 никель, 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.

Конкурентоспособность

Нефтеперерабатывающая промышленность сегодня – это весьма перспективная отрасль. Она отличается высокой конкурентоспособностью как на внутреннем, так и на международном рынке. Собственные производственные мощности позволяют полностью покрыть потребности в пределах государства. Что касается импорта, то он осуществляется в сравнительно небольших объемах, локально и эпизодически. Россия сегодня считается крупнейшим среди прочих стран экспортером нефтепродуктов. Высокая конкурентоспособность обусловлена абсолютной обеспеченностью сырьем и относительно невысоким уровнем расходов на дополнительные материальные ресурсы, электроэнергию, защиту окружающей среды. В качестве одного из негативных факторов в этом промышленном секторе выступает технологическая зависимость отечественной нефтепереработки от зарубежных государств. Несомненно, это не единственная проблема, которая существует в отрасли. На правительственном уровне постоянно ведется работа по улучшению ситуации в этом промышленном секторе. В частности, разрабатываются программы по модернизации предприятий. Особое значение имеет в данной области деятельность крупных нефтяных компаний, производителей современного производственного оборудования.

Рейтинг автора
5
Материал подготовил
Степан Волков
Наш эксперт
Написано статей
141
Ссылка на основную публикацию
Похожие публикации