Die größten Raffinerien. Die größten Ölraffinerien in Russland Die größten Ölraffinerien

Ein Industrieunternehmen, dessen Hauptaufgabe die Verarbeitung von Öl zu Benzin, Flugkerosin, Heizöl usw. ist.

Raffinerie - Industrieunternehmen, dessen Hauptfunktion die Verarbeitung von Öl zu Benzin, Flugkerosin, Heizöl, Dieselkraftstoff, Schmierölen, Schmierstoffen, Bitumen, Petrolkoks und Rohstoffen für die Petrochemie ist.

Der Produktionszyklus einer Raffinerie besteht normalerweise aus der Aufbereitung von Rohstoffen, der primären Destillation von Öl und der sekundären Verarbeitung von Erdölfraktionen: katalytisches Cracken, katalytische Reformierung, Verkokung, Visbreaking, Hydrocracken, Hydrotreating und Mischen von Komponenten fertiger Erdölprodukte.

Raffinerien zeichnen sich durch folgende Indikatoren aus:

Ölraffinierungsoptionen: Kraftstoff, Heizöl und petrochemischer Kraftstoff.

Verarbeitungsvolumen (Millionen Tonnen).

Verarbeitungstiefe (Ausbeute an Erdölprodukten bezogen auf Erdöl, in Gew.-% abzüglich Heizöl und Gas).

Heutzutage werden Raffinerien vielseitiger.
Beispielsweise ermöglicht das Vorhandensein von katalytischem Cracken in Raffinerien die Herstellung von Polypropylen aus Propylen, das beim Cracken in erheblichen Mengen als Nebenprodukt anfällt.
In der russischen Ölraffinerieindustrie gibt es drei Raffinerieprofil, abhängig vom Ölraffinierungsschema:
- Kraftstoff,
- Kraftstoff und Öl,
-Kraftstoff und Petrochemie.

Zunächst wird das Öl in speziellen Anlagen entwässert und entsalzt, um Salze und andere Verunreinigungen abzutrennen, die zur Korrosion der Anlagen führen, die Rissbildung verlangsamen und die Qualität der raffinierten Produkte beeinträchtigen.
Im Öl verbleiben nicht mehr als 3-4 mg/l Salze und etwa 0,1 % Wasser.
Anschließend gelangt das Öl zur Primärdestillation.

Primärverarbeitung - Destillation

Flüssige Erdölkohlenwasserstoffe haben unterschiedliche Siedepunkte. Die Destillation basiert auf dieser Eigenschaft.
Beim Erhitzen in einer Destillationskolonne auf 350 °C werden mit zunehmender Temperatur nacheinander verschiedene Fraktionen vom Öl abgetrennt.
In den ersten Raffinerien wurde Öl in folgende Fraktionen destilliert:
- Direktbenzin (es verdampft im Temperaturbereich von 28-180°C),
- Kerosin (180-240 °C),
- Dieselkraftstoff (240-350 °C).

Der Rückstand der Öldestillation war Heizöl.
Bis zum Ende des 19. Jahrhunderts wurde es als Industrieabfall entsorgt.

Für die Öldestillation werden üblicherweise 5 Destillationskolonnen verwendet, in denen verschiedene Erdölprodukte nacheinander getrennt werden.
Die Benzinausbeute bei der Primärdestillation von Öl ist unbedeutend, daher wird die Sekundärverarbeitung durchgeführt, um eine größere Menge Autokraftstoff zu erhalten.

Recycling – Cracken

Die sekundäre Ölraffinierung erfolgt durch thermische oder chemisch-katalytische Spaltung primärer Erdöldestillationsprodukte, um mehr Benzinfraktionen sowie Rohstoffe für die anschließende Produktion aromatischer Kohlenwasserstoffe – Benzol, Toluol und andere – zu erhalten.
Eine der häufigsten Technologien dieses Zyklus ist das Cracken.
Im Jahr 1891 schlugen die Ingenieure V. G. Shukhov und S. P. Gavrilov die weltweit erste industrielle Anlage zur kontinuierlichen Durchführung des thermischen Crackprozesses vor: einen kontinuierlichen Rohrreaktor, in dem Heizöl oder andere schwere Erdölrohstoffe durch Rohre und in erzwungener Zirkulation durchgeführt werden Dem Ringraum werden erhitzte Rauchgase zugeführt.
Die Ausbeute an leichten Bestandteilen beim Crackprozess, aus denen dann Benzin, Kerosin und Dieselkraftstoff hergestellt werden können, liegt zwischen 40-45 und 55-60 %.
Der Crackprozess ermöglicht die Herstellung von Komponenten zur Herstellung von Schmierölen aus Heizöl.

Das katalytische Cracken wurde in den 1930er Jahren entdeckt.
Der Katalysator selektiert aus dem Rohmaterial und sorbiert vor allem diejenigen Moleküle an sich, die recht leicht dehydrieren (Wasserstoff abgeben) können.
Die dabei entstehenden ungesättigten Kohlenwasserstoffe mit erhöhter Adsorptionsfähigkeit kommen mit den aktiven Zentren des Katalysators in Kontakt.
Es kommt zur Polymerisation von Kohlenwasserstoffen, es entstehen Harze und Koks.
Der freigesetzte Wasserstoff nimmt aktiv an den Reaktionen des Hydrocrackens, der Isomerisierung usw. teil.
Das Crackprodukt wird mit leichten, hochwertigen Kohlenwasserstoffen angereichert, was zu einer breiten Benzinfraktion und Dieselkraftstofffraktionen führt, die als leichte Erdölprodukte klassifiziert werden.
Das Ergebnis sind Kohlenwasserstoffgase (20 %), Benzinfraktion (50 %), Dieselfraktion (20 %), schweres Gasöl und Koks.

Hydrotreating

Das Hydrotreating wird an Hydrierungskatalysatoren unter Verwendung von Aluminium-, Kobalt- und Molybdänverbindungen durchgeführt. Einer der wichtigsten Prozesse bei der Ölraffinierung.

Ziel des Verfahrens ist die Reinigung von Benzin-, Kerosin- und Dieselfraktionen sowie Vakuumgasöl von Schwefel, stickstoffhaltigen, teerhaltigen Verbindungen und Sauerstoff. Hydrotreating-Einheiten können mit Destillaten sekundären Ursprungs aus Crack- oder Verkokungsanlagen versorgt werden. In diesem Fall findet auch der Prozess der Hydrierung von Olefinen statt. Die Kapazität bestehender Anlagen in der Russischen Föderation liegt zwischen 600 und 3000.000 Tonnen pro Jahr. Der für Hydrotreating-Reaktionen benötigte Wasserstoff stammt aus katalytischen Reformierungsanlagen oder wird in speziellen Anlagen hergestellt.

Das Rohmaterial wird mit wasserstoffhaltigem Gas mit einer Konzentration von 85–95 % Vol. vermischt, das von Umlaufkompressoren geliefert wird, die den Druck im System aufrechterhalten. Die resultierende Mischung wird in einem Ofen je nach Rohstoff auf 280–340 °C erhitzt und gelangt dann in den Reaktor. Die Reaktion findet an Katalysatoren mit Nickel, Kobalt oder Molybdän unter einem Druck von bis zu 50 atm statt. Unter solchen Bedingungen werden schwefel- und stickstoffhaltige Verbindungen unter Bildung von Schwefelwasserstoff und Ammoniak sowie der Sättigung von Olefinen zerstört. Dabei entsteht aufgrund der thermischen Zersetzung eine geringe Menge (1,5–2 %) Benzin mit niedriger Oktanzahl und beim Hydrotreating von Vakuumgasöl entstehen auch 6–8 % der Dieselfraktion. In der gereinigten Dieselfraktion kann der Schwefelgehalt von 1,0 % auf 0,005 % und darunter gesenkt werden. Die Prozessgase werden gereinigt, um Schwefelwasserstoff zu extrahieren, der zur Herstellung von elementarem Schwefel oder Schwefelsäure verwendet wird.

Claus-Prozess (Oxidative Umwandlung von Schwefelwasserstoff zu elementarem Schwefel)

Die Claus-Anlage wird in Ölraffinerien aktiv zur Verarbeitung von Schwefelwasserstoff aus Hydrieranlagen und Amingasreinigungsanlagen zur Herstellung von Schwefel eingesetzt.

Formation Endprodukte

Benzin, Kerosin, Dieselkraftstoff und technische Öle werden je nach chemischer Zusammensetzung in verschiedene Güteklassen eingeteilt.
Der letzte Schritt der Raffinerieproduktion ist das Mischen der resultierenden Komponenten, um fertige Produkte mit der erforderlichen Zusammensetzung zu erhalten.
Dieser Vorgang wird auch Compoundieren oder Blending genannt.

Die größten Ölraffinerien in Russland

1. Gazpromneft-ONPZ (20,89 Millionen Tonnen)

2. Kirishinefteorgsintez (20,1 Millionen Tonnen)

3. Ryazan Oil Refining Company (18,8 Millionen Tonnen)

4. Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez (17 Millionen Tonnen)

5. Lukoil-Wolgogradneftepererabotka (15,7 Millionen Tonnen)

6. Slavneft-Yaroslavnefteorgsintez (15 Millionen Tonnen)

7. TANECO (14 Millionen Tonnen)

8. Lukoil-Permnefteorgsintez (13,1 Millionen Tonnen)

9. Gazpromneft – Moskauer Raffinerie (12,15 Millionen Tonnen)

10. RN-Tuapse-Raffinerie (12 Millionen Tonnen)

Große unabhängige Russische Raffinerie

1. Antipinsky-Raffinerie (9,04 Millionen Tonnen)

2. Afipsky-Raffinerie (6 Millionen Tonnen)

3. Yaya-Ölraffinerie (3 Millionen Tonnen)

4. Ölraffinerie Mari (1,4 Millionen Tonnen)

5. Ölraffinerie Kochenevsky (1 Million Tonnen)

Die Standorte der weltweit größten Ölraffinerien im Jahr 2007 sind in Abb. dargestellt. 1. Die größte Kapazität (47 Millionen Tonnen/Jahr) befindet sich in einer Raffinerie in Venezuela (Paraguana Refining Center, Cardon/Judibana, Bundesstaat Falcon), und ähnliche Kapazitäten befinden sich in der Asien-Pazifik-Region (Südkorea, Japan). ), dem Nahen Osten (Indien, Saudi-Arabien) und Nordamerika.

Abbildung 1. Die weltweit größten Raffinerien im Jahr 2007.

Im Jahr 2009 hat sich das Bild nicht grundlegend geändert, wie Tabelle 6 zeigt. Es gab Änderungen in der Kapazität einiger Raffinerien (z. B. eine Kapazitätserhöhung in der Ulsan-Raffinerie von 35 auf 40,9 Millionen Tonnen pro Jahr, in Ras Tannur von). 26 bis 27,5 Mio. t/Jahr) ist in Indien ein neuer „Gigant“ aufgetaucht. Reliance Industries in Jamnagar hat die zweite Stufe einer Raffinerie mit einer Kapazität von 29 Millionen Tonnen pro Jahr in Betrieb genommen. Da die erste Stufe der Anlage bereits eine Kapazität von 33 Millionen Tonnen pro Jahr hatte, kann diese Raffinerie (62 Millionen Tonnen pro Jahr) dies tun gelten als die größten der Welt.

Tabelle 6

Größte Raffinerien der Welt (2009)

Die in Tabelle 7 dargestellten Daten zeigen den Standort der weltweit größten Raffinerien im Jahr 2012. Im Vergleich zu 2009 sind folgende Veränderungen erkennbar:

1. Erhöhung der Kapazität der Raffinerie in Ulsan (Südkorea) von 40,9 auf 42 Millionen Tonnen/Jahr, in Yeosu (Südkorea) von 34,0 auf 38,8 Millionen Tonnen/Jahr.

2. Inbetriebnahme einer Anlage in Onsan (Südkorea) mit einer Kapazität von 33,4 Millionen Tonnen pro Jahr, wodurch die erste Stufe der Ölraffinerie in Jamnagar von Platz 4 verdrängt wurde.

3. Reduzierte Kapazität um große Fabriken ExxonMobil Refining&Supply von 84 auf 82,8 Millionen Tonnen/Jahr.

Diese Tatsachen unterstreichen einmal mehr den Trend der territorialen Kapazitätsverlagerung in der Ölraffinerieindustrie in den asiatisch-pazifischen Raum und in den Nahen Osten.

Tabelle 7

Die größten Raffinerien der Welt im Jahr 2012.

Strategie

Die Aussichten für die Entwicklung von Gazprom zu einem der führenden Unternehmen im Weltenergiesektor hängen eng mit der Verbesserung der Kohlenwasserstoffverarbeitung zusammen. Ziel des Unternehmens ist es, die Verarbeitungstiefe zu erhöhen und die Produktionsmengen von Produkten mit erhöhter Wertschöpfung zu erhöhen.

Verarbeitungsanlagen

Der Verarbeitungskomplex der Gazprom-Gruppe umfasst Gas- und Gaskondensatverarbeitungsanlagen von Gazprom PJSC und Ölraffinierungsanlagen von Gazprom Neft PJSC. Zur Gruppe gehört auch Gazprom neftekhim Salavat LLC, einer der größten Ölraffinierungs- und petrochemischen Produktionskomplexe in Russland. Gazprom modernisiert ständig bestehende und gründet neue Verarbeitungsbetriebe. Das im Bau befindliche Amur Gas Processing Plant (GPP) wird eines der größten der Welt werden.

Gasverarbeitung

Die Hauptkapazitäten der Gazprom-Gruppe für Gasverarbeitung und Gaschemikalien zum 31. Dezember 2018:

Gasaufbereitungsanlage Astrachan (GPP);

Gasaufbereitungsanlage Orenburg;

Gasaufbereitungsanlage Sosnogorsk;

Yuzhno-Priobsky Gas Processing Plant (Zugang der Gazprom-Gruppe zu 50 % der Kapazität);

Heliumanlage Orenburg;

Tomsker Methanolproduktionsanlage;

Werk „Monomer“ LLC „Gazprom neftekhim Salavat“;

Gaschemiewerk LLC Gazprom neftekhim Salavat;

Fabrik von Mineraldünger LLC Gazprom Neftekhim Salavat.

Im Jahr 2018 verarbeitete die Gazprom-Gruppe ohne Berücksichtigung der von Kunden gelieferten Rohstoffe 30,1 Milliarden Kubikmeter. m Erdgas und Begleitgas.

Aufbereitung von Öl- und Gaskondensaten

Die Hauptkapazitäten der Gazprom-Gruppe zur Verarbeitung flüssiger Kohlenwasserstoffe (Öl, Gaskondensat, Heizöl) zum 31. Dezember 2018:

Nach ihr benannte Kondensatstabilisierungsanlage Surgut. V. S. Tschernomyrdin;

Urengoi-Anlage zur Aufbereitung von Kondensat für den Transport;

Gasverarbeitungsanlage Astrachan;

Gasaufbereitungsanlage Orenburg;

Gasaufbereitungsanlage Sosnogorsk;

Ölraffinerieanlage (Raffinerie) Gazprom neftekhim Salavat LLC;

Moskauer Raffinerie der Gazprom Neft Group;

Omsk-Raffinerie der Gazprom Neft Group;

Yaroslavnefteorgsintez (Zugang der Gazprom-Gruppe zu 50 % der Kapazität über PJSC NGK Slavneft);

Raffinerie Mozyr, Republik Weißrussland (bis zu 50 % des an die Raffinerie gelieferten Ölvolumens, Zugang der Gazprom-Gruppe über PJSC NGK Slavneft);

Raffinerien der Gazprom Neft Group in Pancevo und Novi Sad, Serbien.

Das wichtigste Ölraffinerieunternehmen der Gazprom-Gruppe ist die Omsker Raffinerie – eine der modernsten Ölraffinerien Russlands und eine der größten der Welt.

Im Jahr 2018 verarbeitete die Gazprom-Gruppe 67,4 Millionen Tonnen flüssige Kohlenwasserstoffe.

Verarbeitete Produkte

Die wichtigsten Raffinerieunternehmen in Russland, die heute tätig sind, wurden in den Nachkriegsjahren errichtet, als der Kraftstoffverbrauch aller Marken im Transportwesen und in der Industrie stark anstieg.

Bei der Auswahl der Anlagenstandorte haben wir uns an der Nähe zu beiden Produktionsstandorten orientiert, um die Kosten für den Öltransport zu senken, sowie an Gebieten mit intensivem Kraftstoffverbrauch.

Verteilung der Kapazitäten im ganzen Land

Die größten Ölraffinierungskapazitäten sind im Föderationskreis Wolga (Regionen Samara, Nischni Nowgorod, Orenburg, Perm, Saratow, Republiken Tatarstan, Mari El, Baschkortostan) konzentriert – 122 Millionen Tonnen pro Jahr.

Große Kapazitäten russischer Raffinerien sind in Betrieb Zentral(Regionen Rjasan, Jaroslawl und Moskau) und in sibirisch(Regionen Omsk, Kemerowo, Irkutsk und Region Krasnojarsk) Bundesbezirke. Die Anlagen jedes dieser Bezirke können mehr als 40 Millionen Tonnen Öl pro Jahr verarbeiten.

Raffinerie Südlicher Bundesdistrikt ausgelegt für die Verarbeitung von 28 Millionen Tonnen, Nordwesten– 25 Millionen Tonnen, Fernöstlichen– 12 Millionen Tonnen, Ural- 7 Millionen Tonnen. Die Gesamtkapazität der Raffinerien in Russland beträgt 296 Millionen Tonnen Öl pro Jahr.

Die größten Ölraffinerien in Russland sind die Ölraffinerie Omsk (21 Millionen Tonnen), KirishiNOS (20 Millionen Tonnen, Gebiet Leningrad), RNA (19 Millionen Tonnen, Region Rjasan), Lukoil-NORSI (17 Millionen Tonnen, Region Nischni Nowgorod), Raffinerie Wolgograd(16 Millionen Tonnen), YaroslavNOS (15 Millionen Tonnen).

Fast alle Fragen zur Ölraffinierung können heute von den Medien beantwortet werden. Alle Informationen über Raffinerien sind im Internet verfügbar, wie viele Verarbeitungsbetriebe es in Russland gibt, wo Benzin und Diesel hergestellt werden, was sie sonst noch produzieren, welche Betriebe spezielle Produkte herstellen Qualitätsprodukte. Es ist nicht schwer zu finden, wenn Sie möchten.

Tiefe der Ölraffination

Ein wichtiger Indikator für die Ölraffinerieindustrie ist neben dem Produktionsvolumen die Tiefe der Ölraffinierung, die Raffinerien in Russland erreicht haben. Heute sind es 74 %, in Europa sind es 85 % und in den USA 96 %.

Die Raffinationstiefe wird als Quotient aus der Masse der freigesetzten Produkte abzüglich Heizöl und Gas dividiert durch die Masse des zur Raffination erhaltenen Öls geschätzt.

Die geringe Ausbeute an Grundölprodukten ist auf den Mangel an Hochölprodukten zurückzuführen moderne Technologien. Sie wurden zum Teil in den Vor- und Nachkriegsjahren niedergelegt, die Verarbeitungsprozesse sind veraltet und Dauerkrisen seit Anfang der 90er Jahre ließen einer Modernisierung der Produktion keine Chance. Heute nehmen die Investitionen allmählich zu, es entstehen neue Werkstätten und Verarbeitungskomplexe, die Qualität und Ausbeute der Erdölprodukte steigt.

Aus Öl wird es durch direkte Verarbeitung gewonnen:

Komplexere Raffinationsverfahren ermöglichen die Gewinnung von Stoffen, Materialien und Produkten aus Erdöl, deren Liste viele Seiten umfasst. Je höher der Raffinationsgrad des Öls ist, desto weniger davon wird benötigt und desto niedriger sind die Produktionskosten.

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Zu LUKOIL gehören vier Raffinerien in Russland (in Perm, Wolgograd, Nischni Nowgorod und Uchta), drei Raffinerien in Europa (Italien, Rumänien, Bulgarien) und LUKOIL besitzt außerdem einen Anteil von 45 % an Raffinerien in den Niederlanden. Die Gesamtkapazität der Raffinerie beträgt 84,6 Millionen Tonnen, was praktisch der Ölproduktion des Unternehmens im Jahr 2018 entspricht.

Die Werke des Unternehmens verfügen über moderne Umwandlungs- und Raffinationsanlagen und produzieren eine breite Palette hochwertiger Erdölprodukte. Russische Fabriken In Bezug auf das technologische Leistungsniveau und die Effizienzindikatoren liegen sie über dem russischen Durchschnitt, und die europäischen Werke des Unternehmens stehen den Wettbewerbern in nichts nach und liegen in der Nähe wichtiger Märkte.

Ölraffination in unseren eigenen Raffinerien im Jahr 2018

Modernisierung

Das Unternehmen schloss 2016 mit der Inbetriebnahme von Russlands größtem Komplex für die fortschrittliche Verarbeitung von Vakuumgasöl in der Raffinerie Wolgograd einen groß angelegten Investitionszyklus ab.

Die Umsetzung des Programms ermöglichte es, die Umweltklasse der produzierten Kraftstoffe auf Euro-5 zu erhöhen und den Anteil von Erdölprodukten mit hohem Mehrwert im produzierten Warenkorb deutlich zu erhöhen.

Russische Raffinerien

Durch die Inbetriebnahme neuer Verarbeitungsanlagen in den Jahren 2015–2016, die Optimierung der Beladung von Sekundärprozessen und die Erweiterung des Rohstoffkorbs konnte die Produktstruktur deutlich verbessert und der Anteil von Heizöl und Vakuumgasöl zugunsten einer Erhöhung reduziert werden der Anteil von Leichtölprodukten.

ÖLVERARBEITUNG IN DER RAFFINERIE IN RUSSLAND IM JAHR 2018

Im Jahr 2018 wurde die Verarbeitungstiefe durch den Einsatz alternativer Rohstoffe und die zusätzliche Belastung sekundärer Prozesse weiter erhöht, unter anderem durch eine Vertiefung der werksübergreifenden Integration.

Raffinerie Wolgograd

Liegt in der südlichen Region Russlands

Verarbeitet eine Mischung aus leichten westsibirischen und unteren Wolgaölen

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipeline Samara-Tichorezk

Die fertigen Produkte werden per Bahn, Fluss usw. verschifft mit dem Auto

Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind Kokereien (2 Einheiten mit einer Kapazität von 24,0 Tausend Barrel pro Tag) und Hydrocracking-Einheiten (mit einer Kapazität von 67,0 Tausend Barrel pro Tag).

* Ohne ungenutzte Kapazität (1,2 Millionen Tonnen seit 2015).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1957 in Betrieb genommen und 1991 Teil von LUKOIL. In den frühen 2000er Jahren. Es wurden eine Benzinmischstation und ein Ölablassregal, Anlagen zur Hydrobehandlung von Dieselkraftstoff, zur Stabilisierung von Direktbenzin und zur Gasfraktionierung gesättigter Kohlenwasserstoffgase in Betrieb genommen.

In den Jahren 2004-2010 Die erste Stufe einer Kokskalzinierungsanlage und einer Isomerisierungsanlage wurde in Betrieb genommen und eine katalytische Reformierungsanlage gebaut. Der Vakuumblock der AVT-6-Anlage wurde rekonstruiert und in Betrieb genommen. Die Produktion von Dieselkraftstoff unter der Marke EKTO hat begonnen.

Im Jahr 2010-2014 Die Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit wurde modernisiert, eine Wasserstoffkonzentrationseinheit, eine Delayed-Coking-Einheit, eine Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit und die zweite Linie der Kokskalzinierungseinheit wurden in Betrieb genommen.

Im Jahr 2015 wurde die primäre Ölraffinierungsanlage ELOU-AVT-1 in Betrieb genommen, die es ermöglicht, die Effizienz der Raffination zu steigern und die Ölraffinierungskapazität auf 15,7 Millionen Tonnen/Jahr zu erhöhen.

Im Jahr 2016 wurde ein Komplex zur fortgeschrittenen Verarbeitung von Vakuumgasöl in Betrieb genommen. Die Kapazität des größten Vakuum-Gasöl-Foin Russland beträgt 3,5 Millionen Tonnen/Jahr. Es wurde in Rekordzeit gebaut kurze Zeit- für 3 Jahre. Zum Komplex gehörten auch Anlagen zur Herstellung von Wasserstoff und Schwefel sowie Anlagen.

Im Jahr 2017 wurde die im Jahr 2016 gebaute Hydrocracking-Anlage erfolgreich in den Entwurfsmodus gebracht. Dadurch konnte der Erdölproduktkorb des Werks erheblich verbessert werden, indem Vakuumgasöl durch Produkte mit hoher Wertschöpfung, vor allem Euro-5-Dieselkraftstoff, ersetzt wurde.

Im Jahr 2018 entwickelte die Raffinerie Wolgograd eine Technologie zur Herstellung von dunklem Schiffstreibstoff mit niedrigem Schwefelgehalt, die den zukünftigen MARPOL-Anforderungen entspricht.

Erdölraffinerie Perm

• Ölraffinerieanlage mit petrochemischem Profil für Kraftstoff und Öl

  9 km von Perm entfernt

  Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus Feldern im Norden der Region Perm und Westsibirien

  Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipelines Surgut-Polotsk und Kholmogory-Klin

  Die fertigen Produkte werden per Bahn-, Straßen- und Flusstransport sowie über die Erdölproduktpipeline Perm-Andreevka-Ufa verschifft

  Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind T-Star-Hydrocrackanlagen (65,2 Tausend Barrel/Tag), katalytisches Cracken (9,3 Tausend Barrel/Tag) und Verkokung (56,0 Tausend Barrel/Tag).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1958 in Betrieb genommen und 1991 Teil von LUKOIL. In den 1990ern. Das Werk führte ein Programm zur Rekonstruktion einer Kokerei durch, baute eine Vakuumdestillationsanlage für Heizöl, schuf die Ölproduktion und nahm eine Anlage zur Nutzung von Schwefelwasserstoff und zur Herstellung von Schwefelsäure in Betrieb.

In den 2000er Jahren. Ein tiefer Ölraffinierungskomplex und eine Isomerisierungseinheit wurden eingeführt, die AVT-Einheiten wurden rekonstruiert und die atmosphärische Einheit der AVT-4-Einheit wurde modernisiert. Im Jahr 2008 wurde die Kapazität der Raffinerie auf 12,6 Millionen Tonnen/Jahr erhöht.

Im Jahr 2011-2014 Die Kapazität der Delayed Coking-Anlage wurde auf 1 Million Tonnen/Jahr erhöht, die Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff wurde modernisiert und die technische Umrüstung der Vakuumanlage der AVT-4-Anlage wurde abgeschlossen.

Im Jahr 2015 wurde der Ölrückstandsverarbeitungskomplex in Betrieb genommen, der die Umstellung auf ein heizölfreies System und die Steigerung der Ausbeute an Leichtölprodukten ermöglichte. Außerdem wurde ein Kraftwerk mit einer installierten Leistung von 200 MW gebaut vollendet. Im Jahr 2016 wurde der Umbau der Dieselkraftstoff-Hydrodearomatisierungsanlage der Hydrocracking-Anlage abgeschlossen.

Im Jahr 2017 wurde ein Heizöl-Entladeregal mit einer Kapazität von bis zu 1 Million Tonnen pro Jahr in Betrieb genommen. Die Überführung erhöhte die Integration zwischen den Werken und ermöglichte die Versorgung eines Komplexes zur Verarbeitung von Ölrückständen und einer Bitumenproduktionseinheit in der Erdölraffinerie Perm mit Schwerölrohstoffen aus der Erdölraffinerie Nischni Nowgorod.

Im Jahr 2018 wurde in der Perm-Raffinerie die Infrastruktur zur Aufnahme von Heizöl in Betrieb genommen, wodurch die Belastung der Delayed-Coking-Anlagen erhöht und die werksübergreifende Optimierung innerhalb des Konzerns gesteigert werden konnte.

Raffinerie Nischni Nowgorod

Kraftstoff- und Ölraffinerieanlage

Das Hotel liegt in Kstovo, Region Nischni Nowgorod

Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus Westsibirien und Tatarstan

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipelines Almetyevsk-Nischni Nowgorod und Surgut-Polotsk

Die fertigen Produkte werden per Bahn-, Straßen- und Flusstransport sowie per Pipeline verschifft

Hauptumwandlungsprozesse – katalytische Crackanlage (80,0 Tausend Barrel/Tag), Viskositätsbrechanlage (42,2 Tausend Barrel/Tag)

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1958 in Betrieb genommen und 2001 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren. AVT-5- und Ölhydrotreating-Einheiten wurden rekonstruiert. Eine katalytische Reformierungseinheit und eine Benzinisomerisierungseinheit wurden in Betrieb genommen und die atmosphärische Einheit AVT-6 modernisiert. Die Hydrotreating-Anlage wurde umgebaut, wodurch die Produktion von Dieselkraftstoff nach der Euro-5-Norm aufgenommen werden konnte. Im Jahr 2008 wurde eine Teer-Visbreaking-Anlage mit einer Kapazität von 2,4 Millionen Tonnen/Jahr in Betrieb genommen, was zu einer Steigerung der Produktion von Vakuumgasöl und einem Rückgang der Produktion von Heizöl beitrug. Im Jahr 2010 wurde ein Komplex zum katalytischen Cracken von Vakuumgasöl in Betrieb genommen, wodurch die Produktion von hochoktanigem Benzin und Dieselkraftstoff gesteigert werden konnte. Die Hydrotreating-Anlage für Dieselkraftstoff wurde umgebaut.

Im Jahr 2011-2014 Eine Hydrofluorid-Alkylierungsanlage wurde in Betrieb genommen und der Umbau von AVT-5 abgeschlossen. Im Jahr 2015 wurden der Katalytische Crackkomplex 2 und die Vakuumanlage VT-2 in Betrieb genommen. Im Jahr 2016 wurde der Rohstoffkorb erweitert.

Im Jahr 2017 wurde die Produktion des Superbenzins EKTO 100 verbessert Betriebseigenschaften. Darüber hinaus wurde eine endgültige Investitionsentscheidung für den Bau eines Delayed-Coking-Komplexes mit einer Kapazität von 2,1 Millionen Tonnen Rohstoffen pro Jahr getroffen. Die Rohstoffe für den Komplex werden Rückstände aus der Schwerölraffinierung sein, und die Hauptprodukttypen werden Dieselkraftstoff, reine Benzin- und Gasfraktionen sowie dunkle Erdölprodukte – Vakuumgasöl und Koks – sein. Durch den Bau des Komplexes und die damit verbundenen Optimierungsmaßnahmen wird die Ausbeute an Leichtölprodukten in der Raffinerie Nischni Nowgorod um mehr als 10 % gesteigert. Durch die Erhöhung der Recyclingkapazität und die Optimierung der Anlagenbeladung wird die Heizölproduktion deutlich reduziert.

Im Jahr 2018 begann der Bau eines Delayed-Coking-Komplexes in der Raffinerie Nischni Nowgorod, es wurden EPC-Verträge mit Auftragnehmern abgeschlossen und mit der Vorbereitung des Pfahlfeldes und der Fundamente für die Anlagen des Komplexes begonnen. Durch die Erhöhung der Recyclingkapazität und die Optimierung der Anlagenauslastung kann die Heizölproduktion um 2,7 Millionen Tonnen pro Jahr gesenkt werden.

Ölraffinerie Uchta

Liegt im zentralen Teil der Republik Komi

Verarbeitet eine Mischung aus Ölen aus den Feldern der Republik Komi

Die Ölversorgung des Werks erfolgt über die Ölpipeline USA-Uchta

Hauptumwandlungsprozesse – Visbreaking-Einheit (14,1 Tausend Barrel/Tag)

* Ohne ungenutzte Kapazität (2,0 Millionen Tonnen).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1934 in Betrieb genommen und 1999 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren wurde die AT-1-Einheit umgebaut, eine Hydroentparaffinierungsanlage für Dieselkraftstoff sowie ein Ölentlade- und -laderegal für dunkle Ölprodukte eingeführt. Die erste Phase der Rekonstruktion des katalytischen Reformierungskomplexes wurde abgeschlossen, wodurch die Kapazität des Prozesses um 35.000 Tonnen/Jahr erhöht wurde. In der Hydroentparaffinierungsanlage wurde eine Einheit zur Erhöhung der Wasserstoffkonzentration eingeführt, die zweite Stufe des Entlade- und Verladekomplexes für Öl und Erdölprodukte wurde gebaut, die Umrüstung der katalytischen Reformierungseinheit wurde abgeschlossen und eine Vakuum-Teer-Visbreaking-Einheit wurde installiert mit einer Kapazität von 800.000 Tonnen/Jahr wurde in Betrieb genommen, was eine Steigerung der Produktion von Vakuumgasöl ermöglichte. Im Jahr 2009 wurde der Bau der Isomerisierungsanlage abgeschlossen.

Im Jahr 2012 wurde die technische Umrüstung der Reaktoreinheit der Dieselkraftstoff-Hydrotreating-Einheit GDS-850 abgeschlossen. Im Jahr 2013 wurde die AVT-Anlage nach dem Umbau in Betrieb genommen und die Kapazität der Vakuumanlage auf 2 Millionen Tonnen/Jahr erhöht. Das Projekt zum Bau einer Gaskondensatableitungsanlage ist abgeschlossen. Im Jahr 2014-2015 Die technische Umrüstung des Unternehmens wurde fortgesetzt.

Mini-Raffinerie

Europäische Raffinerien

ÖLVERARBEITUNG IN DER EUROPÄISCHEN RAFFINERIE IM JAHR 2018

​Raffinerie in Ploesti, Rumänien

Kraftstoffprofil einer Ölraffinerie

Das Hotel liegt in Ploesti (im zentralen Teil Rumäniens), 55 km von Bukarest entfernt

Verarbeitet Öl der Ural-Qualität (russische Exportmischung) und Öl aus rumänischen Feldern

Die Ölversorgung der Anlage erfolgt über eine Ölpipeline vom Hafen von Constanta am Schwarzen Meer. Auch rumänisches Öl kommt per Bahn an

Der Versand der fertigen Produkte erfolgt per Bahn- und Straßentransport

Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind die Installation von katalytischem Cracken (18,9 Tausend Barrel/Tag) und Verkokung (12,5 Tausend Barrel/Tag).

Geschichte der Anlage

Die Anlage wurde 1904 in Betrieb genommen und 1999 Teil von LUKOIL.

In den 2000er Jahren. Die Produktion von AI-98-Benzin und schwefelarmem Dieselkraftstoff wurde beherrscht. In den frühen 2000er Jahren. Anlagen zur primären Ölraffinierung, Hydrotreating, Reformierung, Verkokung, katalytischen Crackung, Gasfraktionierung und Isomerisierung wurden modernisiert; Anlagen zur Hydrotreating von Benzin durch katalytisches Cracken und Wasserstoffproduktion wurden gebaut. Im Jahr 2004 wurde die Anlage in Betrieb genommen. Später wurde eine Anlage zur Herstellung von MTBE/TAME-Additiven in Betrieb genommen, ein 25-MW-Turbogenerator in Betrieb genommen, der Umbau von Dieselkraftstoff-Hydrotreating, katalytischem Cracken, katalytischem Cracken von Benzin-Hydrotreating und MTBE/TAME-Produktionseinheiten sowie der Vakuumeinheit von durchgeführt Die AVT-1-Installation wurde abgeschlossen. Der Bau einer Wasserstoffproduktionsanlage wurde abgeschlossen, die die Herstellung von Euro-5-Kraftstoffen ermöglichte.

Im Jahr 2010-2014 2 neue Kokskammern der Delayed Coking-Einheit wurden installiert, die Produktion von Propylen mit einem Schwefelgehalt von weniger als 5 ppm wurde organisiert, der Umbau der Amin-Einheit wurde abgeschlossen, ein verbessertes Steuerungssystem wurde in der AVT-3-Einheit eingeführt, was eine Steigerung der Leistung ermöglicht kommerzielle Produkte. Im Jahr 2013 wurden Projekte zur Erhöhung des Rückgewinnungsgrads von C3+ aus trockenem katalytischem Crackgas und zur Modernisierung der Behandlungsanlagen abgeschlossen. Durchgeführt große Renovierung Das Unternehmen stellte auf eine heizölfreie Produktion um, die Raffinationstiefe und die Ausbeute an Leichtölprodukten wurden erhöht.

Im Jahr 2015 wurde eine Rauchgasreinigungsanlage für katalytisches Cracken in Betrieb genommen.

​Raffinerie in Burgas, Bulgarien

Kraftstoff- und petrochemische Ölraffinerie


Liegt an der Schwarzmeerküste, 15 km von Burgas entfernt


Verarbeitet Öl verschiedener Qualitäten (einschließlich russischer Exportqualitäten) und Heizöl


Die Ölversorgung der Anlage erfolgt über eine Pipeline vom Ölterminal Rosenets.


Die fertigen Produkte werden per Bahn, See- und Straßentransport sowie über Ölpipelines in die zentralen Regionen des Landes verschifft


Die wichtigsten Umwandlungsprozesse sind eine katalytische Crackanlage (37,1 Tausend Barrel/Tag), eine Visbreaking-Anlage (26,4 Tausend Barrel/Tag) und eine Teer-Hydrocrackanlage (39,0 Tausend Barrel/Tag).

* Ohne ungenutzte Kapazität (2,8 Millionen Tonnen).