О первой находке нефти в России было сообщено 2 января 1703 года в русской газете «Ведомости». Однако в течение XVIII века разработка нефтяных месторождений являлась убыточной из-за крайне узкого практического применения продукта. После территориальных приобретений в районе Баку в начале XIX века основным нефтяным районом России стал Кавказ. После изобретения керосиновой лампы в 1853 году спрос на нефть возрос многократно. Первая нефтяная скважина (разведочная) промышленным способом была пробурена на Апшеронском полуострове в 1847 году, первая эксплуатационная скважина пробурена на р. Кудако на Кубани в 1864 году.
К настоящему времени в разработку вовлечено более 60% текущих запасов нефти. В разработке находится 840 месторождений, расположенных во многих регионах страны: от Калининградской области на западе до о-ва Сахалин на востоке, от о-ва Колгуев в Баренцевом море на севере до предгорий Кавказа на юге. Основным нефтяным регионом является Тюменская область, где сосредоточено более 70% текущих запасов и добывается 66% российской нефти.
Вторым по значению районом является Урало-Поволжье, где добывается 27%, далее следует Тимано-Печерская нефтегазоносная провинция - 3,2%, Северный Кавказ - 1,6%, Сахалин - 0,5%. Большинство старых нефтяных районов вступило в поздние стадии разработки, когда добыча нефти стабилизируется или даже уменьшается. Степень выработанности текущих запасов нефти превысила 50%, в том числе более 30% в Тюменской области, 70% в Волго-Уральской провинции и 80% - на Северном Кавказе. Особенно значительно выработаны запасы на наиболее крупных и высокопродуктивных месторождениях, обеспечивающих основную часть добычи нефти в России. В этой связи одна из важнейших проблем - сохранение высокой производительности старых районов. Наблюдается "старение" Волго-Уральского района. Его технико-экономические стали ниже по сравнению с прежним уровнем, а добыча нефти (например, в Башкирии) даже сократилась.
При "старении" ряда нефтяных районов огромную роль приобретает создание новых нефтяных баз. Среди них резко выделяются Западно-Сибирская низменность, где возникла главная база страны. Добыча Западно-Сибирской нефти возрастала стремительными темпами. В дальнейшем удельный вес этой нефтяной базы сохранится на достигнутом уровне. Из новых нефтяных баз формируется также Тимано-Печерская (крупнейшее месторождение Усинское). Произошли изменения в структуре добычи нефти по способам эксплуатации месторождений. В 1965г почти 2/3 всей нефти добывалось наиболее дешевым фонтанным способом. Теперь его доля заметно сократилась, наоборот резко возросло значение насосного способа, с помощью которого в 1987г было добыто свыше 2/3 всей нефти. Оценивая в целом сырьевую базу нефтяной промышленности России, можно сделать вывод, что в количественном отношении она достаточна для решения текущих и прогнозных задач по добыче нефти. Однако качественные изменения в структуре разрабатываемых и прогнозных запасов нефти будут негативно отражаться на эффективности процессов нефтеотдачи. Разработка таких запасов потребует применения более сложных и дорогостоящих технических средств и технологических процессов, а также применение новых более эффективных методов повышения нефтеотдачи продуктивных пластов. В условиях непрерывного ухудшения качественного состояния сырьевой базы отрасли увеличение нефтеотдачи приобретает стратегическое значение для стабилизации и развития процессов нефтедобычи.
Размещение предприятий нефтеперерабатывающей промышленности зависит от размеров потребления нефтепродуктов в разных районах, техники переработки и транспортировки нефти, территориальных соотношений между ресурсами и местами потребления жидкого топлива. Добытая из недр земли нефть содержит большое количество песка, солей и воды. Нефть нужно очистить, поэтому она сначала поступает на нефтеочистительные заводы, которые строят обычно в районах ее добычи. Затем очищенная нефть поступает на нефтеперерабатывающие заводы, которые строятся в районах потребления нефтепродуктов. Нефтеперерабатывающая промышленность вырабатывает нефтепродукты (мазут, бензин, керосин, дизельное топливо, смазочные масла), которые непосредственно используются потребителями.
Технический прогресс в транспортировке нефти привел к отрыву нефтеперерабатывающей промышленности от нефтедобывающей. Переработка нефти чаще сосредотачивается в районах массового потребления нефтепродуктов. Между тем приближение нефтеперерабатывающей промышленности к местам потребления нефтепродуктов имеет ряд преимуществ, связанных с ее транспортировкой и хранением: транспортировка нефти всегда экономичнее перевозки ее многочисленных производных; для транспортировки нефти могут быть широко использованы трубопроводы которые, помимо сырой нефти, осуществляют перекачку светлых продуктов; хранение сырой нефти обходится дешевле, чем нефтепродуктов; потребитель получает возможность одновременно использовать сырую нефть, поступающую из разных районов. Размещение переработки нефти приобретает повсеместный характер. В то же время экономический фактор становится лимитирующим.
Нефтепереработка в разных районах страны находится в зависимости не только от качества исходной сырой нефти, но и от того, какие виды топлива в местных условиях оказываются наиболее эффективными. Нефтеперерабатывающие заводы разместились на трассах нефтепроводов (Нижний Новгород, Рязань, Москва, Кириши, Полоцк, Орск, Омск, Ангарск), на водных путях (Волгоград, Саратов, Сызрань, Самара, Ярославль, Хабаровск) и в морских портах (Туапсе), куда сейчас проложены трубопроводы. Поэтому удельных вес районов добычи нефти в ее переработке резко сокращается. В них сосредоточена еще значительная часть нефтеперерабатывающих заводов (Уфа, Салават, Ишимбай, Грозный), идет интенсивная их реконструкция и зачастую расширение. Новых заводов в районах добычи нефти уже не строят. Они сооружаются на трассах нефтепроводов идущих на восток (Ачинск). Эта тенденция территориального разрыва нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности еще больше усилилась в связи с превращением Западной Сибири в главную базу добычи нефти страны. В настоящее время там имеется лишь один центр переработки нефти в Омске, куда поступает небольшая часть добываемого в районе жидкого топлива.
Слово «нефть» в латинском варианте звучит как «petroleum» и состоит из двух слогов «petra» и «oleum», то есть «камень» и «масло». Даже такой древний вариант названия намекает на сложный состав нефтяного сырья и на то, какие разные, непохожие друг на друга компоненты в нем содержатся.
На раскрытие потенциала нефти ушли века. Так, в древнем Египте использовали асфальт и битум для строительства зданий и бальзамирования умерших фараонов, а в Греции нефть стала компонентом зажигательной смеси.
Но прогресс в этой области сильно замедлился, и лишь на рубеже 19-20 веков произошла настоящая революция: нефть стали перерабатывать в промышленных масштабах. Д. И. Менделеев говорил: «Сжигать нефть – все равно что топить печь ассигнациями» .
Ну а первый НПЗ открылся в Румынии в 1856 году, и через несколько десятилетий именно углеводородное топливо стало основой всей мировой экономики.
Сегодня из нефти производят широчайший спектр товаров, список которых не заканчивается на различных видах топлива: бензине, керосине или дизеле.
Из нефти получают также олефины и ароматические углеводороды, которые помогают создавать клеи и растворители, а также являются основой для полимерных соединений, из которых вырабатывают пластмассу. Получают также нафту, мазут, ацетон и битум. Нефть используется даже в пищевой и парфюмерной промышленности. Стоимость конечного продукта в отдельных случаях в сто раз превышает стоимость исходного сырья.
Как же происходит процесс переработки? И каковы свойства продуктов, получаемых из нефти?
Перегонка нефти
Одна из главных частей процесса переработки нефти — дистилляция, ректификация, или как ее чаще называют, перегонка нефти. Цель любой системы ректификации заключается в разделении жидкости на несколько составляющих.
Процесс происходит в специальной башне. В России ее называют ректификационной колонной. Здесь исходное сырье разделяется на фракции. Сырье из специального резервуара с помощью помпы загоняется в нагревательный отсек (предварительный нагреватель), где температура доводится до уровня, близкого к точке кипения. Повышается и давление, что позволяет моментально «вскипятить» нефть, как только та попадет в башню дистилляции, где давление ниже.
По мере кипения сырья, начинается процесс перехода в газообразное состояние. Более легкие компоненты поднимаются наверх, тяжелые остаются на дне башни. Оттуда они в итоге выкачиваются специальной помпой, но сначала нужно прогнать смесь через еще один нагревательный элемент и убедиться, что все легкие фракции высвобождены.
Итак, тяжелые фракции отделены. Теперь дело за более легкими. В верхней части башни располагается конденсатор. Он охлаждает и сжижает поднявшийся наверх газ. Часть получившегося сырья выкачивается из башни насосом, другая возвращается обратно для продолжения процесса перегонки.
Еще одним неотъемлемым элементом процесса перегонки являются ректификационные тарелки, расположенные внутри колонны и разделяющие на разных уровнях газ и жидкость. В этих тарелках множество отверстий, через которые газ может подниматься наверх. Но жидкость не протекает вниз сквозь отверстия. Она накапливается в своеобразных поддонах. Если жидкости слишком много, она проливается вниз по специальным каналам. Газ проходит сквозь жидкое вещество, охлаждаясь, жидкость стекает вниз, нагреваясь. В результате повторения таких циклов все легкие фракции оказываются выше, тяжелые, внизу.
Мы описали стандартное строение ректификационной колонны, но все они, даже самые современные, работают именно по такому принципу. К сожалению, ректификационная колонна — не идеальное сооружение. Полностью чистых продуктов она не выдает, и в каждой из полученных фракций можно найти вкрапления веществ, которые должны были остаться на совсем других уровнях башни.
Чтобы добиться максимальной чистоты продукта, используются такие технологии как орошение ректификационной колонны. Этот процесс осуществляется благодаря тому самому конденсатору, собирающему газ из верхней части колонны. После охлаждения часть вещества впрыскивается обратно, и более тяжелые частицы, оказавшиеся у купола колонны, под действием более низкой температуры конденсируются и опускаются вниз. Наверху остаются только действительно легкие фракции.
Помпа, расположенная в нижней части башни также играет свою роль. Посредством повторного нагревания в предварительном подогревателе и впрыскивания смеси в башню, обеспечивается подъем наверх легких частиц, которые смешались с тяжелыми и до сих пор не могли взлететь в условиях низкой температуры.
Если говорить о вариантах компоновки ректификационной колонны, то основные различия можно заметить, обратив внимание на то, как устроен процесс взаимного проникновения жидкости и газа. Вместо ректификационных тарелок могут использоваться клапаны или слои так называемого уплотнительного состава.
Одной из самых важных задач нефтяников, занимающихся перегонкой, является определение правильной температуры внутри ректификационной колонны. Она зависит от состава исходного сырья, и в верхней точке должна соответствовать или совсем немного превышать температуру кипения желаемого легкого продукта.
Отметим, что под самым куполом температура обычно составляет всего 25°C. Если разогреть верхнюю часть башни слишком сильно, более тяжелые фракции перейдут в газообразное состояние и поднимутся наверх. Если температура слишком низка, смесь на нижних уровнях колонны будет неправильной.
Такой же принцип работает и на дне колонны, только здесь температура должна быть чуть ниже точки кипения тяжелой части смеси. На самом дне действительно горячо — порядка 350°C. В центре ректификационной колонны, куда впрыскивается исходное сырье, температура должна быть равной или близкой к точке кипения исходной смеси. Если место впрыскивания иное, температура должна изменяться соответствующим образом.
Помимо предварительных подогревателей правильную температуру могут поддерживать рециркуляционные контуры, пропускающие часть смеси через систему охлаждения. Давление в колонне регулируется с помощью клапана управления давлением. На давление влияют также скорость впрыска сырья и температурный режим.
Так перегоняется нефть, но какие нефтепродукты производятся в ректификационной колонне? На разных уровнях внутри колонны расположены те самые ректификационные тарелки, и на них конденсируются нужные фракции. Температуру мы назовем лишь примерно, так как многое зависит от комбинации исходного сырья и давления, но обычно при температуре примерно 260°C конденсируется дизель, 180°C требуется для формирования керосина, 110°C необходимо для отделения бензина. Выше этих фракций располагается газ, который выкачивается из системы специальной помпой.
Как мы уже рассказывали, температура в верхней части колонны может снижаться конденсатором и повторным впрыском более холодного вещества и в результате чем выше уровень, тем ниже температура результирующей фракции. Иными словами, бензин конденсируется при меньшей температуре, но выше, дизель — ниже, но при более высокой температуре. Чуть ниже бензина концентрируется нафта, использующаяся для производства нефтехимии. А ближе к дну — топливо для кораблей и битум, из которого делают асфальт.
Стоит сразу обратить внимание на важный момент: так как в верхней точке ректификационной колонны скопились самые легкие частицы с самой низкой температурой кипения, здесь получаются наиболее энергоэффективные виды сырья, такие как газ и бензин. А вот поджечь битум уже очень и очень сложно.
Крекинг
На ректификации процесс производства нефтепродуктов не заканчивается. Полученные фракции по-прежнему состоят из огромного количества элементов и плохо подходят для эффективного использования. Кроме того, спрос на топливо с низкой молекулярной массой, такое как бензин, выше, чем на другие фракции, а ректификационная колонна не обеспечивает адекватного распределения типов итогового вещества в зависимости от реального спроса.
Важнейшую роль в итоговой обработке углеводородов играет крекинг. Это высокотемпературная переработка нефти и фракций с целью получения, как правило, продуктов меньшей молекулярной массы.
Интересно, что первую установку для крекинга создал в 1891г. В. Г. Шухов (патент Российской империи № 12926 от 27 ноября 1891 года). Именно его чертежи изучал У. Бартон, который сумел воссоздать систему в США лишь в 1918г. В СССР в промышленном масштабе установки термического крекинга начали действовать в 1934г. и были построены на заводе «Советский крекинг» в Баку.
Знаменитый инженер, автор телебашни на Шаболовке В. Г. Шухов внес огромный вклад в развитие нефтяной промышленности.
Он не только построил первый в России нефтепровод и танкер, но и создал первую в мире установку термического крекинга нефти вместе с помощником С. П. Гавриловым. Другими словами, российские инженеры изобрели промышленный процесс получения автомобильного бензина. Технология была запатентована в 1891 году.
Крекинг разбивает длинные молекулярные цепочки. Существует несколько типов крекинга, но все они опираются на нагревание исходного вещества.
Первым был изобретен термический крекинг. Именно его применил инженер Шухов в своей установке. В рамках процесса, смесь нагревается до 750-900°C под давлением 700 кПа, то есть, семь атмосфер. Выделяются газы и насыщенные углеводороды — алканы.
Каталитический крекинг осуществляется при температуре порядка 500°C в бескислородной среде в присутствии катализатора под названием цеолит, состоящего из алюминия, кремния и кислорода. Каталитический крекинг отлично подходит для выделения молекул, подходящих для производства легкого топлива. Это пропан, бутан, пентан, гексан, гептан и хорошо известный нам октан.
Процесс гидрокрекинга подразумевает нагревание смеси в условиях экстремального давления в районе 5000 кПа в присутствии водорода и металла-катализатора, обычно платины, палладия или никеля. В результате получаются элементы для создания компонентов бензина, сжиженного углеводородного газа и керосина.
Паровой крекинг представляет собой нагревание смеси до 850°C при отсутствии кислорода и в присутствии пара. Реакция должна протекать очень быстро. Полученные компоненты — легкие алканы, набор которых лучше всего подходит для создания пластмасс.
Отметим, что более высокая температура крекинга позволяет выделять больше этана и бензола. При этом побочным продуктом крекинга становится кокс. Он применяется для изготовления электродов и коррозионноустойчивой аппаратуры, в качестве восстановителя при получении ферросплавов и так далее.
Риформинг
Следующий и последний этап работы в нефтепереработке — риформинг. Алканы с линейной структурой нужно превратить в алканы с множеством веток, которые эффективнее переходят в газообразное состояние, не формируя капель. Именно эти компоненты позволяют бензину вовремя и энергоэффективно сгорать в двигателе автомобиля.
В ходе каталитического риформинга в присутствии платинового катализатора под действием высокой температуры формируются ароматические углеводороды, использующиеся в нефтехимии.
Отдельно расскажем про октан . Этот алкан удерживает бензин от самопроизвольного возгорания. Без него энергоэффективность топлива снизилась бы, так как оно слишком рано сгорало бы, и цилиндры двигателя не получали бы необходимый толчок в нужный момент. Сочетание октана и гептана определяет октановое число. Стандартное соотношение 90% изооктана, 10% гептана — это октановое число 90. Плохой бензин с низким октановым числом не только плохо влияет на мощность двигателя, но и увеличивает его износ.
На разных НПЗ предусмотрены разные наборы технологических процессов. Обязательны перегонка сырой нефти , гидроочистка и каталитический риформинг . При таком наборе выход светлых нефтепродуктов (бензина и реактивного топлива) составляет около 40% от общего количества продукции. Эта схема нефтепереработки считается простой.
Однако в условиях ужесточения экологических требований особое значение приобрело увеличение выхода именно светлых нефтепродуктов. Поэтому сегодня на современных производствах активно внедряются новые технологии.
Применение установок каталитического крекинга, гидрокрекинга и висбрекинга, а также процессов гидрообессеривания, коксования и термического крекинга позволяют получать свыше 90% светлых нефтепродуктов, соответствующих самым высоким экологическим стандартам.
Компания «Роснефть» лидер российской нефтепереработки. Компания постоянно увеличивает объем выпускаемой продукции с высокой добавленной стоимостью.
Так объем переработки нефти, составивший в 2011 году 57,9 млн тонн, уже в 2014 году достиг 100 млн тонн. Из них 87 млн тонн в России, что составило треть от всей переработки нефти в нашей стране. Объем инвестиций в нефтепереработку и нефтехимию за год составил 165 млрд рублей.
В настоящий момент структуру ОАО НК «Роснефть» входят девять крупных нефтеперерабатывающих предприятий на территории России: Комсомольский, Туапсинский, Куйбышевский, Новокуйбышевский, Сызранский, Ачинский, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая и Ангарская нефтехимическая компании.
В России Компании также принадлежат четыре мини-НПЗ в Западной и Восточной Сибири, Тимано-Печоре и на юге Европейской части России суммарной мощностью 0,6 млн т нефти в год, а также доля в Стрежевском мини-НПЗ в Западной Сибири. В Германии «Роснефть» владеет долями в четырех НПЗ мощностью 11,5 млн т (в доле Компании).
Компания также производит нефтехимическую продукцию в России на Ангарском заводе полимеров, который специализируется на производстве этилена , пропилена и полиэтилена . Мощность установки пиролиза - основной технологической установки предприятия - составляет 300 тыс. т. этилена в год.
«Роснефть» активно развивает производство масел. Базовыми производственными площадками являются Новокуйбышевский завод масел и присадок и завод по производству масел в составе Ангарской нефтехимической компании, а также Московский завод «Нефтепродукт».
Суммарная мощность производства данных заводов составляет около 600 тыс. т. в год товарной продукции, в том числе 460 тыс. т. в год масел. В структуру Компании также входят Нефтегорский и Отрадненский газоперерабатывающие заводы в Самарской области, суммарная проектная мощность которых составляет 1,8 млрд куб. м газа в год.
Отдельно стоит рассказать про переход компании на экологический стандарт «Евро-5» .
Использование бензина высшего экологического класса «Евро-5» особенно актуально для крупных городов, где наибольшее количество выбросов выхлопных газов в атмосферу. Отличие автомобильного топлива этого класса от бензина «Евро-3» и «Евро-4» заключается в существенно меньшем количестве в нем серы и ароматических углеводородов, продукты сгорания которых наиболее негативно воздействуют на окружающую среду и здоровье человека. К примеру, в топливе класса «Евро-3» содержание ароматики составляет 42%, в «Евро-5» – всего 35%. Заметно меньше и содержание серы: если в «Евро-3» ее 150 ppm, «Евро-4» уже 50 ppm, в «Евро-5» всего 10 ppm. Это значит, что выхлопы автомобиля, работающего на бензине класса «Евро-5», содержат в 15 раз меньше токсичных веществ, чем в «Евро-3».
Стандарт «Евро-3» можно было использовать до конца 14-го года, а «Евро-4» – до конца 2015.
В рамках модернизации НПЗ «Роснефти» ведется реконструкция и строительство новых установок. Большинство нефтеперерабатывающих заводов ОАО «НК «Роснефть» полностью перешли на стандарт Евро-5 и по бензину и по дизельному топливу. Остальные заводы завершили переход на выпуск топлив по стандарту «Евро-5» до конца 2015 года в соответствии с требованиями, предъявляемыми Техническим регламентом Таможенного союза.
По итогам 2014 года объем топлива класса Евро-4/5, произведенного компанией «Роснефть» в России, достиг 20,9 млн тонн. При этом рост составил 18%.
Отдельно отметим проект ВНХК («Восточная нефтехимическая компания») , в который «Роснефть» привлекла стратегического партнера – китайскую компанию ChemChina .
Нефтеперерабатывающий комплекс будет производить автобензин, дизельное топливо, керосин, бункерное топливо и др. Создание нефтехимического комплекса на 2 этапе позволит выпускать более 15 марок полиэтиленов и полипропиленов широкой сферы применения. Данные виды продукции востребованы на перспективных рынках стран АТР.
Строительство комплекса позволит создать в Приморском крае мощный нефтехимический кластер, который придаст импульс развитию отечественного производства и созданию новых рабочих мест. Реализация проекта также решает задачу экспорта российской конечной продукции с высокой добавленной стоимостью.
Общая оценка материала: 4.8
Нефтепереработка в мире происходит тем активнее, чем быстрее добывается данный энергоресурс.
Развитие современных технологий и применение качественного оборудования позволяют ускорить и улучшить работу нефтеперерабатывающих компаний, основной целью которых является получение как можно большего объема качественного сырья с минимальными затратами времени и денежных средств.
Центры нефтепереработки в России
Нефтепереработка в России – одна из самых развитых сфер деятельности. На территории Российской Федерации существуют тридцать два крупных предприятия, специализирующихся на переработке энергоресурса. Самое крупное из них – НПЗ «Киришинефтеоргсинтез», которое находиться в г. Кириши и функционирует с 1966 года.
Центры нефтепереработки в России не стоят без дела, ведь государство обладает достаточно большим количеством запасов топливного сырья. Все предприятия страны в сумме перерабатывают около 260 млн. тонн.
Переработка энергоресурса – это длительный, ответственный процесс, от которого зависит качество конечного продукта. Суть его заключается в разделении топливного сырья на фракции. Нефтепереработка бывает первичной и вторичной.
При первичной происходит обезвоживание и обессоливание энергетического ресурса. Избавление от соли необходимо во избежание порчи оборудования. Некачественно обработанный продукт может вызвать коррозию металла, что приведет к необходимости замены трубопровода.
Для того чтобы избавить топливное сырье от соли, в него заливают воду, вместе с которой вредоносный компонент после выходит наружу.
Вода составляет большой процент неочищенного сырья. Вывести ее нужно для того, чтобы уменьшить объем и вес транспортируемого продукта. Это заметно сократит стоимость на перевозку груза.
Первичная переработка нефти производится с помощью специального оборудования. Данный этап является крайне важным для нефтяной промышленности. Правильная обработка влияет на количество затраченных средств и качество продуктов, получаемых в итоге из добытого сырья.
С помощью вторичной переработки увеличивают содержание органических соединений определенного типа. Этот процесс способствует изменению химической структуры топливного сырья. Вторичную переработку нефти совершают с помощью термического, каталитического методов и гидрокрекинга. Основными продуктами, получаемыми при этой переработке, являются бензин, мазут, керосин, кокс и т.д.
Центры нефтепереработки Беларуси
В этой стране переработка энергоресурса является одной из основных сфер экономики. К ней относятся:
- часть рынка, отвечающая за добычу и первичную подготовку нефти;
- нефтеперерабатывающий участок, который является основой данного направления;
- химическая отрасль страны.
На территории государства находится огромный концерн «Белнефтехим». В его состав входит более 60 крупнейших предприятий. В вопросах экспорта Беларусь ориентируется в первую очередь на страны СНГ.
Заводы по нефтепереработке
Во всем мире заводы нефтепереработки являются огромными предприятиями, на которых держится немалая часть экономики стран. Для их эффективной работы необходимо постоянное приобретение нового оборудования и использование современных технологий.
Разработанные на сегодняшний день различные методы обработки сырья, позволяют извлекать из него как можно больше пользы с минимальным расходованием лишней энергии и средств. Большая часть добываемой нефти перерабатывается в бензин. Это происходит в процессе вторичной переработки энергоресурса.
Нефтеперерабатывающие заводы различаются по:
- варианту переработки сырья: она может быть топливная, топливно-масляная или топливно-нефтехимическая;
- объему переработки;
- глубине переработки энергоресурса.
Технологии нефтепереработки на выставке
Новости нефтепереработки молниеносно разлетаются по всем странам мира. Состояние данной промышленности волнует все государства, так как от цен на нефть зависит курс той или иной валюты.
В этом году в Москве пройдет выставка «Нефтегаз» . Это уже двадцать третье мероприятие, посвященное нефтегазодобывающей промышленности, которое проводит ЦВК «Экспоцентр». Огромное количество людей, задействованных в данной сфере, посетят экспозицию в поисках надежного поставщика качественного сырья.
На мероприятие соберется большое количество специалистов в нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей сферах.
«Нефтегаз» – это отличное место для налаживания надежных связей. Поставщики качественного сырья из всех стран СНГ и Восточной Европы съедутся в Москву, для того чтобы найти новых дистрибьюторов.
Россия, один из мировых лидеров по добыче нефти, располагает серьёзными мощностями по производству продуктов переработки «чёрного золота». Заводы выпускают топливную, масляную и нефтехимическую продукцию, при этом суммарные годовые объёмы производства бензина, дизельного топлива и топочного мазута достигают десятков миллионов тонн.
Масштабы российской нефтепереработки
В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.
1. «Газпромнефть-ОНПЗ» (20,89 млн тонн)
Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) - 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.
В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.
2. «Киришинефтеоргсинтез» (20,1 млн тонн)
Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.
3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)
Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн - «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года - Рязанский нефтеперерабатывающий завод) - выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.
4. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (17 млн тонн)
Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец - «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.
НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.
5. «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (15,7 млн тонн)
Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название - «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая - 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.
6. «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (15 млн тонн)
Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время - «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки - 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу - в 1,4 раза.
7. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» (13,1 млн тонн)
В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов - бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.
По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».
8. «Газпромнефть - Московский НПЗ» (12,15 млн тонн)
Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник - «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте - производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть - Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.
Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.
9. «РН-Туапсинский НПЗ» (12 млн тонн)
Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это - единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» - корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки - до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов - бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.
10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)
В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность - 10,2 млн тонн, глубина переработки - 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.
Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний
Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.
Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам - близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.
Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.
