Le più grandi raffinerie. Le più grandi raffinerie di petrolio in Russia Le più grandi raffinerie di petrolio

Un'impresa industriale la cui funzione principale è la trasformazione del petrolio in benzina, cherosene per aviazione, olio combustibile, ecc.

Raffineria - impresa industriale, la cui funzione principale è la trasformazione del petrolio in benzina, cherosene per aviazione, olio combustibile, gasolio, oli lubrificanti, lubrificanti, bitume, coke di petrolio e materie prime per prodotti petrolchimici.

Il ciclo produttivo di una raffineria consiste solitamente nella preparazione delle materie prime, nella distillazione primaria del petrolio e nella lavorazione secondaria delle frazioni petrolifere: cracking catalitico, reforming catalitico, coking, visbreaking, idrocracking, idrotrattamento e miscelazione di componenti di prodotti petroliferi finiti.

Le raffinerie sono caratterizzate dai seguenti indicatori:

Opzioni di raffinazione del petrolio: carburante, olio combustibile e carburante-petrolchimico.

Volume di lavorazione (milioni di tonnellate).

Profondità di lavorazione (resa dei prodotti petroliferi a base di petrolio, in % in peso meno gasolio e gas da riscaldamento).

Oggi le raffinerie stanno diventando più versatili.
Ad esempio, la presenza di cracking catalitico nelle raffinerie consente di stabilire la produzione di polipropilene dal propilene, che viene ottenuto in quantità significative durante il cracking come sottoprodotto.
Nell’industria russa della raffinazione del petrolio ce ne sono 3 profilo della raffineria, a seconda dello schema di raffinazione del petrolio:
- carburante,
- carburante e olio,
-carburante e petrolchimico.

Innanzitutto, il petrolio viene disidratato e dissalato in impianti speciali per separare i sali e altre impurità che causano la corrosione delle apparecchiature, rallentano il cracking e riducono la qualità dei prodotti raffinati.
Nell'olio non rimangono più di 3-4 mg/l di sali e circa lo 0,1% di acqua.
Quindi l'olio passa alla distillazione primaria.

Lavorazione primaria - distillazione

Gli idrocarburi del petrolio liquido hanno punti di ebollizione diversi. La distillazione si basa su questa proprietà.
Quando riscaldato in una colonna di distillazione a 350 °C, diverse frazioni vengono separate dall'olio successivamente con l'aumento della temperatura.
Il petrolio delle prime raffinerie veniva distillato nelle seguenti frazioni:
- benzina pura (bolle nell'intervallo di temperatura 28-180°C),
- carburante per aerei (180-240 °C),
- gasolio (240-350 °C).

Il resto della distillazione del petrolio era olio combustibile.
Fino alla fine del XIX secolo veniva gettato come rifiuto industriale.

Per la distillazione dell'olio vengono solitamente utilizzate 5 colonne di distillazione, in cui vengono separati in sequenza vari prodotti petroliferi.
La resa della benzina durante la distillazione primaria del petrolio è insignificante, quindi la sua lavorazione secondaria viene effettuata per ottenere un volume maggiore di carburante per automobili.

Riciclaggio - cracking

La raffinazione secondaria del petrolio viene effettuata mediante scissione catalitica termica o chimica dei prodotti primari della distillazione del petrolio per ottenere più frazioni di benzina, nonché materie prime per la successiva produzione di idrocarburi aromatici: benzene, toluene e altri.
Una delle tecnologie più comuni di questo ciclo è il cracking.
Nel 1891, gli ingegneri V. G. Shukhov e S. P. Gavrilov proposero il primo impianto industriale al mondo per l'implementazione continua del processo di cracking termico: un reattore tubolare continuo, dove la circolazione forzata di olio combustibile o altre materie prime petrolifere pesanti viene effettuata attraverso tubi, e in i gas di combustione riscaldati vengono forniti all'anello.
La resa in componenti leggeri durante il processo di cracking, da cui poi si possono preparare benzina, kerosene e gasolio, varia dal 40-45 al 55-60%.
Il processo di cracking consente la produzione di componenti per la produzione di oli lubrificanti da olio combustibile.

Il cracking catalitico fu scoperto negli anni '30.
Il catalizzatore seleziona dalla materia prima e assorbe su se stesso principalmente quelle molecole che sono in grado di deidrogenarsi (cedere idrogeno) abbastanza facilmente.
Gli idrocarburi insaturi formati in questo caso, avendo una maggiore capacità di adsorbimento, entrano in contatto con i centri attivi del catalizzatore.
Avviene la polimerizzazione degli idrocarburi, compaiono resine e coke.
L'idrogeno rilasciato prende parte attiva alle reazioni di idrocracking, isomerizzazione, ecc.
Il prodotto del cracking è arricchito con idrocarburi leggeri e di alta qualità, dando origine ad un'ampia frazione di benzina e frazioni di carburante diesel classificate come prodotti petroliferi leggeri.
Il risultato sono gas idrocarburi (20%), frazione benzina (50%), frazione diesel (20%), gasolio pesante e coke.

Idrotrattamento

L'idrotrattamento viene effettuato su catalizzatori di idrogenazione utilizzando composti di alluminio, cobalto e molibdeno. Uno dei processi più importanti nella raffinazione del petrolio.

L'obiettivo del processo è la purificazione delle frazioni di benzina, cherosene e diesel, nonché del gasolio sotto vuoto, dallo zolfo, dai composti contenenti azoto, dal catrame e dall'ossigeno. Le unità di idrotrattamento possono essere alimentate con distillati di origine secondaria provenienti da unità di cracking o coking, nel qual caso avviene anche il processo di idrogenazione delle olefine. La capacità degli impianti esistenti nella Federazione Russa varia da 600 a 3000 mila tonnellate all'anno. L'idrogeno necessario per le reazioni di idrotrattamento proviene da unità di reforming catalitico o viene prodotto in unità speciali.

La materia prima viene miscelata con gas contenente idrogeno con una concentrazione dell'85-95% vol., fornito da compressori di circolazione che mantengono la pressione nel sistema. La miscela risultante viene riscaldata in un forno a 280-340 °C, a seconda della materia prima, quindi entra nel reattore. La reazione avviene su catalizzatori contenenti nichel, cobalto o molibdeno sotto pressione fino a 50 atm. In tali condizioni, i composti contenenti zolfo e azoto vengono distrutti con la formazione di idrogeno solforato e ammoniaca, nonché la saturazione delle olefine. Nel processo, a causa della decomposizione termica, si forma una piccola quantità (1,5-2%) di benzina a basso numero di ottano e durante l'idrotrattamento del gasolio sotto vuoto si forma anche il 6-8% della frazione diesel. Nella frazione diesel purificata, il contenuto di zolfo può essere ridotto dall'1,0% allo 0,005% e al di sotto. I gas di processo vengono purificati per estrarre l'idrogeno solforato, che viene utilizzato per produrre zolfo elementare o acido solforico.

Processo Claus (conversione ossidativa dell'idrogeno solforato in zolfo elementare)

L'impianto Claus viene utilizzato attivamente nelle raffinerie di petrolio per il trattamento dell'idrogeno solforato proveniente dagli impianti di idrogenazione e dagli impianti di purificazione del gas amminico per produrre zolfo.

Formazione prodotti finiti

Benzina, cherosene, gasolio e oli tecnici sono divisi in diversi gradi a seconda della composizione chimica.
La fase finale della produzione della raffineria è la miscelazione dei componenti risultanti per ottenere prodotti finiti della composizione richiesta.
Questo processo è anche chiamato compounding o miscelazione.

Le più grandi raffinerie di petrolio in Russia

1. Gazpromneft-ONPZ (20,89 milioni di tonnellate)

2. Kirishinefteorgsintez (20,1 milioni di tonnellate)

3. Ryazan Oil Refining Company (18,8 milioni di tonnellate)

4. Lukoil-Nizhegorodnefteorgsintez (17 milioni di tonnellate)

5. Lukoil-Volgogradneftepererabotka (15,7 milioni di tonnellate)

6. Slavneft-Yaroslavnefteorgsintez (15 milioni di tonnellate)

7. TANECO (14 milioni di tonnellate)

8. Lukoil-Permnefteorgsintez (13,1 milioni di tonnellate)

9. Gazpromneft - Raffineria di Mosca (12,15 milioni di tonnellate)

10. Raffineria RN-Tuapse (12 milioni di tonnellate)

Ampio indipendente Raffineria russa

1. Raffineria di Antipinsky (9,04 milioni di tonnellate)

2. Raffineria Afipsky (6 milioni di tonnellate)

3. Raffineria di petrolio Yaya (3 milioni di tonnellate)

4. Raffineria di petrolio Mari (1,4 milioni di tonnellate)

5. Raffineria di petrolio Kochenevsky (1 milione di tonnellate)

L'ubicazione delle più grandi raffinerie di petrolio del mondo nel 2007 è mostrata in Fig. 1. La raffineria con maggiore capacità (47 milioni di tonnellate/anno) si trova in Venezuela (Paraguana Refining Center, Cardon/Judibana, stato di Falcon), mentre raffinerie simili in termini di capacità si trovano nella regione Asia-Pacifico (Corea del Sud, Giappone ), Medio Oriente (India, Arabia Saudita) e Nord America.

Figura 1. Le raffinerie più grandi del mondo nel 2007.

Nel 2009, il quadro non è cambiato sostanzialmente, come evidenziato dalla tabella 6. Ci sono stati cambiamenti nella capacità di alcune raffinerie (ad esempio, un aumento della capacità nella raffineria di Ulsan da 35 a 40,9 milioni di tonnellate all'anno, a Ras Tannur da 26-27,5 milioni di t/anno), in India è apparso un nuovo “gigante”. Reliance Industries a Jamnagar ha commissionato la seconda fase di una raffineria con una capacità di 29 milioni di tonnellate all'anno, dato che la prima fase dell'impianto aveva già una capacità di 33 milioni di tonnellate all'anno, questa raffineria (62 milioni di tonnellate all'anno) può essere considerato il più grande del mondo.

Tabella 6

Le raffinerie più grandi del mondo (2009)

I dati presentati nella Tabella 7 mostrano l'ubicazione delle più grandi raffinerie del mondo nel 2012. Rispetto al 2009 si notano le seguenti modifiche:

1. Aumento della capacità della raffineria di Ulsan (Corea del Sud) da 40,9 a 42 milioni di ton/anno, di Yeosu (Corea del Sud) da 34,0 a 38,8 milioni di ton/anno.

2. Messa in servizio di un impianto a Onsan (Corea del Sud) con una capacità di 33,4 milioni di tonnellate all'anno, che ha spostato la prima fase della raffineria di petrolio di Jamnagar dal 4° posto.

3. Capacità ridotta di grandi fabbriche ExxonMobil Refining&Supply da 84 a 82,8 milioni di tonnellate/anno.

Questi fatti evidenziano ancora una volta la tendenza allo spostamento territoriale della capacità nel settore della raffinazione del petrolio verso la regione Asia-Pacifico e il Medio Oriente.

Tabella 7

Le più grandi raffinerie del mondo nel 2012.

Strategia

Le prospettive per lo sviluppo di Gazprom come uno dei leader nel settore energetico mondiale sono strettamente legate al miglioramento del trattamento degli idrocarburi. L'azienda mira ad aumentare la profondità della lavorazione e ad aumentare i volumi di produzione di prodotti con maggior valore aggiunto.

Impianti di lavorazione

Il complesso di trattamento del gruppo Gazprom comprende impianti di trattamento di gas e condensato di gas di Gazprom PJSC e impianti di raffinazione del petrolio di Gazprom Neft PJSC. Del Gruppo fa parte anche Gazprom Neftekhim Salavat LLC, uno dei più grandi complessi di raffinazione del petrolio e di produzione petrolchimica in Russia. Gazprom modernizza costantemente le imprese di trasformazione esistenti e crea nuove imprese. L’impianto di lavorazione del gas dell’Amur (GPP) in costruzione diventerà uno dei più grandi al mondo.

Trattamento del gas

Le principali capacità del Gruppo Gazprom per il trattamento del gas e i gas chimici al 31 dicembre 2018:

Impianto di trattamento del gas di Astrachan' (GPP);

Impianto di lavorazione del gas di Orenburg;

Impianto di trattamento del gas di Sosnogorsk;

Impianto di trattamento del gas di Yuzhno-Priobsky (accesso del Gruppo Gazprom al 50% della capacità);

Impianto di elio di Orenburg;

Impianto di produzione di metanolo di Tomsk;

Impianto "Monomer" LLC "Gazprom neftekhim Salavat";

Impianto chimico del gas LLC Gazprom neftekhim Salavat;

Fabbrica di concimi minerali LLC Gazprom Neftekhim Salavat.

Nel 2018 il Gruppo Gazprom, escluse le materie prime fornite dai clienti, ha lavorato 30,1 miliardi di metri cubi. m di gas naturale e associato.

Trattamento del condensato di petrolio e gas

Le principali capacità del Gruppo Gazprom per il trattamento di idrocarburi liquidi (petrolio, gas condensato, olio combustibile) al 31 dicembre 2018:

Impianto di stabilizzazione della condensa di Surgut dal nome. VS Chernomyrdin;

Impianto Urengoy per la preparazione del condensato per il trasporto;

Impianto di trattamento del gas di Astrachan';

Impianto di lavorazione del gas di Orenburg;

Impianto di trattamento del gas di Sosnogorsk;

Impianto di raffineria di petrolio (raffineria) Gazprom neftekhim Salavat LLC;

Raffineria di Mosca del gruppo Gazprom Neft;

Raffineria di Omsk del gruppo Gazprom Neft;

Yaroslavnefteorgsintez (accesso del Gruppo Gazprom al 50% della capacità attraverso PJSC NGK Slavneft);

Raffineria Mozyr, Repubblica di Bielorussia (fino al 50% del volume di petrolio fornito alla raffineria, accesso da parte del gruppo Gazprom tramite PJSC NGK Slavneft);

Raffinerie del gruppo Gazprom Neft in Pancevo e Novi Sad, Serbia.

La principale impresa di raffinazione del petrolio del gruppo Gazprom è la raffineria di Omsk, una delle raffinerie di petrolio più moderne della Russia e una delle più grandi al mondo.

Nel 2018 il Gruppo Gazprom ha lavorato 67,4 milioni di tonnellate di idrocarburi liquidi.

Prodotti trasformati

Le principali imprese di raffineria in Russia che operano oggi sono state costruite negli anni del dopoguerra, quando il consumo di carburante di tutte le marche da parte dei trasporti e dell'industria è aumentato notevolmente.

Nella scelta dei siti per gli impianti, siamo stati guidati dalla vicinanza sia ai siti di produzione, al fine di ridurre i costi di trasporto del petrolio, sia alle aree di intenso consumo di carburante.

Distribuzione delle capacità sul territorio nazionale

Le maggiori capacità di raffinazione del petrolio sono concentrate nel Distretto Federale del Volga (regioni di Samara, Nizhny Novgorod, Orenburg, Perm, Saratov, Repubbliche del Tatarstan, Mari El, Bashkortostan) - 122 milioni di tonnellate all'anno.

Qui operano grandi capacità di raffinerie russe Centrale(regioni di Ryazan, Yaroslavl e Mosca) e in siberiano(regioni di Omsk, Kemerovo, Irkutsk e territorio di Krasnoyarsk) distretti federali. Gli impianti di ciascuno di questi distretti possono processare più di 40 milioni di tonnellate di petrolio all'anno.

Raffineria Distretto Federale Meridionale progettato per processare 28 milioni di tonnellate, Nordoccidentale– 25 milioni di tonnellate, Estremo Oriente– 12 milioni di tonnellate, Urali- 7 milioni di tonnellate. La capacità totale delle raffinerie in Russia è di 296 milioni di tonnellate di petrolio all'anno.

Le più grandi raffinerie di petrolio in Russia sono la raffineria di petrolio di Omsk (21 milioni di tonnellate), KirishiNOS (20 milioni di tonnellate, Regione di Leningrado), RNA (19 milioni di tonnellate, regione di Ryazan), Lukoil-NOrsi (17 milioni di tonnellate, regione di Nizhny Novgorod), Raffineria di Volgograd(16 milioni di tonnellate), YaroslavNOS (15 milioni di tonnellate).

Quasi tutte le domande sulla raffinazione del petrolio oggi possono avere risposta dai media. Su Internet sono disponibili tutte le informazioni sulle raffinerie, quanti impianti di lavorazione ci sono in Russia, dove vengono prodotti benzina e gasolio, cos'altro producono, quali impianti producono speciali prodotti di qualità. Non è difficile da trovare se vuoi.

Profondità di raffinazione del petrolio

Un indicatore importante dell’industria della raffinazione del petrolio, insieme al volume della produzione, è la profondità di raffinazione del petrolio raggiunta dalle raffinerie in Russia. Oggi è del 74%, mentre in Europa questa cifra è dell'85% e negli Stati Uniti del 96%.

La profondità di raffinazione è stimata come il quoziente della massa dei prodotti rilasciati meno l'olio combustibile e il gas diviso per la massa del petrolio ricevuto per la raffinazione.

La bassa resa dei prodotti petroliferi di base è dovuta alla mancanza di alto livello tecnologie moderne. Alcuni di essi sono stati realizzati negli anni pre e postbellici, i processi di lavorazione utilizzati sono obsoleti e le crisi permanenti dall'inizio degli anni '90 non hanno dato la possibilità di modernizzare la produzione. Oggi gli investimenti aumentano gradualmente, compaiono nuove officine e complessi di lavorazione, la qualità e la resa dei prodotti petroliferi aumentano.

Dall'olio si ottiene mediante lavorazione diretta:

Processi di raffinazione più complessi consentono di ottenere sostanze, materiali e prodotti dal petrolio, il cui elenco occupa molte pagine. Maggiore è il grado di raffinazione del petrolio, minore sarà la quantità necessaria e minori saranno i costi di produzione.

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LUKOIL comprende quattro raffinerie in Russia (a Perm, Volgograd, Nizhny Novgorod e Ukhta), tre raffinerie in Europa (Italia, Romania, Bulgaria) e LUKOIL possiede anche una partecipazione del 45% nelle raffinerie nei Paesi Bassi. La capacità totale della raffineria è di 84,6 milioni di tonnellate, che corrisponde praticamente alla produzione di petrolio della Società nel 2018.

Gli stabilimenti della Società dispongono di moderni impianti di conversione e raffinazione e producono un'ampia gamma di prodotti petroliferi di alta qualità. Fabbriche russe in termini di livello tecnologico di capacità ed indicatori di efficienza, superano la media russa e gli stabilimenti europei della Società non sono inferiori ai concorrenti e si trovano vicino ai mercati chiave.

Raffinazione del petrolio presso le nostre raffinerie nel 2018

Modernizzazione

Nel 2016 l'azienda ha completato un ciclo di investimenti su larga scala con la messa in servizio del più grande complesso russo per la lavorazione avanzata del gasolio sotto vuoto presso la raffineria di Volgograd.

L'attuazione del programma ha permesso di aumentare la classe ambientale dei carburanti prodotti a Euro-5, nonché di aumentare significativamente la quota di prodotti petroliferi ad alto valore aggiunto nel paniere prodotto.

Raffinerie russe

La messa in servizio di nuovi impianti di lavorazione nel 2015-2016, l'ottimizzazione del caricamento dei processi secondari e l'ampliamento del paniere di materie prime hanno permesso di migliorare significativamente la struttura dei prodotti e di ridurre la quota di olio combustibile e gasolio sotto vuoto a favore di un aumento la quota dei prodotti petroliferi leggeri.

LAVORAZIONE DEL PETROLIO NELLA RAFFINERIA IN RUSSIA NEL 2018

Nel 2018, è continuato il lavoro per aumentare la profondità della lavorazione attraverso l'uso di materie prime alternative e il carico aggiuntivo di processi secondari, anche attraverso una maggiore integrazione tra stabilimenti.

Raffineria di Volgograd

Situato nella regione meridionale della Russia

Elabora una miscela di oli leggeri della Siberia occidentale e del Basso Volga

Il petrolio viene fornito all'impianto tramite l'oleodotto Samara-Tikhoretsk

I prodotti finiti vengono spediti via ferrovia, fiume e in macchina

I principali processi di conversione sono le unità di coking (2 unità con una capacità di 24,0 mila barili al giorno), unità di idrocracking (con una capacità di 67,0 mila barili al giorno)

* Esclusa la capacità inutilizzata (1,2 milioni di tonnellate dal 2015).

Storia della pianta

L'impianto fu messo in funzione nel 1957 e divenne parte della LUKOIL nel 1991. All'inizio degli anni 2000. sono stati messi in funzione una stazione di miscelazione della benzina e una rastrelliera per il drenaggio dell'olio, impianti di idrotrattamento del carburante diesel, stabilizzazione della benzina di prima distillazione e frazionamento del gas di idrocarburi saturi.

Nel 2004-2010 Sono stati commissionati il ​​primo stadio di un'unità di calcinazione del coke e un'unità di isomerizzazione ed è stata costruita un'unità di reforming catalitico. Il blocco di vuoto dell'installazione AVT-6 è stato ricostruito e messo in funzione. È iniziata la produzione di carburante diesel con il marchio EKTO.

Nel 2010-2014 L'unità di idrotrattamento del gasolio è stata modernizzata, un'unità di concentrazione dell'idrogeno, un'unità di cokefazione ritardata, un'unità di idrotrattamento del gasolio e è stata messa in funzione la seconda linea dell'unità di calcinazione del coke.

Nel 2015 è stata messa in funzione l'unità primaria di raffinazione del petrolio ELOU-AVT-1, che consente di aumentare l'efficienza della raffinazione e aumentare la capacità di raffinazione del petrolio a 15,7 milioni di tonnellate/anno.

Nel 2016 è stato messo in funzione un complesso per la lavorazione avanzata del gasolio sotto vuoto. La capacità del più grande complesso di lavorazione avanzata del gasolio sottovuoto in Russia è di 3,5 milioni di tonnellate/anno. È stato costruito in tempi record poco tempo- per 3 anni. Il complesso comprendeva anche impianti per la produzione di idrogeno e zolfo e strutture impiantistiche.

Nel 2017 l’unità di idrocracking, realizzata nel 2016, è stata portata con successo in modalità di progettazione. Ciò ha consentito di migliorare significativamente il paniere di prodotti petroliferi dello stabilimento, sostituendo il gasolio sotto vuoto con prodotti ad alto valore aggiunto, in primis gasolio Euro 5.

Nel 2018, la raffineria di Volgograd ha sviluppato una tecnologia per la produzione di combustibile marino scuro a basso contenuto di zolfo che soddisfa i futuri requisiti MARPOL.

Raffineria di petrolio di Perm

• Impianto di raffineria di petrolio di profilo petrolchimico di combustibile e petrolio

  Situato a 9 km da Perm

  Elabora una miscela di oli provenienti dai campi del nord della regione di Perm e della Siberia occidentale

  Il petrolio viene fornito all'impianto tramite gli oleodotti Surgut-Polotsk e Kholmogory-Klin

  I prodotti finiti vengono spediti tramite trasporto ferroviario, stradale e fluviale, nonché tramite l'oleodotto Perm-Andreevka-Ufa

  I principali processi di conversione sono le unità di idrocracking T-Star (65,2 mila barili/giorno), cracking catalitico (9,3 mila barili/giorno), coking (56,0 mila barili/giorno)

Storia della pianta

L'impianto fu messo in funzione nel 1958 e nel 1991 entrò a far parte della LUKOIL. Negli anni '90. L'impianto ha attuato un programma per la ricostruzione di una cokeria, ha costruito un'unità di distillazione sotto vuoto per l'olio combustibile, ha creato la produzione di petrolio e ha messo in funzione un'unità per l'utilizzo dell'idrogeno solforato e la produzione di acido solforico.

Negli anni 2000. furono introdotti un complesso di raffinazione profonda del petrolio e un'unità di isomerizzazione, furono ricostruite le unità AVT e l'unità atmosferica dell'unità AVT-4 fu modernizzata. Nel 2008 la capacità della raffineria è stata aumentata a 12,6 milioni di tonnellate/anno.

Nel 2011-2014 La capacità dell'unità di cokefazione ritardata è stata aumentata a 1 milione di tonnellate/anno, l'unità di idrotrattamento del gasolio è stata modernizzata ed è stata completata la riattrezzatura tecnica dell'unità di vuoto dell'unità AVT-4.

Nel 2015 è stato messo in funzione il Complesso di trattamento dei residui petroliferi, che ha permesso di passare a uno schema senza olio combustibile e di aumentare la resa dei prodotti petroliferi leggeri; è stata inoltre avviata la costruzione di un'unità di potenza con una capacità installata di 200 MW completato. Nel 2016 è stata completata la ricostruzione dell'unità di idrodearomatizzazione del gasolio dell'unità di idrocracking.

Nel 2017 è stata messa in funzione una piattaforma di scarico dell’olio combustibile con una capacità fino a 1 milione di tonnellate all’anno. Il cavalcavia ha aumentato l'integrazione tra gli stabilimenti e ha permesso di fornire un complesso per la lavorazione dei residui petroliferi e un'unità di produzione di bitume presso la raffineria di petrolio di Perm con materie prime di petrolio pesante provenienti dalla raffineria di petrolio di Nizhny Novgorod.

Nel 2018 è stata messa in funzione l'infrastruttura per la ricezione dell'olio combustibile presso la Raffineria di Perm, che ha consentito di aumentare il carico sulle unità di cokefazione ritardata e di aumentare l'ottimizzazione tra gli stabilimenti all'interno del Gruppo.

Raffineria di Nižnij Novgorod

Impianto di raffineria di carburante e petrolio

Situato a Kstovo, nella regione di Nizhny Novgorod

Elabora una miscela di oli provenienti dalla Siberia occidentale e dal Tatarstan

Il petrolio viene fornito all'impianto tramite gli oleodotti Almetyevsk-Nizhny Novgorod e Surgut-Polotsk

I prodotti finiti vengono spediti tramite trasporto ferroviario, stradale e fluviale, nonché tramite gasdotto

Principali processi di conversione - unità di cracking catalitico (80,0 mila barili/giorno), unità di viscosity breaking (42,2 mila barili/giorno)

Storia della pianta

L'impianto fu messo in funzione nel 1958 e divenne parte della LUKOIL nel 2001.

Negli anni 2000. Sono state ricostruite le unità AVT-5 e di idrotrattamento del petrolio. Sono state messe in funzione un'unità di reforming catalitico e un'unità di isomerizzazione della benzina e l'unità atmosferica AVT-6 è stata modernizzata. È stata ricostruita l'unità di idrotrattamento, che ha permesso di iniziare a produrre gasolio secondo lo standard Euro-5. Nel 2008 è stata messa in funzione un'unità di visbreaking del catrame con una capacità di 2,4 milioni di tonnellate/anno, che ha contribuito ad un aumento della produzione di gasolio sotto vuoto e ad una diminuzione della produzione di gasolio da riscaldamento. Nel 2010 è stato messo in funzione un complesso per il cracking catalitico del gasolio sotto vuoto, grazie al quale è stata aumentata la produzione di benzina ad alto numero di ottano e gasolio. L'unità di idrotrattamento del gasolio è stata ricostruita.

Nel 2011-2014 È stata messa in funzione un'unità di alchilazione dell'idrofluoruro ed è stata completata la ricostruzione dell'AVT-5. Nel 2015 sono stati messi in funzione il Complesso di Cracking Catalitico 2 e l'Unità del Vuoto VT-2. Nel 2016 il paniere delle materie prime è stato ampliato.

Nel 2017, la produzione della benzina premium EKTO 100 è stata migliorata proprietà operative. È stata inoltre presa la decisione finale di investire nella costruzione di un complesso di cokefazione ritardata con una capacità di 2,1 milioni di tonnellate di materie prime all'anno. Le materie prime per il complesso saranno i residui della raffinazione del petrolio pesante e i principali tipi di prodotti saranno il gasolio, la benzina di prima distillazione e le frazioni di gas, nonché i prodotti petroliferi scuri: gasolio sotto vuoto e coke. La realizzazione del complesso e le relative misure di ottimizzazione aumenteranno la resa dei prodotti petroliferi leggeri presso la raffineria di Nizhny Novgorod di oltre il 10%. L’aumento della capacità di riciclaggio, insieme all’ottimizzazione del carico dell’impianto, ridurrà significativamente la produzione di olio combustibile.

Nel 2018 è iniziata la costruzione di un complesso di cokeria ritardata presso la raffineria di Nizhny Novgorod, sono stati conclusi contratti EPC con gli appaltatori ed è iniziata la preparazione del campo di pali e delle fondamenta degli impianti del complesso. L'aumento della capacità di riciclaggio e l'ottimizzazione del carico dell'impianto consentiranno di ridurre la produzione di olio combustibile di 2,7 milioni di tonnellate all'anno.

Raffineria di petrolio di Ukhta

Situato nella parte centrale della Repubblica dei Komi

Elabora una miscela di oli provenienti dai campi della Repubblica di Komi

Il petrolio viene fornito all'impianto tramite l'oleodotto Usa-Ukhta

Principali processi di conversione - unità di visbreaking (14,1 mila barili/giorno)

* Esclusa la capacità inutilizzata (2,0 milioni di tonnellate).

Storia della pianta

L'impianto fu messo in funzione nel 1934 e divenne parte della LUKOIL nel 1999.

Negli anni 2000 è stata ricostruita l'unità AT-1, sono state introdotte un'unità di idrodeceratura del carburante diesel e una scaffalatura di scarico e carico dell'olio per prodotti petroliferi scuri. È stata completata la prima fase di ricostruzione del complesso di reforming catalitico che ha aumentato la capacità del processo di 35 mila tonnellate/anno. È stata introdotta un'unità per aumentare la concentrazione di idrogeno nell'unità di idrodeparaffinazione, è stato costruito il secondo stadio del complesso di scaffalature di scarico e carico di petrolio e prodotti petroliferi, è stata completata la riattrezzatura dell'unità di reforming catalitico e un'unità di visbreaking del catrame sotto vuoto è stato lanciato l'impianto con una capacità di 800mila ton/anno che ha consentito di incrementare la produzione di gasolio sotto vuoto. Nel 2009 è stata completata la costruzione dell'unità di isomerizzazione.

Nel 2012 è stata completata la riattrezzatura tecnica dell'unità reattore dell'unità di idrotrattamento del carburante diesel GDS-850. Nel 2013, l'unità AVT è stata messa in funzione dopo la ricostruzione e la capacità dell'unità del vuoto è stata aumentata a 2 milioni di tonnellate/anno. È stato completato il progetto per la realizzazione di un'unità di drenaggio delle condense dei gas. Nel 2014-2015 È proseguita la riattrezzatura tecnica dell'impresa.

Miniraffineria

Raffinerie europee

LAVORAZIONE DEL PETROLIO NELLA RAFFINERIA EUROPEA NEL 2018

​Raffineria a Ploesti, Romania

Profilo del carburante della raffineria di petrolio

Situato a Ploesti (nella parte centrale della Romania), a 55 km da Bucarest

Lavora il petrolio della qualità degli Urali (miscela di esportazione russa) e il petrolio proveniente dai giacimenti rumeni

Il petrolio viene fornito all'impianto tramite un oleodotto dal porto di Costanza sul Mar Nero. Anche il petrolio romeno arriva via ferrovia

I prodotti finiti vengono spediti tramite trasporto ferroviario e stradale

I principali processi di conversione sono l'installazione di impianti di cracking catalitico (18,9 mila barili al giorno) e di unità di coking (12,5 mila barili al giorno)

Storia della pianta

L'impianto fu messo in funzione nel 1904 e divenne parte della LUKOIL nel 1999.

Negli anni 2000. è stata perfezionata la produzione di benzina AI-98 e carburante diesel a basso contenuto di zolfo. All'inizio degli anni 2000. sono stati ammodernati gli impianti per la raffinazione primaria del petrolio, l'idrotrattamento, il reforming, il coking, il cracking catalitico, il frazionamento e l'isomerizzazione del gas; sono stati costruiti gli impianti per l'idrotrattamento della benzina mediante cracking catalitico e la produzione di idrogeno. Nel 2004 l'impianto è stato messo in funzione. Successivamente è stato commissionato un impianto per la produzione di additivi MTBE/TAME, è stato avviato un turbogeneratore da 25 MW, è stata ricostruita l'idrotrattamento del gasolio, il cracking catalitico, l'idrotrattamento della benzina con cracking catalitico e le unità di produzione di MTBE/TAME, nonché l'unità sotto vuoto di l'installazione dell'AVT-1 è stata completata. È stata completata la costruzione di un impianto per la produzione di idrogeno che ha consentito la produzione di carburanti Euro 5.

Nel 2010-2014 Sono state installate 2 nuove cokerie dell'unità di cokefazione ritardata, è stata organizzata la produzione di propilene con un contenuto di zolfo inferiore a 5 ppm, è stata completata la ricostruzione dell'unità amminica, è stato introdotto un sistema di controllo migliorato nell'unità AVT-3, che consente di aumentare la produzione prodotti commerciali. Nel 2013 sono stati completati i progetti per aumentare il grado di recupero del C3+ dal gas secco di cracking catalitico e ammodernare gli impianti di trattamento. Condotto importante ristrutturazione L'impresa passò a uno schema di produzione senza olio combustibile, la profondità della raffinazione e la resa dei prodotti petroliferi leggeri furono aumentate.

Nel 2015 è stato messo in esercizio un impianto di depurazione fumi mediante cracking catalitico.

​Raffineria a Burgas, Bulgaria

Impianto di raffineria di petrolio di profilo combustibile e petrolchimico


Situato sulla costa del Mar Nero, a 15 km da Burgas


Lavora olio di vari gradi (compresi i gradi di esportazione russi), olio combustibile


Il petrolio viene fornito all'impianto tramite un oleodotto dal terminale petrolifero di Rosenets.


I prodotti finiti vengono spediti tramite trasporto ferroviario, marittimo e stradale, nonché tramite oleodotti verso le regioni centrali del paese


I principali processi di conversione sono un'unità di cracking catalitico (37,1 mila barili/giorno), un'unità di visbreaking (26,4 mila barili/giorno) e un'unità di idrocracking di tar (39,0 mila barili/giorno).

* Esclusa la capacità inutilizzata (2,8 milioni di tonnellate).