Технология переработки нефти и газоконденсата

ХИМИЧЕСКАЯ ТЕХНОЛОГИЯ ТОПЛИВА И
УГЛЕРОДНЫХ МАТЕРИАЛОВ
Установочная лекция
Чеканцев Никита Витальевич, доцент каф. ХТТ и ХК ИПР
Химическая технология топлива и
углеродных материалов
•
•
•
•
•
•
10, 11 семестр – экзамен
11 семестр – экзамен, зачет
Всего 352 часа:
9 семестр – 2 часа (уст.)
10 семестр – 20 часов
Ауд. 44 часа
11 семестр – 22 часа
Самост. 308 часов
Лекции – 22 часа (11
лекций)
• Лаборатория - 16 часов
• Практика – 6 часов
Литература
1.
Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти. Учебное пособие для вузов.–
Уфа: Гилем, 2002. – 672 с.
2. Камнева А.И., Платонов В.В. Теоретические основы химической технологии горючих
ископаемых. – М.: Химия, 1999. – 288 с.
3. Теляков Н.М. Технология переработки угля, нефти, газа.– СПб.: Санкт-Петербургский
государственный горный институт (технический университет), 2008. – 87 с.
4. Смидович, Екатерина Владимировна Технология переработки нефти и газа. Крекинг
нефтяного сырья и переработка углеводородных газов : учебник для вузов / Е. В.
Смидович. — 4-е изд., стер. — М. : Альянс, 2011. — 328 с.
5. Химия нефти. Руководство к лабораторным занятиям / Под ред. И.Н. Диярова и др. –
Л.: Химия, 1990. – 209 с.
6. О.В. Крылов Гетерогенный катализ. – М.: ИКЦ «Академкнига», 2004. – 679 с.
7. Колесников И.М. Катализ и производство катализаторов. – М.: Техника, ООО «ТУМА
ГРУПП», 2004. – 400 с.
8. Колесников С. И. Научные основы производства высокооктановых бензинов с
присадками и каталитическими процессами.– М. : Нефть и газ, 2007. – 539
9. Валявин, Г.Г.; Суюнов, С.А.; Ахметов, С.А.; Валявин, К.Г. Современные перспективные
термолитические процессы переработки сырья.– СПб: Недра, 2010 – 224 с.
10. Ахметов С. А. Ишмияров, М.Х., Кауфман А.А. Технология переработки нефти, газа и
твердых горючих ископаемых. – СПб: Недра, 2009–827 с.
11. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и газа, М., изд. «Химия», 2001
г. – 568 с.
12. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и
экологический аспекты. – М.: Издательство «Техника». ООО «ТУМА ГРУПП», 2001. – 384
с.
Содержание теоретического раздела
дисциплины
Семестр 10:
• Введение: состояние и тенденции развития
мировой топливно-энергетической системы.
Перспективы производства и применения
товарных продуктов. Тенденции развития
технологии переработки ГИ в России и за
рубежом
• Технология переработки газов: методы
подготовки к переработке и разделению.
Технология сепарационной подготовки нефти и
газоконденсата
Содержание теоретического
раздела дисциплины
Семестр 11:
Технология переработки нефти и
газоконденсата: термический крекинг под
давлением. Коксование нефтяных остатков,
производство битумов и пеков,
каталитические процессы (риформинг,
изомеризация, гидроочистка, гидрокрекинг),
производство смазочных масел
Переработка твердых горючих ископаемых:
производство углеродных материалов.
Процесс полукоксования, коксования углей,
улавливание и переработка химических
продуктов коксования, процессы газификации
ТГИ, гидрогенизация ТГИ, получение
синтетических топлив
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Институт природных ресурсов
Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики
Чеканцев Никита Витальевич, к.т.н.
1. Современное
состояние
нефтепереработки
и
нефтехимии в России.
2. Региональное распределение нефтеперерабатывающих
предприятий.
3. Решение проблемы повышения глубины переработки
сырья и повышения качества нефтепродуктов.
4. Задачи
в
области
создания
катализаторов
нефтепереработки и нефтехимии.
5. Интеллектуализация
нефтеперерабатывающих
предприятий.
«Отрасли нефтепереработки и нефтехимии в
России – одни из самых отсталых в мире (хуже
только в Африке), они являются слабым звеном в
структуре нефтегазового комплекса страны».
Дуплякин В.К. Современные проблемы российской нефтепереработки и отдельные
задачи ее развития // Рос. Хим. Ж. – 2007.- т. LI. - №4.- с. 11-22
• 27 крупных НПЗ мощностью 300-350 млн.
т/год.
• Более 200 мини-НПЗ.
• ГПЗ (переработка жидких фракций газового
конденсата).
Первичная переработка нефти по основным компаниям и концентрация
производства в нефтеперерабатывающей промышленности России в 2010 г.
Компания
Объем переработки, тыс. т
СЗФО
ЦФО
Роснефть
ЛУКОЙЛ
19
4098
ТНК-ВР
Сургутнефтегаз
СКФО ЮФО
ПФО
УФО
СФО
ДФО
Всего
4516
20981
308
17177
7762
50763
10975
29953
187
45214
6704
1356
24014
60
21237
15955
21177
Группа Газпром
2338
Славнефть
6607
3691
18984
31619
14291
14291
Татнефть
230
Русснефть
2518
5134
230
28
7679
Альянс-Хабаровский НПЗ
3264
3264
ТАИФ-НК
8100
8100
Башнефть
21193
21193
Московский НПЗ
10177
10177
Афипский НПЗ
3364
Марийский НПЗ
3364
1356
1356
Всего
25275
40423
19
23710
100258
5630
36161
11026
Доля федеральных округов, %
10,42
16,67
0,01
9,79
41,32
2,32
14,92
4,55
242501
12
100
• В настоящее время нефтепереработка России
существенно отстает в своем развитии от
промышленно развитых стран мира.
Сроки эксплуатации российских НПЗ
Переработка нефти и производство
основных нефтепродуктов в РФ, млн.т
(без учета ОАО «Газпром»)
Производство и распределение топлива, млн. т
Уфанефтехим – 8,60
Пермнефтеоргсинтез – 7,00
Показатель
РФ
Евросоюз
США
Средняя мощность НПЗ, млн. т/год
11,0
6,2
4,5
57-65
92-98
92-98
Индекс Нельсона
4,4
7,2
9,5
Износ основных фондов, %
80
-
-
Глубина переработки, %
71-73
85-87
94-96
Конверсия нефтяных остатков, %
8-10
60
90
Выход светлых нефтепродуктов, %
52
60
79
Мощности каталитических
процессов по отношению к
первичной перегонке, %, в том
числе:
Углубляющих переработку
Повышающих качество продукции
48,5
106
138
10,5
38
21,7
84,3
40,5
97,5
84
90
92
2000
<50
<50
Загрузка мощностей, %
Октановое число бензинового
фонда (ОЧИ+ОЧМ)/2
Содержание серы в дизтопливе,
ppm
• Нерациональное размещение предприятий
обусловливает дальность перевозок
нефтепродуктов до 2 тыс. км.
• В Европе и США транспортное плечо
составляет менее 100 км.
• Россия занимает 4 место в мире по
нефтепереработке, в то время, как по
глубине переработке – на 67 месте из 122
стран.
• Низкая доля деструктивных процессов в технологической
схеме НПЗ.
• Основные фонды должны возрасти в 3-3,5 раза, что
эквивалентно обновлению 2/3 нефтеперерабатывающей
отрасли (это требует инвестиций в 35-38 млрд. долл.)
• Действительно рациональная переработка
углеводородного сырья химические продукты с высокой
добавленной стоимостью может быть обеспечена
глубокой интеграцией нефтепереработки и нефтехимии.
Глубокое
обезвоживание и
обессоливание
Светлые фракции
Средние фракции
Облагораживающий
процесс
Моторные
топлива
Углубляющий
процесс
(каталитическая
переработка)
Сырье для
нефтехимии
Облагораживаю
щий процесс
Масла,
парафины
Первичная
переработка
нефти
Остаток (мазут,
гудрон)
Глубокая
переработка
Вторичная
переработка
Битумы, кокс
Полимеры, каучуки, ПАВ, стирол, полистирол,
ароматика, метанол, МТБЭ и др.
Вторичная переработка
Нефть на НПЗ после
промысловой
подготовки
Нефтехимия
• Программа «Топливо и энергия», 1995 г.
• «Энергоэффективная экономика», 2000 г.
• «Энергетическая стратегия России на
период до 2020 года», 2002 г.
Отсутствие единого центра управления и
эффективной нормативно-правовой базы,
гарантирующей выполнение
государственных решений.
• Разработка стратегии размещения НПЗ.
• Повышение глубины переработки
углеводородного сырья до мирового уровня и
выше.
• Производство экологически чистых моторных
топлив.
• Интеграция с нефтехимией и ее ускоренное
развитие.
Число НПЗ в России
необходимо удвоить,
чтобы сократить
дальность перевозок продуктов
до конечного потребителя,
исключить
дефицитные по
нефтепродуктам
округа и
избавиться от монополизма
лидирующего в регионе завода
Расширение действующих и
строительство новых,
ориентированных на экспорт
продукции НПЗ
мощностью
до 30 млн. т/год каждый
•
•
•
•
•
Побережье Черного моря.
Побережье Балтийского моря.
Побережье Баренцева моря.
Побережье Тихого океана (о. Сахалин).
На замыкании Восточно-Сибирского
нефтепровода.
1. Увеличение вдвое конверсии тяжелых дистиллятов
(вакуумного газойля) с 35-40 до 85 %, что обеспечит ГПН
до 75-85 %
- наращивание мощностей каталитического крекинга;
- наращивание мощностей гидрокрекинга.
2. Дальнейший рост ГПН обеспечивается увеличением
конверсии нефтяных остатков
- введение модифицированных процессов кат - и
гидрокрекинга;
- коксование гудронов.
•
•
•
•
•
Евро-2 – 2006 год
Евро-3 – 2008 год
Евро-4 – 2010 год
Евро-5 – 2014 год
Эти стандарты касаются топлива только для
новых машин.
Содержание компонентов,
% мас.
Россия
Евросоюз
2005 г.
2010 г.
Бутаны
5,0
3,5
3,5
Бензин риформинга
52
42
27-35
Бензин кат. крекинга
18
25
25-30
Алкилат
1,5
5,0
8-16
Изомеризат
2,0
5,0
7-11
Низкооктановые компоненты
21,5
7,0
3-4
Оксигенаты
2,0
4,0
8-10
Сумм. ароматика
43
38,5
не более 35 % (Евро-4)
не более 25 % (Евро-5)
90,2
93
95
Среднее ОЧ по исслед. методу
• Для создания качественного бензинового
фонда необходимо определить пути
снижения суммарного содержания
ароматических углеводородов
• с 43 до 35 % в 2014 году
• До 25 % в 2020 году
• При одновременном увеличении среднего
ОЧ до 95 (по исследовательскому методу)
• Увеличение мощностей скелетной
изомеризации легких бензиновых фракций.
• Увеличение мощностей процесса
алкилирования.
• Наращивание мощностей по производству
оксигенатов.
• Цель реформирования состава
автобензинов заключается в достижении
умеренного содержания ароматики (25-35
%), остальное - изопарафины.
• Без их использования невозможно
выпускать продукцию с высокой
добавленной стоимостью.
• Катализаторы – это высокотехнологичные
изделия, с которыми связывают научнотехнический прогресс в базовых отраслях
экономики любой страны.
• Современное состояние каталитической
подотрасли: спад и деградация.
Зависимость от импорта катализаторов:
• в нефтепереработке - 75 %;
• в нефтехимии – 60 %;
• в химической промышленности – 50 %.
Процесс
Спрос в мире
млн. долл.
тыс. т/год
Потребление в РФ
млн. долл.
тыс. т/год
импорт,%
Гидроочистка
853
97
7,9
0,9
45
Каталит. крекинг (лифтреактор)
730
470
31,7
7,2
80
Гидрокрекинг
108
8
1,4
0,2
100
Риформинг (стац. слой)
131
6
5,5
0,25
60
Всего
1822
581
46,5
8,55
75
• Инновационный проект «Разработка нового
поколения катализаторов для производства
моторных топлив», ИК СО РАН, ИППУ СО РАН
Катализаторы крекинга «Люкс»
Катализаторы риформинга ПР-71, ПР-81
• эксплуатируются на установках ТНК-ВР, «Газпромнефть»;
• не уступают западным аналогам, по ряду параметров
превосходят при преимущественно меньшей стоимости.
«Энергетическая стратегия России на период до
2020 года», 2002 г.
Меры по модернизации и повышению
ресурсоэффективности установок переработки
нефти
Требуются новые информационные технологии
для оптимизации и прогнозирования химикотехнологических процессов
Кравцов А.В.– д.т.н., проф., ведущий специалист технологии нефти
и газа.
Иванчина Э.Д. – д.т.н., проф., ведущий специалист по
моделированию процессов нефтепереработки и нефтехимии.
Реализовать* наиболее
эффективный вариант
реконструкции промышленной
установки
катализатор
*на
модели
Обеспечить загрузку
наиболее активного и
селективного катализатора
(перезагрузка нового
катализатора – несколько
десятков и сотен млн.
долларов!)
Эксперты
Пользователи
Hysys
Aspen Tech
 Позволяют проектировать
новое оборудование и
установки
 Моделируют процессы
промысловой подготовки нефти
и газа (отстаивание, сепарация,
ректификация)
Прогнозирующая способность
PIMS
Chemcad +Pro II и др.
Учитывают специфику сырья
и технологии каждого
конкретного завода
На разных заводах
разное сырье!
Оптимизируют работу
действующего
оборудования, повышая
ресурсоэффективность
производства
Моделируют работу
установок глубокой
переработки нефти
(производство бензинов,
дизельных топлив , моющих
средств и др.)
Обладают прогнозирующей
способностью, погрешность
4-5 %
Экономия – сотни
тысяч рублей в
сутки!
• оптимизация производства полуфабрикатов СМС и
увеличение выхода продукта на 5-7% – дополнительная
прибыль предприятия более 5 млн. руб.;
• продление срока службы платиносодержащего
катализатора на 15 % (вместо 260 суток проработал 320
суток) – дополнительная прибыль предприятия более 20
млн. руб.;
• рекомендации по оптимизация работы теплообменного и
печного оборудования – перспективный проект (2015 год).
Для
повышения
эффективности
нефтеперерабатывающей
промышленности России, обеспечения технологической и
региональной сбалансированности нефтяного комплекса в целом
необходимо:
1) продолжить модернизацию существующих НПЗ;
2) построить новые высокотехнологичные НПЗ в европейской части
страны (ТАНЕКО, Кириши-2);
3) сформировать систему локальных и промысловых НПЗ и ГПЗ в
Восточной Сибири (Ленек) и новых НПЗ и НХК регионального и
экспортного назначения на Дальнем Востоке (бухта Елизарова);
4) сократить зависимость от импорта катализаторов;
5) внедрять на отечественных НПЗ новые информационные
технологии – моделирующие системы с прогнозирующей
способностью.
Таким образом, для решения поставленных перед отраслью задач,
необходима тесная интеграция науки, академического и вузовского
сообщества, а также бизнеса и государства.
Национальный исследовательский Томский политехнический университет
Институт природных ресурсов
Кафедра химической технологии топлива и химической кибернетики
Чеканцев Никита Витальевич, к.т.н.
E-mail: Chekancev@tpu.ru