Нефтеперегонный завод. Смотреть что такое "Нефтеперерабатывающий завод" в других словарях. Топливный профиль НПЗ

4.1 Установка ЭЛОУ-АВТ

Установка предназначена для очистки нефти от влаги и солей, и для первичной разгонки нефти на фракции, использующиеся как сырье для процессов дальнейшей переработки. В табл. 4.1. и 4.2. приведены материальные балансы блоков ЭЛОУ и АВТ соответственно.

Установка состоит из трех блоков: 1. Обессоливания и обезвоживания. 2. Атмосферной перегонки. 3. Вакуумной перегонки мазута.

Сырье процесса – нефть.

Продукция: Газ, Фракции 28-70 о С, 70-120 о С, 120-180 о С, 180-230 о С, 230-280 о С, 280-350 о С, 350-500 о С, и фракция, выкипающая при температурах выше 500 о С.

Таблица 4.1

Материальный баланс блока ЭЛОУ

Таблица 4.2

Материальный баланс установки АВТ

4.2 Каталитический риформинг

На проектируемом НПЗ процесс каталитического риформинга предназначен для повышения детонационной стойкости бензина.

В качестве сырья риформинга используем широкую прямогонную бензиновую фракцию 70 – 180 ºС с установки ЭЛОУ-АВТ, а также бензины висбрекинга, коксования и бензины-отгоны гидроочисток.

Режим установок каталитического риформинга зависит от типа катализатора, назначения установки, типа сырья. В табл. 4.3 приводятся эксплуатационные показатели выбранной установки каталитического риформинга фирмы UOP «CCR-платформинг» с непрерывной регенерацией катализатора .

Таблица 4.3

Технологический режим установки каталитического риформинга фр. 70 – 180 °С

Эти установки более экономичны при снижении рабочего давления с одновременным повышением глубины превращения сырья. Риформинг с движущимся слоем катализатора является наиболее современной моделью промышленного процесса и обеспечивает постоянно высокие выход бензина и значение октанового числа, а также максимальный выход водорода при малой жёсткости процесса.

На установке риформинга будем использовать катализатор фирмы «Axens» HR-526. Катализатор представляет собой оксид алюминия, промотированный хлором, с равномерно распределёнными по всему объёму платиной (0,23 % мас.) и рением (0,3 % мас.). Диаметр шариков катализатора составляет 1,6 мм, удельная поверхность 250 м 2 /г.

Для обеспечения долговременного цикла работы этого катализатора сырьё должно быть очищено от сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений, что обеспечивается включением в состав установки риформинга блока гидроочистки.

Продукцией установки каталитического риформинга является:

Углеводородный газ – содержит в основном метан и этан, служит топливом нефтезаводских печей;

Головка стабилизации (углеводороды С 3 – С 4 и С 3 – С 5) – применяются как сырьё ГФУ предельных газов;

Катализат, выход которого составляет 84 % мас. используется в качестве компонента автомобильных бензинов. Он содержит 55 – 58 % мас. ароматических углеводородов и имеет октановое число (ИМ) = 100 пунктов;

4.3 Гидроочистка

Процесс предназначен для обеспечения необходимого уровня эксплуатационных характеристик светлых дистиллятов, сырья каталитического крекинга, определяемого сегодня в основном экологическими требованиями. Качество продуктов гидроочистки повышается в результате использования реакций деструктивного гидрирования сернистых, азотистых и кислородсодержащих соединений и гидрирования непредельных углеводородов.

На установку гидроочистки отправляем фракцию дизельного топлива, выкипающую в пределах 180 – 350 ºС. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Исходя из данных табл. 1.6 содержание серы в данной фракции принимаем равным 0,23 % мас. как во фракции 200 – 350ºС.

Основные параметры технологического режима установки гидроочистки дизельного топлива представлены в табл. 4.4 .

Таблица 4.4

Технологический режим установки гидроочистки дизельного топлива

В мировой практике наибольшее распространение в гидрогенизационных процессах получили алюмокобальтмолибденовые (АКМ), алюмоникельмолибденовые (АНМ). АКМ и АНМ катализаторы гидроочистки содержат 2 – 4 % мас. Со или Ni и 9 – 15 % мас. МоО 3 на активном γ-оксиде алюминия. На стадии пусковых операций или в начале сырьевого цикла их подвергают сульфидированию (осернению) в токе H 2 S и Н 2 , при этом их каталитическая активность существенно возрастает. В нашем проекте на установке гидроочистки дизельного топлива будем использовать отечественный катализатор марки ГS-168ш, со следующей характеристикой :

насыпная плотность ÷ 750 кг/м 3 ;

носитель ÷ алюмосиликат;

диаметр гранул ÷ 3 – 5 мм;

межрегенерационный период ÷ 22 мес.;

общий срок службы ÷36 – 48 мес.

Продукцией установки являются:

гидроочищенное дизельное топливо;

бензин-отгон – используется как сырьё установки каталитического риформинга, имеет низкое (50 – 55) октановое число;

сероводород – направляется как сырьё на установку производства элементарной серы;

топливный газ.

В медодических указаниях предлагается, что на 100 % сырья установки гидроочистки дизельного топлива имеет место следующий выход продуктов:

гидроочищенное дизельное топливо – 97,1 % мас;

бензин-отгон – 1,1 % мас.

Выход сероводорода в % мас. на сырье определяем по формуле

x i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

32 – атомная масса серы.

Фракция 230-350 о С содержит серы 0,98 % мас. В состав сырья установки гидроочистки дизельного топлива входит также легкий газойль коксования. Содержание серы в экологически чистом дизельном топливе составляет 0,01% мас.

Выход продуктов:

H 2 S = 0,98-(0,01*0,971+0,01*0,011)*34/32 = 0,97%

4.4 Газофракционирующая установка (ГФУ)

Установка предназначена для получения индивидуальных лёгких углеводородов или углеводородных фракций высокой чистоты из нефтезаводских газов.

Газофракционирующие установки подразделяются по типу перерабатываемого сырья на ГФУ предельных и ГФУ непредельных газов.

Сырьём ГФУ предельных газов является газ и головка стабилизации АВТ в смеси с головками стабилизации каталитического риформинга бензиновой фракции и гидрокрекинга вакуумного газойля.

В табл. 4.5 представлен технологический режим ГФУ предельных газов .

Таблица 4.5

Технологический режим ректификационных колонн ГФУ предельных газов

Продукция ГФУ предельных газов – узкие углеводородные фракции:

этановая – применяется в качестве сырья для производства водорода, а также как топливо для технологических печей;

пропановая – используется как сырьё пиролиза, бытовой сжиженный газ, хладагент;

изобутановая – служит сырьём установок алкилирования и производства синтетического каучука;

бутановая – применяется как бытовой сжиженный газ, сырьё производства синтетического каучука, в зимнее время добавляется к товарным автомобильным бензинам для обеспечения требуемого давления насыщенных паров;

изопентановая – используется как компонент высокооктановых бензинов;

пентановая – является сырьём для процессов каталитической изомеризации.

При разделении непредельных углеводородных газов применяются установки АГФУ (абсорбционно-газофракционирующая установка). Их отличительной особенностью является использование для выделения в колонне К-1 сухого газа (С 1 – С 2) технологии абсорбции углеводородов С 3 и выше более тяжелым углеводородным компонентом (фракции С 5 +). Применение этой технологии позволяет снизить температуры в колоннах и тем самым уменьшить вероятность полимеризации непредельных углеводородов. Сырьём АГФУ непредельных газов являются газы вторичных процессов, а именно: каталитического крекинга, висбрекинга и коксования.

Основные параметры технологического режима установки АГФУ непредельных газов представлены в табл. 4.6 .

Таблица 4.6

Технологический режим ректификационных колонн АГФУ непредельных газов

Продуктами переработки непредельного углеводородного сырья являются следующие фракции:

пропан-пропиленовая – применяется в качестве сырья для установок полимеризации и алкилирования, производства нефтехимических продуктов;

бутан-бутиленовая – используется в качестве сырья для установки алкилирования с целью получения алкилата (высокооктанового компонента товарных автобензинов).

4.5 Каталитическая изомеризация лёгких бензиновых фракций

Установка каталитической изомеризации предназначена для повышения октанового числа лёгкой бензиновой фракции 28 – 70ºС блока вторичной перегонки бензина, путем превращения парафинов нормального строения в их изомеры, имеющие более высокие октановые числа.

Существуют несколько вариантов процесса каталитической изомеризации парафиновых углеводородов. Их различия обусловлены свойствами применяемых катализаторов, условиями ведения процесса, а также принятой технологической схемой («за проход» или с рециклом непроконвертированных нормальных углеводородов).

Изомеризация парафиновых углеводородов сопровождается побочными реакциями крекинга и диспропорционирования. Для подавления этих реакций и поддержания активности катализатора на постоянном уровне процесс проводится при давлениях водорода 2,0 – 4,0 МПа и циркуляции водородсодержащего газа.

На проектируемом НПЗ применяется процесс низкотемпературной изомеризации. Параметры технологического режима изомеризации фракции 28 – 70ºС приведены в табл. 4.7 .

Таблица 4.7

Технологический режим установки каталитической

изомеризации лёгкой бензиновой фракции

В процессе изомеризации н- алканов применяются современные бифункциональные катализаторы, в которых в качестве металлического компонента используются платина и палладий, а в качестве носителя – фторированный или хлорированный оксид алюминия, а также алюмосиликаты или цеолиты, внесённые в матрицу оксида алюминия.

Предлагается использовать катализатор низкотемпературной изомеризации на основе сульфатированной двуокиси циркония CИ-2, содержащий платины 0,3-0,4 % мас., нанесенной на оксид алюминия.

Основной продукт установки – изомеризат (ОЧМ 82 – 83 пункта), используется как высокооктановый компонент автобензина, отвечающий за его пусковые характеристики.

Вместе с изомеризатом в процессе получают сухой предельный газ, используемый на заводе как топливо и сырье для производства водорода.

4.6 Производство битумов

Данная установка на проектируемом НПЗ предназначена для получения дорожного и строительного битумов.

Сырьём установки по производству битумов являются остаток вакуумной перегонки мазута (гудрон).

Для производства битумов применяются следующие способы:

глубокая вакуумная перегонка (получение остаточного сырья);

окисление нефтепродуктов воздухом при высокой температуре (получение окисленных битумов);

компаундирование остаточных и окисленных битумов.

Технологический режим установки получения битума окислением гудрона (фракция > 500 ºС) представлен в табл. 4.8.

Таблица 4.8

Технологический режим установки получения битума с окислительной колонной

дорожные битумы, применяемые в дорожном строительстве для приготовления асфальтобетонных смесей;

строительные битумы, используемые при выполнении различных строительных работ, в частности для гидроизоляции фундаментов зданий.

4.7 Каталитический крекинг с предварительной гидроочисткой

Процесс каталитического крекинга является одним из наиболее распространенных крупнотоннажных процессов углубленной переработки нефти и в значительной мере определяет технико-экономические показатели современных и перспективных НПЗ топливного профиля.

Процесс предназначен для получения дополнительных количеств светлых нефтепродуктов – высокооктанового бензина и дизельного топлива – разложением тяжёлых нефтяных фракций в присутствии катализатора.

В качестве сырья установки на проектируемом НПЗ используется вакуумный газойль прямой перегонки нефти (фракция 350 – 500ºС) после предварительного облагораживания, в качестве которого применяется каталитическая гидроочистка от вредных примесей – серы, азота и металлов.

Процесс каталитического крекинга планируется проводить на отечественной установке крекинга с лифт-реактором типа Г-43-107 на микросферическим цеолитсодержащем катализаторе.

Основными факторами, влияющими на процесс каталитического крекинга являются: свойства катализатора, качество сырья, температура, продолжительность контакта сырья и катализатора, кратность циркуляции катализатора.

Температура в данном процессе является регулятором глубины процесса каталитического крекинга. При повышении температуры возрастает выход газа, а количество всех остальных продуктов уменьшается. При этом качество бензина несколько повышается вследствие ароматизации.

Давление в системе реактор – регенератор поддерживается практически постоянным. Повышение давления несколько ухудшает селективность крекинга и приводит к росту газо- и коксообразования.

В табл. 4.9 приводятся показатели технологического режима установки каталитического крекинга с лифт-реактором .

Таблица 4.9

Технологический режим установки каталитического крекинга

Катализаторы современных процессов каталитического крекинга, осуществляемых при высоких температурах, представляют собой сложные многокомпонентные системы, состоящие из матрицы (носителя), активного компонента – цеолита, и вспомогательных активных и неактивных добавок. В качестве материала матрицы современных катализаторов преимущественно применяют синтетический аморфный алюмосиликат с высокой удельной поверхностью и оптимальной поровой структурой. Обычно в промышленных аморфных алюмосиликатах содержание оксида алюминия находится в пределах 6 – 30 % мас. Активным компонентом катализаторов крекинга является цеолит, представляющий собой алюмосиликат с трехмерной кристаллической структурой следующей общей формулы

Me 2/n O · Аl 2 О 3 · x SiO 2 · у Н 2 О,

который позволяет осуществлять вторичные каталитические превращения углеводородов сырья с образованием конечных целевых продуктов. Вспомогательные добавки улучшают или придают некоторые специфические физико-химические и механические свойства цеолитсодержащим алюмосиликатным катализаторам (ЦСК) крекинга. В качестве промоторов, интенсифицирующих регенерацию закоксованного катализатора, применяют чаще всего платину, нанесенную в малых концентрациях (<0,1 %мас.) непосредственно на ЦСК или на окись алюминия с использованием как самостоятельной добавки к ЦСК.

На установке каталитического крекинга будем использовать отечественный катализатор марки КМЦ-99, со следующей характеристикой :

выход бензина ÷ 52 – 52,5 %мас.;

октановое число (ИМ) ÷ 92;

расход катализатора ÷ 0,4 кг/т сырья;

средний размер частиц ÷ 72 мкм;

насыпная плотность ÷ 720 кг/м 3 .

Продукцией установки каталитического крекинга является:

В данном проекте сырьём установки каталитического крекинга является часть прямогонной фракции нефти 350 – 500 °С с содержанием серы 1,50 % мас.

Для расчёта выхода сероводорода в процессе гидроочистки вакуумного газойля принимаем содержание серы в продуктах и выход продуктов следующим:

гидроочищенный вакуумный газойль – 94,8 % мас;

бензин-отгон – 1,46 % мас.

В состав продуктов гидроочистки также входят: топливный газ, сероводород и потери.

где S 0 – содержание серы в исходном сырье, %мас.;

S i – содержание серы в конечных продуктах процесса, %мас.;

х i – выход гидроочищенных продуктов в долях от единицы;

34 – молекулярная масса сероводорода;

32 – атомная масса серы.

H 2 S = (1,50– (0,2*0,948+0,2*0,014)*34/32 = 1,26%

4.8 Коксование

Установка предназначена для получения нефтяного кокса, выработки дополнительных количеств светлых нефтепродуктов из тяжёлых нефтяных остатков.

Сырьём установки коксования является часть гудрона (остаток вакуумной перегонки мазута) с коксуемостью – 9,50 % мас. и содержанием серы 0,76 % мас.

На проектируемом НПЗ процесс коксования будет осуществлён на установке замедленного (полунепрерывного) коксования (УЗК).

В табл. 4.10 приведён технологический режим установки УЗК .

Таблица 4.10

Технологический режим установки УЗК

Продукцией установки является:

нефтяной кокс – используется в производстве анодов для выплавки алюминия и графитированных электродов, для получения электролитической стали, применяется в производстве ферросплавов, карбида кальция;

газ и головка стабилизации – содержит в основном непредельные углеводороды и используется как сырье ГФУ непредельных углеводородов;

бензин – содержит до 60% непредельных углеводородов, недостаточно химически стабилен, ОЧММ = 60 – 66 пунктов, после глубокой гидроочистки используется как сырьё установки каталитического риформинга;

лёгкий газойль – служит компонентом дизельного топлива;

тяжёлый газойль – является компонентом котельного топлива.

4.9 Висбрекинг

Установка предназначена для снижения вязкости тяжёлых нефтяных остатков с целью получения компонента стабильного котельного топлива.

Сырьем для висбрекинга является гудрон (фракция > 500 °С) с вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ.

На проектируемом НПЗ применяем установку висбрекинга с выносной реакционной камерой. В висбрекинге данного направления требуемая степень конверсии сырья достигается при более мягком температурном режиме (430 – 450 °С), давлении не более 3,5 МПа и длительном времени пребывания (10 – 15 мин).

Продукцией установки является:

газ – используется в качестве топливного газа;

бензин – характеристика: ОЧММ = 66 – 72 пунктов, содержание серы – 0,5 – 1,2 % мас, содержит много непредельных углеводородов. Используется в качестве сырья риформинга;

крекинг-остаток – используется как компонент котельного топлива, имеет более высокую теплоту сгорания, более низкую температуру застывания и вязкость, чем прямогонный мазут.

4.10 Алкилирование

Назначение процесса – получение бензиновых фракций, обладающих высокой стабильностью и детонационной стойкостью с использованием реакции взаимодействия изобутана с олефинами в присутствии катализатора.

Сырьём установки являются изобутан и бутат-бутиленовая фракция с установки ГФУ непредельных газов.

Процесс алкилирования заключается в присоединении бутилена к парафину с образованием соответствующего углеводорода более высокой молекулярной массы.

На проектируемом НПЗ применяем установку сернокислотного алкилирования. Термодинамически алкилирование – низкотемпературная реакция. Пределы температур промышленного сернокислотного алкилирования от 0°С до 10°С, так как при температурах выше 10 – 15 °С серная кислота начинает интенсивно окислять углеводороды.

Давление в реакторе выбираем с таким расчётом, чтобы всё углеводородное сырьё или основная его часть находилась в жидкой фазе. Давление в промышленных реакторах составляет в среднем 0,3 – 1,2 МПа.

В качестве катализатора алкилирования применяем серную кислоту. Выбор этого вещества обусловлен его хорошей избирательностью, удобством обращения с жидким катализатором, относительной дешевизной, продолжительными циклами работы установок благодаря возможности регенерации или непрерывного восполнения активности катализатора. Для алкилирования изобутана бутиленами используем 96 – 98 %-ную H 2 SO 4 . Продукцией установки является:

4.11 Производство серы

Сероводород, выделяемый из технологических газов термогидрокаталитических процессов переработки заданной нефти, используем на НПЗ для производства элементной серы. Наиболее распространенным и эффективным промышленным методом получения серы является процесс каталитической окислительной конверсии сероводорода Клауса.

Процесс Клауса осуществляется в две стадии:

стадия термического окисления сероводорода до диоксида серы в печи-реакторе

стадия каталитического превращения сероводорода и диоксида серы в реакторах Р-1 и Р-2

Технологический режим установки представлен в табл. 4.12 .

Таблица 4.12

Технологический режим установки производства серы

В качестве катализатора применяем активный оксид алюминия, средний срок службы которого составляет 4 года.

Сера широко применяется в народном хозяйстве – в производстве серной кислоты, красителей, спичек, в качестве вулканизирующего агента в резиновой промышленности и др.

4.12 Производство водорода

Широкое внедрение гидрогенизационных и гидрокаталитических процессов на проектируемом нефтеперерабатывающем заводе требует большого количества водорода, помимо того, который поступает с установки каталитического риформинга.

Баланс по водороду для проектируемого НПЗ с глубокой переработкой Тепловской нефти представлен в табл. 4.13.

Таблица 4.13

Баланс по водороду для НПЗ с глубокой

переработкой Тепловской нефти угленосного горизонта.

Для производства водорода применяем, как экономически наиболее эффективный, метод паровой каталитической конверсии газового сырья.

Взаимодействие метана (или его гомологов) с водяным паром протекает по уравнениям

Таблица 4.14

Распределение прямогонных фракций Тепловской нефти по технологическим процессам, % мас.

СХЕМА НПЗ

Wrote in July 6th, 2016

По данным сайта Госавтоинспекции, количество автомобилей в России за последний год возросло более чем на 1,5% и составило 56,6 млн. Ежедневно мы заправляем машины бензином и дизельным топливом, но мало кто знает, какой сложный путь проходит нефть, прежде чем попадает на АЗС. Мы отправились на крупнейший нефтеперерабатывающий завод страны - «Газпромнефть-Омский НПЗ». Там нам подробно рассказали о том, что происходит с нефтью и как появляется качественный бензин «Евро-5», соответствующий европейским экологическим стандартам.

Сегодня в мы расскажем о том, как перерабатывают нефть.

Согласно социологическим опросам, омичи уверены, что НПЗ - то, что четко ассоциируется с городом. Точно также, как хоккейный клуб «Авангард».

Омский нефтеперерабатывающий завод - одно из мощнейших производств в стране. Объем переработки нефти достигает 21 млн тонн в год.

На заводе работают 2826 человек. Вы скажете, что для крупнейшего НПЗ России это слишком мало. Но на это есть причина: производство на ОНПЗ максимально технологично и профессионалы требуются для обслуживания и контроля процессов.

Масштабная модернизация ОНПЗ началась в 2008 году. Первый этап завершился в 2015. Промежуточные итоги впечатляют: завод полностью перешел на производство моторных топлив экологического класса «Евро-5», а воздействие на окружающую среду снизилось на 36%. Это при том, что объем переработки нефти вырос более чем на треть.

Перед самым началом экскурсии мы представляли себе определенную картину. В мыслях мелькали кадры огромных цехов, где нефть переливают из одного огромного резервуара в другой. И все это происходит в клубах густого пара, из которого в редких случаях выглядывают хмурые лица рабочих. Еще мы ожидали почувствовать специфический запах бензина, и кто-то мысленно уже примерял на себя противогаз.

В реальности процессы нефтепереработки на огромном ОНПЗ выглядят совершенно по-другому. Воздух чистый, без резких запахов. Людей на территории мы практически не видели. Все таинственные преобразования скрыты внутри резервуаров, труб и нефтепроводов. У каждой установки есть точка обслуживания со специалистами, которые следят за процессами.

Вход на территорию НПЗ строго регулируется - без спецпропуска за КПП никто не пропустит. Мы провели на заводе всего несколько часов. Несмотря на сравнительно короткое время посещения, прошли инструктаж по технике безопасности. На территории завода действуют строжайшие правила охраны труда, среди которых - обязательное наличие спецодежды.

За каждой производственной цепочкой следит «мозг» Омского НПЗ - объединенная операторная.

Все мы понимаем, что и сама нефть, и продукция выпускаемая Омским НПЗ, горюче- и взрывоопасная. Поэтому все процессы на заводе проходят со строжайшим соблюдением норм и правил промышленной и экологической безопасности. Как пример - объединенная операторная, главное предназначение которой, защитить персонал в случае аварийной ситуации.

Ее дверь больше похожа на вход в банковский сейф, а все стены монолитные, толщиной 1,5 метра. В операторной уровень давления выше, чем снаружи. Это сделано для того, чтобы, в случае разгерметизации оборудования, вредоносные газы не попали внутрь.

Здесь работают самые квалифицированные сотрудники завода, которые контролируют все технологические процессы НПЗ. На мониторах выводится информация о состоянии приборов в различных зонах завода, а с помощью многочисленных видеокамер осуществляется контроль установок в режиме реального времени.

Элитой среди технологов считаются те, кто осуществляет запуск заводов. Когда установка уже отлажена необходимо только поддерживать ее работу. Разумеется, это тоже требует высокой квалификации, но из всего широкого спектра процессов, происходящих на территории любого НПЗ, поддержание работающей установки - самый простой. Самое сложное - отладить и запустить новую: риск внештатных ситуаций велик именно в этот период.

Руководит заводом Олег Белявский. Все процессы, проходящие на предприятии, он знает «от» и «до». Олег Германович начинал работать на Омском НПЗ в 1994 году, как начальник одной из строящихся установок. За долгие годы профессиональной карьеры Белявский запустил их десятки - не только в России, но и за рубежом. Директором он стал в 2011 году.

Рядом с операторной находится исполински большая установка по первичной переработке сырья АВТ-10. Ее мощность 23,5 тыс. тонн в сутки. Здесь происходит обработка нефти, которую делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности: бензин, керосин, смазочные масла, парафин и мазут.

Множество процессов на заводе направлены на то, чтобы из нефти не просто сделать продукт, а, в первую очередь, максимально качественно ее разделить. Например, для этой цели работает установка АТ-9, на базе которой с 2015 года функционирует блок электрообессоливания нефти и теплообменники. Благодаря этому из пришедшего сырья получают максимально возможное количество нефтепродуктов.

После первичной обработки получают промежуточный продукт. Каждая часть «разделенной» нефти подвергается еще нескольким видам очистки и обработки, и только после этого отправляется на товарное производство и отгружается потребителям.

Чуть ли не главным этапом вторичной переработки является каталитический крекинг. Это обработка вакуумного газойля с помощью катализаторов при очень высоких температурах. На выходе получают высококачественные, «чистые» компоненты моторного топлива: высокооктановый бензин, легкий газойль и непредельные жирные газы.

Омский НПЗ - единственный нефтезавод в стране, где производят катализаторы крекинга. Без этого компонента невозможен выпуск бензина экологического класса «Евро-5». В настоящее время большинство отечественных заводов закупают данный продукт за рубежом, и только Омский НПЗ использует свой катализатор, а также поставляет его некоторым другим предприятиям.
Для наращивания объемов производства катализаторов и снабжения ими всей российской нефтеперерабатывающей отрасли здесь строят новый катализаторный завод - завершить планируют к 2020 году. Министерство энергетики России присвоило проекту статус национального.

Образцы омских катализаторов тестировались в независимой лаборатории Греции. Результаты исследований подтвердили, что они являются одними из лучших в мире. Как только катализаторный завод запустят, Россия станет абсолютно независимой от импортных поставок.

Разработка катализаторов - сложный молекулярный процесс. Этим занимается Институт проблем переработки углеводородов РАН, который также находится в Омске. Создание «порошка» (а именно такой консистенцией обладает катализатор) происходит в научной лаборатории с использованием уникальных технологических ресурсов.

Каждый из аппаратов обладает ужасающим своей сложностью названием. Прилагательное «уникальный» здесь не для красоты: большинство приборов, используемых в лаборатории - единичные экземпляры.

Приведем пример. Перед вами жидкостной высокоэффективный хромотограф, который используется для исследования сложных органических смесей, в том числе бензина. С его помощью лаборант максимально точно определит, из каких компонентов состоит моторное топливо.

Другой пример, если вы еще в состоянии воспринимать такие названия - электронный парамагнитный резонансный спектрометр. На нем подробно исследуется концентрации тех или иных компонентов уже в катализаторе.

Радует то, что многие научные сотрудники и лаборанты - молодые люди.

Самый главный человек во всей сложной системе разработки катализаторов - Владимир Павлович Доронин. Официально, Владимир Павлович - ведущий научный сотрудник, фактически - главный «двигатель» всех процессов катализаторного производства. Американские компании усердно переманивали Владимира Павловича и предлагали за его работу баснословные деньги («20 полнокадровых фотоаппаратов», по словам Доронина), но ученый предпочел остаться в России.

Компоненты, из которых синтезируют катализатор.

Вот так выглядит «белое золото» Омского НПЗ - перед вами тот самый катализатор.

В 2010 году на заводе запустили установку изомеризации «Изомалк-2». Она выпускает изомеризат - высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы, ароматических углеводородов. Это позволяет получать бензины с высоким октановым числом пятого экологического класса.

Парк установки изомеризации. В этих «белых шариках» хранятся газ и легкие бензины.

Изначально октановое число у сырья низкое (а это значит, что топливо хуже самовоспламеняется). Изомеризация - это один из вторичных этапов нефтепереработки. Он направлен на повышение октанового числа. Сначала фракция пентано-гексана (газовый бензин) проходит гидроочистку. Кстати, чтобы не путали с водой, «гидро» в этом случае означает «водород». В процессе гидроочистки из сырья удаляются сера- и азотсодержащие соединения. Фактически, сера, которую вытащат на этапе любой гидроочистки, впоследствии не попадет в атмосферу и не выльется на наши головы «кислотным дождем». Также это успешно спасает миллионы двигателей от коррозии.

Гидроочистка улучшает качество фракции и делает ее состав пригодным для изомеризации с использованием платиновых катализаторов. Процесс изомеризации изменяет углеродный скелет - атомы в соединении располагаются по-другому, но не происходит изменения состава и молекулярной массы. На выходе получают высокооктановый компонент.

Изомеризация происходит в двух реакторах с платиновыми катализаторами российского производства. Весь процесс разработан в нашей стране, что на сегодняшний день редкость: многие установки изомеризации, которые используются на российских заводах, привезены из-за границы. Постепенно, благодаря опыту ОНПЗ, происходит импортозамещение. Установка перерабатывает 800 тыс. тонн в год и считается крупнейшей в Европе. Сейчас приобретением этой технологии активно интересуется Индия.

Далее по маршруту - установка миллионного риформинга. «Миллионный», потому что годовая мощность установки соответствует 1 млн. тонн сырья в год. Установку реконструировали в 2005 году. Здесь выпускается высокооктановый компонент риформат с октановым числом 103-104. Это одна из основных составляющих качественного высооктанового бензина.

Все это части огромного комплекса глубокой переработки мазута «КТ-1.1», который смело можно назвать заводом в заводе. Он объединяет целый ряд технологических процессов. За один год комплекс позволил резко увеличить глубину переработки нефти. Здесь перерабатывают мазут и производят вакуумный газойль. Также, с помощью каталитического крекинга, производится бензин с октановым числом 92. По итогам 2015 года, глубина переработки нефти на Омском НПЗ составила 91,7%, то есть по эффективности использования сырья завод является лидирующим в России.

Завод уделяет внимание не только технологическим процессам, но и их влиянию на окружающую среду города и его жителей. На ОНПЗ существует несколько видов контроля за экологией. Например, скважины, с помощью которых ведется наблюдение за состоянием грунтовых почв. Вокруг завода расположены семь постов независимой лаборатории - они ежедневно выполняют анализы по 13 показателям.

Как показывают результаты независимого мониторинга, воздух на «Газпромнефть-ОНПЗ» чистый.

Омский нефтеперерабатывающий завод - предприятие, которое уже сейчас имеет большое значение для всей отрасли. А через пять лет, когда будут завершены все работы по модернизации, он станет передовым не только в рамках страны, но и в масштабах всего мира. Будет любопытно посетить это современное производство и самим увидеть результат. Если подвернется такая возможность, ни в коем случае не упускайте ее.

Жми на кнопку, чтобы подписаться на "Как это сделано"!

Если у вас есть производство или сервис, о котором вы хотите рассказать нашим читателям, пишите Аслану ([email protected] ) и мы сделаем самый лучший репортаж, который увидят не только читатели сообщества, но и сайта Как это сделано

Подписывайтесь также на наши группы в фейсбуке, вконтакте, одноклассниках и в гугл+плюс , где будут выкладываться самое интересное из сообщества, плюс материалы, которых нет здесь и видео о том, как устроены вещи в нашем мире.

Жми на иконку и подписывайся!

НПЗ характеризуются по следующим показателям:

• Вариант переработки нефти: топливный, топливно-масляный и топливно-нефтехимический.
• Объём переработки (в млн тонн).
• Глубина переработки (выход нефтепродуктов в расчёте на нефть, в % по массе за минусом топочного мазута и газа).

История

Нефтепереработка заводским способом впервые была осуществлена в России: в 1745 году рудознатец Фёдор Савельевич Прядунов получил разрешение на добычу нефти со дна реки Ухты и построил примитивный нефтеперегонный завод, хронологически - первый в мире. Cобрав c речной поверхности 40 пудов нефти, Прядунов в доставил её в Москву и в лаборатории Берг-коллегии осуществил перегонку, получив керосиноподобный продукт.

Профили НПЗ

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

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

Топливный профиль

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

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

Топливно-масляный профиль

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

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

Топливно-нефтехимический профиль

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

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

Подготовка сырья

Сначала производится обезвоживание и обессоливание нефти на специальных установках для выделения солей и других примесей, вызывающих коррозию аппаратуры, замедляющих крекинг и снижающих качество продуктов переработки. В нефти остаётся не более 3-4 мг/л солей и около 0,1 % воды. Затем нефть поступает на первичную перегонку.

Первичная переработка - перегонка

Жидкие углеводороды нефти имеют различную температуру кипения. На этом свойстве основана перегонка. При нагреве в ректификационной колонне до 350 °C из нефти последовательно с ростом температуры выделяются различные фракции. Нефть на первых НПЗ перегоняли на следующие фракции: прямогонный бензин (он выкипает в интервале температур 28-180°С), реактивное топливо (180-240 °С) и дизельное топливо (240-350 °С). Остатком перегонки нефти был мазут. До конца XIX века его выбрасывали как отходы производства. Для перегонки нефти обычно используют пять ректификационных колонн, в которых последовательно выделяются различные нефтепродукты. Выход бензина при первичной перегонке нефти незначителен, поэтому проводится её вторичная переработка для получения большего объёма автомобильного топлива.

Вторичная переработка - крекинг

Гидроочистка

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

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

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

Процесс Клауса (Окислительная конверсия сероводорода в элементную серу)

Установка Клауса активно применяется на нефтеперерабатывающих предприятиях для переработки сероводорода с установок гидрогенизации и установок аминной очистки газов для получения серы.

Формирование готовой продукции

Бензин , керосин , дизельное топливо и технические масла подразделяются на различные марки в зависимости от химического состава. Завершающей стадией производства НПЗ является смешение полученных компонентов для получения готовой продукции требуемого состава. Также этот процесс называется компаундирование или блендинг.

Значение НПЗ в экономике и военно-стратегической жизни государства

Государство, не имеющее НПЗ, как правило, зависимо от любого соседа, в котором он есть, так же на примере Белоруссии можно наблюдать, как 2 крупных НПЗ в Новополоцке и Мозыре формируют значительную часть бюджета государства. В России нефтеперегонные предприятия часто формируют значительные части региональных бюджетов.

В военно-стратегическом плане НПЗ так же играет огромную роль и является, как правило, одним из главных объектов, по которым наносятся первыми ракетно-бомбовые удары наряду с важнейшими военными объектами, что делается с целью оставить противника без топлива.

НК «Роснефть» - № 1 в России по мощностям и объемам переработки нефти.

Деятельность Компании в области нефтепереработки в последние годы была направлена на обеспечение потребности рынка в качественных нефтепродуктах.

В течение ряда лет «НК «Роснефть» последовательно осуществляет программу модернизации своих НПЗ, что позволило расширить ассортимент, улучшить качество выпускаемой продукции и повысить ее конкурентоспособность. Это наиболее масштабная в российской нефтяной отрасли программа модернизации нефтеперерабатывающих мощностей. В ходе реализации указанной программы с конца 2015 г. обеспечен переход на 100% выпуск моторных топлив экологического класса К5 для внутреннего рынка РФ, в соответствии с требованиями Технического регламента ТР ТС 013/2011. С 2018 года на ряде НПЗ Компании организовано производство автомобильных бензинов с улучшенными экологическими и эксплуатационными свойствами АИ-95-К5 «Евро-6», а также АИ-100-К5.

В составе Блока нефтепереработки Компании на территории Российской Федерации работают 13 крупных нефтеперерабатывающих заводов: Комсомольский НПЗ, Ангарская нефтехимическая компания, Ачинский НПЗ, Туапсинский НПЗ, Куйбышевский НПЗ, Новокуйбышевский НПЗ, Сызранский НПЗ, Саратовский НПЗ, Рязанская нефтеперерабатывающая компания, нефтеперерабатывающий комплекс ПАО АНК «Баш-нефть» («Башнефть-Новойл», «Башнефть-Уфанефтехим», «Башнефть-УНПЗ»), Ярославский НПЗ.

Суммарная проектная мощность основных нефтеперерабатывающих предприятий Компании на территории России составляет 118,4 млн. т нефти в год. В состав «Роснефти» также входят несколько мини-НПЗ, крупнейшим из которых является Нижне-вартовское нефтеперерабатывающее объединение.

Доля ПАО «НК «Роснефть» в переработке нефти в России составляет более 35%. Объ-ём переработки нефти на российских НПЗ Компании в 2018 г. составил более 103 млн. т, демонстрируя рост на 2,8% к уровню 2017 г. Выход светлых и глубина переработки составляет 58,1% и 75,1% соответственно, а производство автобензинов и дизельного топлива экологического класса К5 в 2018 г. увеличилось на 2%.

Объем переработки на мини-НПЗ Компании на территории РФ в 2018 г. составил 2 млн. т.

ПАО «НК «Роснефть» также владеет долями в ряде перерабатывающих активов за ру-бежом - в Германии, Белоруссии и Индии.

В Германии Компания владеет долями (от 24 до 54%) в трех высокоэффективных НПЗ - MiRO, Bayernoil и PCK, а в Белоруссии косвенно владеет 21% акций ОАО «Мозыр-ский НПЗ». Также Компания владеет 49%-ной долей в одном из крупнейших в Индии высокотехнологичном НПЗ Вадинар, имеющем мощность первичной переработки нефти 20 млн. т. в год.

Объем переработки нефти на заводах Германии по итогам 2018 г. составил 11,5 млн. т. Объем переработки нефтяного сырья ОАО «Мозырский НПЗ» в доле ПАО «НК «Роснефть» в 2018 г. составил 2,1 млн. т.

В ЛУКОЙЛ входят четыре НПЗ в России (в Перми, Волгограде, Нижнем Новгороде и Ухте), три НПЗ в Европе (Италия, Румыния, Болгария), также ЛУКОЙЛу принадлежит 45%-я доля в НПЗ в Нидерландах. Суммарная мощность НПЗ составляет 84,6 млн т, что практически соответствует объему добычи нефти Компании в 2018 году.

Заводы Компании располагают современными конверсионными и облагораживающими мощностями и выпускают широкий спектр качественных нефтепродуктов. Российские заводы по технологическому уровню мощностей и показателям эффективности превосходят среднероссийский уровень, а европейские заводы Компании не уступают конкурентам и расположены вблизи ключевых рынков сбыта.

Переработка нефти на собственных НПЗ в 2018 году

Модернизация

Компания завершила масштабный инвестиционный цикл в 2016 году с вводом крупнейшего в России комплекса глубокой переработки вакуумного газойля на Волгоградском НПЗ.

Реализация программы позволила повысить экологический класс производимых моторных топлив до Евро-5, а также существенно увеличить долю нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью в производимой корзине.

Российские НПЗ

Ввод новых перерабатывающих установок в 2015–2016 годах, оптимизация загрузки вторичных процессов и расширение сырьевой корзины позволили значительно улучшить структуру выпускаемой продукции и снизить долю мазута и вакуумного газойля в пользу увеличения доли светлых нефтепродуктов.

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА НПЗ В РОССИИ В 2018 году

В 2018 году продолжилась работа по увеличению глубины переработки за счет применения альтернативного сырья и дозагрузки вторичных процессов, в том числе за счет углубления межзаводской интеграции.

Волгоградский НПЗ

Расположен в южном регионе России

Перерабатывает смесь легких западно-сибирских и нижневолжских нефтей

Нефть на завод поступает по нефтепроводу Самара-Тихорецк

Готовая продукция отгружается железнодорожным, речным и автомобильным транспортом

Основные конверсионные процессы - установки коксования (2 шт. мощностью 24,0 тыс. барр./сут), гидрокрекинга (мощностью 67,0 тыс. барр./сут)

* Без учета не использующихся мощностей (1,2 млн т с 2015 года).

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1957 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1991 году. В начале 2000-х гг. введены в эксплуатацию станция смешения бензинов и эстакада слива нефти, установки гидроочистки дизельного топлива, стабилизации прямогонных бензинов и газофракционирования предельных углеводородных газов.

В 2004-2010 гг. введена первая очередь установки прокалки кокса, установка изомеризации, построена установка каталитического риформинга. Реконструирован и введен в эксплуатацию вакуумный блок установки АВТ-6. Начато производство дизельного топлива под маркой «ЭКТО».

В 2010-2014 гг. выполнена модернизация гидроочистки дизельного топлива, введены в эксплуатацию блок концентрирования водорода, установка замедленного коксования, установка гидроочистки дизельного топлива, вторая нитка установки прокаливания кокса.

В 2015 году введена в эксплуатацию установка первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-1, позволяющей повысить эффективность переработки и увеличить мощность по переработке нефти до 15,7 млн т/год.

В 2016 году состоялся ввод в эксплуатацию комплекса глубокой переработки вакуумного газойля. Мощность крупнейшего в России Комплекса глубокой переработки вакуумного газойля составляет 3,5 млн т/год. Он был построен в рекордно короткие сроки - за 3 года. В состав комплекса также вошли установки по производству водорода и серы, объекты заводского хозяйства.

В 2017 году успешно выведена на проектный режим установка гидрокрекинга, построенная в 2016 году. Это позволило существенно улучшить корзину нефтепродуктов завода за счет замещения вакуумного газойля продукцией с высокой добавленной стоимостью, в первую очередь дизельным топливом класса Евро-5.

В 2018 году Волгоградским НПЗ разработана технология производства низкосернистого темного судового топлива, отвечающего перспективным требованиям МАРПОЛ.

Пермский НПЗ

• Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляно нефтехимического профиля

  Расположен в 9 км от г. Пермь

  Перерабатывает смесь нефтей с месторождений севера Пермской области и Западной Сибири

  Нефть на завод поступает по нефтепроводам Сургут-Полоцк и Холмогоры-Клин

  Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу Пермь-Андреевка-Уфа

  Основные конверсионные процессы - установки гидрокрекинга T-Star (65,2 тыс. барр./сут), каталитического крекинга (9,3 тыс. барр./сут), коксования (56,0 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, и в 1991 году вошел в состав ЛУКОЙЛа. В 1990-х гг. на заводе реализована программа реконструкции коксовой установки, построена установка вакуумной дистилляции мазута, создано производство масел, введена в строй установка по утилизации сероводорода и производству серной кислоты.

В 2000-х гг. введены комплекс глубокой переработки нефти, установка изомеризации, проведены реконструкция установок АВТ и модернизация атмосферного блока установки АВТ-4. В 2008 году мощность НПЗ была увеличена до 12,6 млн т/год.

В 2011-2014 гг. увеличена до 1 млн т/год мощность установки замедленного коксования, модернизирована установка гидроочистки дизельного топлива, завершено техническое перевооружение вакуумного блока установки АВТ-4.

В 2015 году введен в эксплуатацию Комплекс переработки нефтяных остатков, что позволило перейти на безмазутную схему и увеличить выход светлых нефтепродуктов, завершено также строительство энергоблока установленной мощностью 200 МВт. В 2016 году завершена реконструкция Блока гидродеароматизации дизельного топлива установки гидрокрекинга.

В 2017 году введена в эксплуатацию эстакада слива мазута мощностью до 1 млн т в год. Эстакада увеличила межзаводскую интеграцию и позволила обеспечить комплекс переработки нефтяных остатков и установку производства битума Пермского НПЗ тяжелым нефтяным сырьем с Нижегородского НПЗ.

2018 году на Пермском НПЗ введена в эксплуатацию инфраструктура для приема мазута, что позволило увеличить загрузку установок замедленного коксования и повысить межзаводскую оптимизацию внутри Группы.

Нижегородский НПЗ

Нефтеперерабатывающий завод топливно-масляного профиля

Расположен в г. Кстово Нижегородской области

Перерабатывает смесь нефтей из Западной Сибири и Татарстана

Нефть на завод поступает по нефтепроводам Альметьевск-Нижний Новгород и Сургут-Полоцк

Готовая продукция отгружается железнодорожным, автомобильным и речным транспортом, а также по трубопроводу

Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (80,0 тыс. барр./сут), установка висбрекинга (42,2 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1958 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 2001 году.

В 2000-х гг. реконструированы установки АВТ-5 и гидроочистки масел. Введены в эксплуатацию установка каталитического риформинга, установка изомеризации бензинов, модернизирован атмосферный блок АВТ-6. Реконструирована установка гидроочистки, что позволило начать выпуск дизельного топлива по стандарту Евро-5. В 2008 году введена установка висбрекинга гудрона мощностью 2,4 млн т/год, что способствовало увеличению выпуска вакуумного газойля и снижения выпуска топочного мазута. В 2010 году введен в эксплуатацию комплекс каталитического крекинга вакуумного газойля, благодаря этому увеличено производство высокооктановых бензинов и дизельного топлива. Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива.

В 2011-2014 гг. введена в эксплуатацию установка фтористоводородного алкилирования, завершена реконструкция АВТ-5. В 2015 году введены в эксплуатацию Комплекс каталитического крекинга 2 и Вакуумный блок ВТ-2. В 2016 году была расширена сырьевая корзина.

В 2017 году начато производство бензина премиум-класса ЭКТО 100 с улучшенными эксплуатационными свойствами. Также принято окончательное инвестиционное решение о строительстве комплекса замедленного коксования мощностью 2,1 млн т в год по сырью. Сырьем для комплекса станут тяжелые остатки нефтепереработки, а основными видами продукции – дизельное топливо, прямогонный бензин и газовые фракции, а также темные нефтепродукты – вакуумный газойль и кокс. Строительство комплекса и связанные с ним оптимизационные мероприятия позволят увеличить выход светлых нефтепродуктов на Нижегородском НПЗ более чем на 10%. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит значительно сократить выпуск мазута.

2018 году на Нижегородском НПЗ начато строительство комплекса замедленного коксования, заключены EPC-контракты с подрядчиками, а также начата подготовка свайного поля и фундаментов установок комплекса. Увеличение мощности вторичной переработки наряду с оптимизацией загрузки завода позволит сократить выпуск мазута на 2,7 млн т в год.

Ухтинский НПЗ

Расположен в центральной части Республики Коми

Перерабатывает смесь нефтей с месторождений Республики Коми

Нефть на завод поступает по нефтепроводу Уса-Ухта

Основные конверсионные процессы - установка висбрекинга (14,1 тыс. барр./сут)

* Без учета неисползуемой мощности (2,0 млн т).

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1934 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.

В 2000-х годах реконструирована установка АТ-1, введены установка гидродепарафинизации дизтоплива, эстакада слива нефти и налива темных нефтепродуктов. Завершен первый этап реконструкции комплекса каталитического риформинга, что увеличило мощность процесса на 35 тыс. т/год. Был введен блок для повышения концентрации водорода на установке гидродепарафинизации, построена вторая очередь комплекса эстакады слива и налива нефти и нефтепродуктов, завершено перевооружение установки каталитического риформинга, пущена установка висбрекинга гудрона мощностью 800 тыс. т/год, что позволило увеличить производство вакуумного газойля. В 2009 году завершено строительство блока изомеризации.

В 2012 году завершено техническое перевооружение реакторного блока установки гидроочистки дизельного топлива ГДС-850. В 2013 году введена в эксплуатацию установка АВТ после реконструкции, увеличена мощность вакуумного блока до 2 млн т/год. Завершен проект по строительству узла слива газового конденсата. В 2014-2015 гг. продолжалось техническое перевооружение предприятия.

Мини-НПЗ

Европейские НПЗ

ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ НА ЕВРОПЕЙСКИХ НПЗ В 2018 Году

​НПЗ в Плоешти, Румыния

Нефтеперерабатывающий завод топливного профиля

Расположен в г. Плоешти (в центральной части Румынии), в 55 км от г. Бухарест

Перерабатывает нефть сорта Юралс (российскую экспортную смесь) и нефть с румынских месторождений

Нефть на завод поступает по нефтепроводу из порта Констанца на Черном море. Румынская нефть поступает также по ж/д

Готовая продукция отгружается железнодорожным и автомобильным транспортом

Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (18,9 тыс. барр./сут) и коксования (12,5 тыс. барр./сут)

История завода

Завод введен в эксплуатацию в 1904 году, в состав ЛУКОЙЛа вошел в 1999 году.

В 2000-х гг. освоено производство бензина АИ-98 и малосернистого дизельного топлива. В начале 2000-х гг. модернизированы установки первичной переработки нефти, гидроочистки, риформинга, коксования, каталитического крекинга, газофракционирования и изомеризации, построены установки гидроочистки бензина каталитического крекинга, получения водорода. В 2004 году завод был пущен в эксплуатацию. Позже была введена установка по производству добавок МТБЭ/ТАМЭ, запущен турбогенератор мощностью 25 МВт, завершена реконструкция установок гидроочистки дизельного топлива, каталитического крекинга, гидроочистки бензина каталитического крекинга и производства МТБЭ/ТАМЭ, а также вакуумного блока установки АВТ-1. Завершено строительство установки по производству водорода, что обеспечило возможность производства топлив стандарта Евро-5.

В 2010-2014 гг. смонтированы 2 новые коксовые камеры установки замедленного коксования, организовано производство пропилена с содержанием серы менее 5 ppm, завершена реконструкция аминового блока, внедрена система улучшенного управления на установке АВТ- 3, позволяющая увеличить выхода товарной продукции. В 2013 году завершены проекты по повышению степени рекуперации C3+ из сухого газа каталитического крекинга, модернизация очистных сооружений. Проведен капитальный ремонт предприятия осуществлен переход на безмазутную схему производства, увеличена глубина переработки и выход светлых нефтепродуктов.

В 2015 году введена в эксплуатацию установка очистки дымовых газов каталитического крекинга.

​НПЗ в Бургасе, Болгария

Нефтеперерабатывающий завод топливно-нефтехимического профиля


Расположен на побережье Черного моря, в 15 км от г. Бургас


Перерабатывает нефть различных сортов (в т.ч. российские экспортные сорта), мазут


Нефть на завод поступает по трубопроводу из нефтетерминала Росенец


Готовая продукция отгружается железнодорожным, морским и автомобильным транспортом, а также по нефтепродуктопроводу в центральные регионы страны


Основные конверсионные процессы - установка каталитического крекинга (37,1 тыс. барр./сут) висбрекинга (26,4 тыс. барр./сут) и установка гидрокрекинга гудрона (39,0 тыс. барр./сут)

* Без учета не использующихся мощностей (2,8 млн т).