Размещено на http://www.allbest.ru/

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине ЭКОНОМИКА ОТРАСЛИ

на тему: СЫРЬЕВАЯ БАЗА НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ И НЕФТЕХИМИЧЕСКОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ



Введение

Сырьевые и материальные ресурсы, являясь предметом труда, представляют собой один из трех основных элементов производства. Без них, разумеется, невозможно никакое производство. Но не только этим характеризуется роль и значение материальных и сырьевых ресурсов. Они составляют две трети затрат на производство товара, себестоимости произведенной промышленной продукции и не менее половины ее цены. В отраслях пищевой промышленности затраты на сырье и материалы превышают 80 % в себестоимости продукции. В масштабах современного российского производства снижение затрат на сырье и материалы хотя бы на один процент обеспечивает многомиллиардную экономию ресурсов, дополнительную прибыль и объем продукции.

С возрастом масштабов производства и дальнейшим динамичным ее развитием значимость каждого процента экономии сырья и материалов будет возрастать адекватно. Это - основа снижения издержек производства, цены реализации, а значит улучшения конкурентоспособности отечественного производства. В этом важность и народнохозяйственная значимость рационального расходования материальных и сырьевых ресурсов, повышение эффективности их использования.

По эффективности использования сырьевых и материальных ресурсов, в том числе и топливно-энергетических, Россия в 1,5 - 2 раза отстает от развитых стран с рыночной экономикой. В этом и состоит основная причина дороговизны наших товаров и их не конкурентоспособность по ценам. Без ликвидации этого стране не быть в числе развитых, а значит обречь себя на сырьевой и энергетический придаток ведущих стран. Вот в чем и экономическая и политическая важность повышения эффективности использования материальных, сырьевых, топливно-энергетических ресурсов.

Таким образом, тема работы является весьма актуальной.



Переработка нефти и нефтепродуктов

Российская нефтеперерабатывающая промышленность обладает огромным производственным потенциалом. Суммарная мощность нефтеперерабатывающих заводов превышает 260 млн. т. Отрасль имеет квалифицированную рабочую силу и запасы сырья.

Однако объем переработки нефти составляет менее 65 % от уровня конца 80-х -- начала 90-х годов прошлого столетия. По масштабам фактической нефтепереработки Россия переместилась со второго места после США на четвертое, пропустив вперед Японию и Китай. По уровню потребления нефтепродуктов наша страна находится на четырнадцатом месте.

Основная часть технологических установок введена в 50 --70-х годах прошлого века, свыше 80 % оборудования физически и морально устарело. Современные мощности по переработке нефти вводились в строй в бывших республиках СССР, в результате в Российской Федерации остались устаревшие технологии.

Это привело к тому, что средняя глубина переработки нефти на российских нефтеперерабатывающих заводах составляет примерно 70 %. Глубина переработки нефти (ГПН) -- показатель, характеризующий эффективность использования сырья. Общепринятого определения этого показателя не существует. У нас в стране ГПН определяют как суммарный выход (в %) на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. По величине ГПН можно (пусть косвенно) судить о насыщенности нефтепереработки вторичными процессами и структуре ассортимента нефтепродуктов. Чем выше ГПН, тем больше нефтепродуктов получают из тонны сырья. Для сравнения в США этот показатель составляет около 90 %, а на лучших американских заводах даже 98 %.

Такое положение с ГПН сложилось исторически, в связи с потребностью в мазуте как топливе.

Дальнейшее развитие отрасли требует ее модернизации и технического перевооружения.

По официальным данным Госкомстата России, производством нефтепродуктов занято 65 нефтеперерабатывающих заводов. Большинство из них входят в состав крупных нефтяных компаний. Для нефтяного комплекса России характерна соизмеримость мощностей добычи и переработки нефти в отличие от США и Западной Европы, где перерабатывающая промышленность по объему почти в три раза превышает нефтедобычу. Для России эта соразмерность -- предпосылка стабильного функционирования обеих отраслей в условиях постоянно меняющихся мировых цен на нефть. Однако формированию оптимального соотношения производства и экспорта мешает ряд причин. Во-первых, российские нефтяные компании зачастую не заинтересованы в продаже товарных нефтепродуктов, так как их производство требует больших затрат на модернизацию. Во-вторых, западные компании заинтересованы в загрузке собственных перерабатывающих мощностей, а значит, в закупке сырой нефти. В-третьих, экспорт товарных нефтепродуктов из России затруднен из-за их невысокого качества. Так, даже экспортное дизельное топливо из России с содержанием серы не более 0,05 % используется на одном из заводов Западной Европы только в качестве сырья для получения и последующего экспорта в Северную Европу специального дизельного топлива «Ситидизель» с цетановым числом 53, содержанием серы 0,005 % и ароматических углеводородов менее 20 %.

Кроме того, приходится учитывать, что в 2005 г. в США и Западной Европе будут введены еще более жесткие требования к качеству нефтепродуктов, а это может привести к дополнительным технологическим трудностям для российских предприятий и затруднить экспорт продуктов нефтепереработки.

Нефтепереработка -- это многоступенчатый процесс физической и химической обработки сырой нефти, результатом которого является получение комплекса нефтепродуктов (рис.).

Рис. Основные продукты нефтепереработки

Переработку нефти осуществляют методом перегонки, то есть физическим разделение нефти на фракций. Различают первичную и вторичную переработку нефти. При первичной переработке из нефти удаляют соли и воду. Эффективное обессоливание позволяет уменьшить коррозию оборудования, предотвратить разрушение катализаторов, улучшить качество нефтепродуктов. Затем в атмосферных или вакуумно-атмосферных ректификационных колоннах нефть разделяется на фракции. Их используют как готовую продукцию, например низкооктановые бензины, дизельное топливо, керосин, или направляют на последующую переработку.

Вторичная переработка нефти обеспечивает химическое превращение, вплоть до деструкции молекул, полученных при первичной переработке фракций (дистиллятов) в целях увеличения содержания в них углеводородов определенного типа.

Основным методом вторичной переработки нефти является крекинг -- термический, каталитический и гидрокрекинг. Крекинг -- это процесс переработки нефти и ее фракций, вызывающий распад тяжелых углеводородов, изомеризацию и синтез новых молекул. Он применяется главным образом для получения моторных топлив.

При термическом крекинге тяжелые углеводороды, входящие в состав остаточных продуктов перегонки нефти, расщепляются на легкие углеводороды. Наиболее распространенным является глубокий крекинг керосиногазойлевых фракций для получения бензина. Он проводится при температуре 500 --520 °С и давлении до 5 МПа. Выход бензина при этом достигает 60 -- 70 %.

Тяжелые нефтепродукты (мазут, гудрон и др.) подвергаются термическому крекингу низкого давления, осуществляемому при температуре 500 --600 °С, или коксованию. Его проводят в целях получения газойля, используемого для производства моторных топлив, и кокса (выход до 20%), применяемого, например, для изготовления электродов.

Может проводиться высокотемпературный крекинг, или пиролиз, осуществляемый при температуре 650 -- 750 °С и давлении, близком к атмосферному. Этот процесс дает возможность перерабатывать тяжелое остаточное нефтесырье в газ, используемый в химической промышленности, а также получать ароматические углеводороды -- бензол, толуол, нафталин и др.

Каталитический крекинг служит для получения дополнительного количества высокооктанового бензина и дизельного топлива разложением тяжелых нефтяных фракций с применением катализаторов. Этот процесс позволяет увеличить выход и повысить качество бензина по сравнению с термическим крекингом.

Для переработки средних и тяжелых нефтяных фракций с большим содержанием сернистых и смолистых соединений большое распространение получил каталитический крекинг с использованием водорода -- гидрокрекинг. При этом процессе выход светлых нефтепродуктов возрастает до 70%, содержание серы в них снижается. Для переработки различных нефтепродуктов, в том числе газов и остатков нефтеперегонки, применяют крекинг с водяным паром. Его преимущества -- низкое коксообразование и большой выход олефинов.

Процесс получения высокооктанового компонента автомобильных бензинов путем каталитического превращения низкооктановых бензиновых фракций, вырабатываемых при прямой перегонке и крекинге, называется каталитическим риформингом.

К методам вторичной переработки нефти также относятся: алкилирование -- для получения изооктана и другого высокооктанового топлива, деструктивная гидрогенизация -- для увеличения выхода легких и светлых нефтепродуктов, синтез углеводородов из газов -- для превращения в жидкое состояние углеводородов, находящихся в газах крекинга, и др.

Получаемые различными способами нефтепродукты очищаются от нежелательных примесей и смешиваются (подвергаются компаундированию) для получения товарных продуктов. При необходимости в них вводятся специальные добавки -- присадки, улучшающие те или иные свойства продуктов.

Экология добычи нефти

Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая промышленность оказывает существенное воздействие на окружающую среду. Это происходит на всех этапах «большого пути»нефти - от бурения поисковых скважин в процессе разведки до выброса парниковых газов при использовании моторного топлива. Поэтому в отрасли необходимо использовать самые современные технологии, позволяющие минимизировать экологические риски.

На стадии разведки методы теоретического прогнозирования, пассивного моделирования, аэрофотосъемки и космической съемки позволяют с высокой степенью точности определить, где стоит искать нефть, при этом минимально влияя на окружающую среду. Принцип минимального воздействия применяется сегодня и при добыче нефти. Горизонтальное и направленное бурение помогают извлечь больше нефти при значительно меньшем числе скважин.

Однако сам по себе отбор нефти из недр и закачка воды в залежи влияют на состояние массивов пород. Поскольку большинство месторождений расположено в зонах тектонических разломов и сдвигов, такого рода воздействия могут привести к оседанию земной поверхности и даже к землетрясениям. Оседание почвы на шельфе тоже способно вызвать разрушительные последствия. Например, в Северном море, в районе месторождения Экофиск, проседание дна вызвало деформацию стволов скважин и самих морских платформ. Поэтому необходимо тщательно изучать особенности разрабатываемого массива - существующие в нем напряжения и деформации.

Разливаясь, нефть загрязняет почву и воды, и требуются огромные усилия и средства, чтобы ликвидировать нанесенный природе ущерб. Разлив особенно опасен на шельфе, поскольку нефть очень быстро распространяется по поверхности моря и при больших выбросах заполняет водную толщу, делая ее непригодной для жизни. В 1969 году в проливе Санта-Барбара около 6 тысяч баррелей нефти вылилось в море при бурении скважины - на пути бура оказалась геологическая аномалия. Избежать подобных катастроф позволяют современные методы исследования разрабатываемых залежей.

В результате несоблюдения технологии добычи или непредвиденных событий (например, лесных пожаров) нефть в скважине может загореться. Не слишком масштабный пожар можно потушить водой и пеной и закрыть скважину стальной заглушкой. Бывает, что к месту возгорания нельзя приблизиться из-за обилия огня. Тогда приходится бурить наклонную скважину, стараясь попасть в загоревшуюся, чтобы перекрыть ее. В таких случаях на ликвидацию огня может уйти до нескольких недель.

Надо сказать, что факелы не всегда служат признаком аварии. В нефтедобывающих комплексах сжигают попутный газ, который трудно и экономически невыгодно транспортировать с месторождения - для этого нужна особая инфраструктура. Получается, что приходится не только сжигать ценное сырье, но и выбрасывать парниковые газы в атмосферу.

Поэтому использование попутного газа является одной из насущных задач топливной промышленности.

Для этих целей на промыслах строят электростанции, работающие на попутном газе и снабжающие электроэнергией и теплом сам нефтедобывающий комплекс и близлежащие населенные пункты.

Когда разработка скважины закончена, ее необходимо законсервировать. Здесь перед нефтяниками стоит две задачи: предотвратить возможное негативное воздействие на окружающую среду и сохранить скважину на будущее, до появления более совершенных технологий разработки, позволяющих забрать из пласта оставшуюся нефть. К сожалению, в нашей огромной стране разбросано множество незаконсервированных скважин, оставшихся со времен СССР. Сегодня такое отношение к завершению работ на промысле просто невозможно. Если скважина пригодна к использованию в дальнейшем, ее закрывают прочной заглушкой, препятствующей выходу содержимого наружу. Если же необходимо полностью законсервировать месторождение, проводится целый комплекс работ - восстанавливают грунт, рекультивируют почву, сажают деревья. В итоге бывшая производственная площадка выглядит так, будто здесь никогда не велись разработки.

Природоохранная экспертиза позволяет еще на стадии проектирования объектов добычи учесть требования экологической безопасности и предотвратить возможные техногенные риски. Промысловые объекты размещают таким образом, что бы снизить возможное негативное воздействие. В период эксплуатации промысла необходимо постоянное внимание к соблюдению технологий, совершенствованию и своевременной замене оборудования, рациональному использование воды, контролю загрязнения воздуха, утилизации отходов, очищении почву. Сегодня нормы международного права и российского законодательства определяют строгие требования к защите окружающей среды. Современные нефтяные компании реализуют специальные экологические программы и вкладывают средства и ресурсы в природоохранные мероприятия.

Интересные факты:

· Сегодня площадь областей, подвергающихся воздействию человека при добыче нефти, составляет одну четвертую от показателей тридцатилетней давности. Это происходит благодаря развитию технологий и применению современных методов горизонтального бурения, передвижных буровых установок и скважин малого диаметра.

· Одно из первых техногенных землетрясений, связанных с добычей нефти, произошло в 1939 году на месторождении Уилмингтон в Калифорнии. Оно стало началом целого цикла стихийных бедствий, которые привели к разрушению зданий, дорог, мостов, нефтяных скважин и трубопроводов. Проблему решили закачав воду в нефтеносный пласт. Но этот метод - далеко не панацея. Вода, закаченная в глубинные пласты, может повлиять на температурный режим массива и стать одной из причин возникновения землетрясения.

· Старые стационарные буровые платформы можно превратить в искусственные рифы, которые станут «домом» для рыб и прочей морской живности. Для этого платформы затапливают, и через некоторое время, составляющее от шести месяцев до года, они обрастают ракушками, губками и кораллами, превращаясь в гармоничный элемент морского ландшафта.

Нефть и основные продукты ее переработки

Нефть -- маслянистая жидкость темно-бурого или почти черного цвета с характерным запахом. Она легче воды (плотность 0,73...0,97 г/см3), в воде практически нерастворима.

По составу нефть -- сложная смесь углеводородов различной молекулярной массы, главным образом жидких (в них растворены твердые и газообразные углеводороды). Обычно это углеводороды парафиновые, циклоалканы, ароматические, соотношение которых в нефтях различных месторождений колеблется в широких пределах. Кроме углеводородов нефть содержит кислородные, сернистые и азотистые органические соединения.

Сырая нефть обычно не применяется. Для получения из нефти технически ценных продуктов ее подвергают переработке.

Первичная переработка нефти заключается в ее перегонке. Перегонку производят на нефтеперерабатывающих заводах после отделения попутных газов. При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (т. кип. от 40 до 150... 200°С), лигроин (т. кип. 120...240°С), керосин (т. кип. 150...300 °С), газойль--соляровое масло (т. кип. выше 300 °С), а в остатке -- вязкую черную жидкость мазут. Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла:

веретенное, машинное, цилиндровое и др. Из мазута некоторых сортов нефти выделяют вазелин и парафин. Остаток мазута после отгонки называют нефтяным пеком или гудроном.

Продукты перегонки нефти имеют различное применение. Бензин в больших количествах используют как авиационное и автомобильное топливо. Он состоит обычно из углеводородов, содержащих в молекулах в среднем от 5 до 9 атомов углерода.

Лигроин служит топливом для дизельных двигателей, а также растворителем в лакокрасочной промышленности. Большие количества его перерабатывают в бензин.

Керосин применяют как горючее для реактивных и тракторных двигателей, а также для бытовых нужд. Он состоит из углеводородов, содержащих в молекулах в среднем от 9 до 16 атомов углерода.

Соляровое масло используют как моторное топливо, а смазочные масла для смазки механизмов.

Вазелин используют в медицине. Он состоит из смеси жидких и твердых углеводородов.

Парафин применяют для получения высших карбоновых кислот, для пропитки древесины в производстве спичек и карандашей, для изготовления свечей, гуталина и т.д. Он состоит из смеси твердых углеводородов.

Гудрон -- нелетучая темная масса, после частичного окисления его применяют для получения асфальта.

Мазут помимо переработки на смазочные масла и бензин используют в качестве котельного жидкого топлива.

При вторичных методах переработки неф-т и происходит изменение структуры углеводородов, входящих в ее состав. Среди этих методов большое значение имеет крекинг (расщепление) углеводородов нефти, проводимый для повышения выхода бензина.

Термический крекинг проводится при нагревании исходного сырья (мазута и др.) при температуре 450...550 °С и давлении 2...7 МПа. При этом молекулы углеводородов с большим числом атомов углерода расщепляются на молекулы с меньшим числом атомов как предельных, так и непредельных углеводородов. Например:

Таким способом получают главным образом автомобильный бензин. Выход его из нефти достигает 70%. Термический крекинг открыт русским инженером В.Г. Шуховым в 1891 г.

Каталитический крекинг производится в присутствии катализаторов (обычно алюмосиликатов) при 450 °С и атмосферном давлении. Этим способом получают авиационный бензин с выходом до 80%. Такому виду крекинга подвергается преимущественно керосиновая и газойлевая фракции нефти. При каталитическом крекинге наряду с реакциями расщепления протекают реакции изомеризации. В результате последних образуются предельные углеводороды с разветвленным углеродным скелетом молекул, что улучшает качество бензина.

Важным каталитическим процессом является ароматизация углеводородов, т. е. превращение парафинов и циклопарафинов в ароматические углеводороды. При нагревании тяжелых фракций нефтепродуктов в присутствии катализатора (платины или молибдена) углеводороды, содержащие 6...8 атомов углерода в молекуле, превращаются в ароматические углеводороды. Эти процессы протекают при риформинге (облагораживании бензинов).

При крекинг-процессах образуется большое количество газов (газы крекинга), которые содержат главным образом предельные и непредельные углеводороды. Эти газы используют в качестве сырья для химической промышленности.

При температурах 700...1000 °С проводят пиролиз (термическое разложение) нефтепродуктов, в результате которого получают главным образом легкие алкены -- этилен, пропилен и др. и ароматические углеводороды. При пиролизе возможно протекание следующих реакций:

Для улучшения свойств бензиновых фракций нефти они подвергаются каталитическому риформингу, который проводится в присутствии катализаторов из платины или платины и рения. При каталитическом риформинге бензинов происходит образование ароматических соединений из алканов, например:

Циклоалканы превращаются в ароматические соединения, подвергаются изомеризации, гидрированию, например



Ароматические углеводороды теряют при риформинге боковые цепи, например

В последние годы (наряду с увеличением выработки топлива и масел) углеводороды нефти широко используют как источник химического сырья. Различными способами из них получают вещества, необходимые для производства пластмасс, синтетического текстильного волокна, синтетического каучука, спиртов, кислот, синтетических моющих средств, взрывчатых веществ, ядохимикатов, синтетических жиров и т.д.

сырьевой добыча переработка нефтепродукт

Значение нефти в нашей жизни

Нефть. Задумывались ли мы как велико значение этого ископаемого в нашей жизни, сколько продуктов получаем и используем мы благодаря переработке нефти?

Нефть является, пожалуй, одним из самых важных полезных ископаемых. В процессе переработки человечество получает из нефти более двух тысяч различных продуктов, это: бензин, газ, одежда, бытовая химия, целлофан, материал для свечей, краска для книг и так далее. Из нефти производят около тысячи различных смазочных материалов, которые необходимы для исправной работы фактически всем механизмам, начиная от миксера на нашей кухне и заканчивая паровозами.

Очень широко продукты нефти используются в строительстве - это и краски, и столь известный битум, мастика, различные пропиточные материалы, мягкая черепица ее цена во многом зависит от стоимости нефтяных продуктов и тому подобное.

Пластик, один из основных продуктов нефти, если оглянуться, то мы увидим насколько широко использование этого материала в нашей жизни, это и игрушки, и посуда, и вещи, корпус бытовой техники. Часто пластик используют для изготовления мебели, особенно для уличных площадок кафе, а про использование его в строительстве наверно известно всем, это - трубы канализации, отопления и водопровода, обшивка помещения как внутри, так и снаружи, окна, двери и так далее.

Продукты из нефти используются так же для строительства, а точнее покрытия дорог - битум, асфальт. Благодаря нефти так же получают удобрения, которые широко используются не только для удобрения в сельском хозяйстве, но и для того чтобы уничтожить различных вредителей-насекомых.

А медицина и косметология? Здесь нефть занимает весьма значимое место. В древни времена больные люди ехали за тысячи километров, чтобы принять ванну из нефти и получить исцеление, хотя кому-то и покажется это абсурдом, но в нефти действительно много полезным веществ, которые могут вылечить подагру, заболевания кожи и тому подобное. На сегодняшний день фармацевтическая и косметологическая промышленность просто немыслима без использования этого различных органических веществ добываемых из нефти.

Ресурсы для производства сырья (первичная переработка нефти)

Сырую нефть из скважины практически не используют в чистом виде. Перед вами место, где ее преобразуют в необходимые человеку продукты, - нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Именно сюда сырье доставляется по трубопроводам, железной дороге или морскими танкерами, чтобы после переработки получить бензин, авиационный керосин, мазут, дизельное топливо, смазочные масла, парафин и сырье для нефтехимических производств.

Итак, после долгого или короткого путешествия нефть поступила в резервуар НПЗ. Что дальше? Сначала из нее удаляют механические примеси и растворенные газы, очищают от лишней соли и воды на электрообессоливающих установках. На этой же стадии определяют и свойства сырья.

Казалось бы, при текущем уровне научно-технического прогресса можно без труда определить химический состав сырой нефти. Но проблема в том, что распознать сотни и сотни химических соединений в условиях заводской лаборатории - задача исключительно сложная. Поэтому нефть делят на фракции в зависимости от температуры кипения и плотности. В лаборатории проводят «тренировочную» перегонку, чтобы узнать, какое количество бензина, керосина, смазочных масел, парафина и мазута можно получить из поступившей на завод нефти. (Нефти сильно различаются по химическому составу, поэтому из одних можно получить больше смазочных масел и парафинов, из других - больше бензина.) И только после этого приступают к промышленной перегонке.



Этот интересный процесс происходит в ректификационной колонне - специальном аппарате для разделения нефти на фракции. Если вы когда-нибудь проходили или проезжали мимо нефтеперерабатывающего завода, вы наверняка видели эти огромные сооружения: высота такой колонны может превышать 60 м. Будучи настоящим произведением технологического искусства, она позволяет разделить субстанции, температура кипения которых отличается менее чем на 6oС.

Нефть, нагретую в змеевике до 320-390oС, подают в колонну в виде смеси горячей жидкости и пара. Там пары тяжелых, а потом легких фракций последовательно конденсируются и оседают на специальных тарелках - их может быть от 30 до 60. В результате получают прямогонный бензин (температура кипения 30-160oС), нафту, которую еще называют лигроином (105-160oС), керосин (160-230oС), газойль (230-400oС) и мазут, остающийся после отделения остальных фракций.

Бензин и нафту затем подвергают каталитическому риформингу. При температуре 320-520oС и давлении в 15-40 атмосфер в присутствии платиновых катализаторовполучают бензин с высоким октановым числом и ароматические углеводороды -бензол, толуол, ксилол и другие. Последние используются в качестве сырья длянефтехимической промышленности. Кроме того, во время процесса риформинга выделяется водород, который можно использовать, например, для гидроочистки.

На гидроочистку направляют керосины и газойли, чтобы в водородной среде с использованием катализаторов удалить серу, азот, металлы и другие нежелательные примеси. Керосин, который в зависимости от его свойств делят на авиационный, тракторный и осветительный, после очистки можно использовать по назначению. А газойль отправляют либо на смешивание, чтобы получить из него дизельное топливо, либо на каталитический крекинг (так называют расщепление больших молекул углеводородов на две или более под действием температуры около 500oС и, конечно, катализаторов).

Мазут до конца XIX века выбрасывали как отходы производства. Сейчас его применяют как жидкое котельное топливо или используют как сырье для дальнейшей переработки - вакуумной перегонки. Тяжелые фракции невозможно перегнать при атмосферном давлении - при необходимой для их кипения высокой температуре начинается разрушение молекул. А в условиях вакуума их перегонку можно осуществлять при пониженной температуре - около 400oС. В результате получают продукцию, которая подходит для переработки в моторное топливо, масла, парафины и церезины, и тяжелый остаток - гудрон. Продувая гудрон горячим воздухом, получают битум. Из остатков перегонки и крекинга также производят кокс.

На разных НПЗ предусмотрены разные наборы технологических процессов. Обязательны перегонка сырой нефти, гидроочистка и каталитический риформинг. При таком наборе выход светлых нефтепродуктов (бензина и реактивного топлива) составляет около 40% от общего количества продукции. Эта схема нефтепереработки считается простой. Однако в условиях роста цен на нефть и нефтепродукты, а также ужесточения экологических требований особое значение приобрело увеличение выхода именно светлых нефтепродуктов. Поэтому сегодня на современных производствах активно внедряются новые технологии. Применение установок каталитического крекинга, гидрокрекинга и висбрекинга, а также процессов гидрообессеривания, коксования и термического крекинга позволяют получать свыше 90% светлых нефтепродуктов, соответствующих самым высоким экологическим стандартам.

Процесс переработки нефти приводит к выбросу в атмосферу разнообразных химических соединений , сопровождается шумом и тяжелыми запахами, а также может привести к возгоранию и взрывам. Поэтому весьма строгие требования сегодня предъявляются и к размещению НПЗ. В соответствии с современными экологическими стандартами, завод должен располагаться на разумном расстоянии от жилых кварталов и вблизи от транспортных артерий, по которым доставляют сырье и забирают продукцию. Поскольку на многих НПЗ требуется большое количество пара и охлаждающей воды, важно, чтобы рядом был водоем - река, а лучше море. Нередко заводы располагают рядом с портами для облегчения транспортировки конечных нефтепродуктов при помощи морского транспорта.

Нефть в России - прошлое и настоящее

Первое письменное упоминание о добыче нефти в России относится к XVI веку. На реке Ухта местные жители собирали нефть с поверхности воды, чтобы использовать ее для лечения и в качестве смазочного материала. В 1745 году на Ухте построили нефтеперерабатывающий завод. В 1823 году братья Дубинины стали перерабатывать нефть в Моздоке. На Каспии, недалеко от Баку, в те времена относившегося к Российской империи, в 1846 году пробурили первую в мире нефтяную скважину. Огромную роль в развитии нефтяной промышленности в этом регионе сыграли братья Нобели и семейство Ротшильдов.

К началу XX века 30% нефти, добываемой в мире, приходилось на долю России. После революции 1917 года и последовавшей через три года национализации месторождений добыча нефти в стране упала. Но иностранный капитал не покинул Россию. Такие компании, как Vacuum и Standard Oil, которой Ротшильды продали свои активы, сотрудничали с советским правительством. В результате с 1923 года уровень экспорта вернулся к прежним значениям.

До Второй мировой войны основная часть нефти добывалась в Каспийском регионе и на Северном Кавказе. Поэтому контроль над этими богатыми ценнейшим сырьем областями был одной из основных задач Германии во время войны. После войны добыча нефти на Каспии вновь начала расти, но было решено активно развивать поиск и разработку месторождений в Волго-Уральском регионе, где в 1975 году объем добычи достиг пика в 4,5 миллиона баррелей в день.

СССР делал широкомасштабные инвестиции в нефтедобывающие комплексы, и это способствовало быстрому росту добычи нефти в регионе. Открытые месторождения оказались несложными в разработке. Кроме того, они находились недалеко от транспортных артерий, что стало еще одним серьезным фактором, способствующим развитию отрасли. В 50-е годы на месторождения Волго-Урала приходилось около 45% от всей нефти, добываемой в СССР. С ростом добычи непрерывно увеличивался экспорт нефти. В 1960-е годы по объему добываемых углеводородов СССР вышел на второе место в мире, что вызвало падение цен на ближневосточную нефть и послужило одним из поводов для создания ОПЕК.

В начале 1960-х годов было объявлено об открытии первых крупных месторождений Западной Сибири. Это случилось, когда в стране остро встал вопрос: как удержать высокий уровень добычи после того, как на залежах Волго-Урала будет достигнут пик добычи. Открытие дало мощнейший стимул для освоения региона - тысячи людей переехали в суровый край, быстро выросли города и поселки нефтяников. Западно-Сибирский бассейн стал крупнейшим в СССР нефтеносным и нефтедобывающим районом. Несмотря на сложные климатические условия, добыча нефти росла рекордными темпами. Важной особенностью сырьевой базы региона явилась высокая концентрация разведанных запасов в крупных и крупнейших месторождениях. В 1965 году было открыто гигантское месторождение Самотлор, содержащее 14 миллиардов баррелей доступной нефти.

Благодаря развитию нефтедобывающей отрасли в Западной Сибири СССР быстро нарастил объемы добычи: с 7,6 миллионов баррелей в день в 1971 году до 9,9 миллионов баррелей в день в 1975 году. И по сей день регион остается главным «нефтяным козырем» России: в Ханты-Мансийском автономном округе добывают около 60% от объема ежегодной добычи нефти в нашей стране.

После этого грандиозного успеха в отрасли постепенно начался упадок, вызванный желанием получить как можно больше, не заботясь о долгосрочной перспективе. Недостаток вложений в разведку компенсировали интенсивным бурением. В 1988 году Советский Союз достиг рекорда - 11, 4 миллионов баррелей в день, причем большая часть приходилась на месторождения Западной Сибири. Но с этого момента технологические упущения дали о себе знать - долго сдерживать падение объемов было невозможно.

Большое влияние на кризис в отрасли оказал распад Советского Союза. Внутренний спрос упал, возможностей для экспорта не хватало. Из-за финансовых трудностей сокращалось бурение, скважины не получали должного обслуживания, не производился ремонт. Падение объемов добычи нефти прекратилось только в 1997 году.

Демонополизация и приватизация отрасли привели к созданию крупных вертикально интегрированных нефтяных компаний, каждая из которых занимается полным циклом добычи и переработки нефти - от разведки месторождений до продажи нефтепродуктов конечному потребителю. Именно эти компании сегодня определяют лицо отрасли, которая играет важнейшую роль в экономике страны. По результатам 2007 года, крупнейшими из них являются «Роснефть», «Лукойл» и «ТНК-BP».

Сегодня в России нефтяные компании нередко вынуждены работать в очень сложных условиях: приходится добывать нефть из залежей, варварски эксплуатировавшихся в советское время, из заводненных пластов, из трудных для разработки месторождений. Поэтому развитие новых технологий является одним из приоритетных направлений отрасли.

В 2007 году в России добыли 492 млн тонн нефти и конденсата. Именно на нефть приходится около 30% от объема всего российского экспорта. При нынешних темпах добычи разведанных запасов этого жидкого углеводорода должно хватить на 50 лет. Однако многие специалисты полагают, что будущее - за развитием новых технологий, которые позволят добывать нефть там, где раньше это было невозможным.

Основные характеристики сырьевой базы нефтяной промышленности России

Рассмотрим основные характеристики сырьевой базы нефтяной промышленности субъектов России. В силу специфики геологических условий каждая из этих территорий имеет индивидуальную направленность геологоразведочных работ и сопутствующие технико-экономические проблемы.

1) Западная Сибирь:

Крупнейший нефтеносный и нефтедобывающий район Российской Федерации включая территорию Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов , а также прилегающий шельф Карского моря. Добыча нефти ведется с 1964 г., когда почти одновременно были введены в разработку Трехозерное, Мегионское и Усть-Балыкское месторождения.

Важнейшая особенность сырьевой базы черного золота Западной Сибири заключается в исключительно благоприятной структуре разведанных запасов. Главный фактор -- высокая концентрация запасов в крупных и крупнейших месторождениях (Самотлорском, Федоровском и др.).

Ханты-Мансийский автономный округ -- богатейший нефтяной регион Западной Сибири и Российской Федерации в целом, он производит 2/3 добываемой в стране черного золота и имеет развитую инфраструктуру. В его пределах открыто 273 месторождения черного золота, из которых 120 введено в разработку. Важнейшую роль в сырьевой базе играют крупнейшие (9) и крупные (77) месторождения, в которых заключено 90% разведанных запасов нефтепродуктов. В результате многолетней интенсивной обработки многие из этих месторождений, в том числе крупнейшее в стране Самотлорское , в значительной степени выработаны и обводнены на 80-90%.

Ямало-Ненецкий автономный округ также характеризуется крупнейшими запасами и ресурсами черного золота, но по сравнению с Ханты-Мансийским автономным округом структура последнего сложнее, так как преобладающую роль имеет нефть высокой плотности и вязкости (Русское, Северо-Комсомольское, Тазовское, Западно-Мессояховское месторождения).

Томская область образует третий по значению центр нефтедобывающей промышленности Западной Сибири, обладающий развитой сырьевой базой и нефтяной инфраструктурой. В разработку вовлечено 18 из 84 нефтяных месторождений, в том числе все крупные (Советское, Первомайское, Лугинецкое, Игольско-Талое). Средняя выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 30%, а перечисленных крупных месторождений 17-58%. Неразведанные ресурсы черного золота в Томской области превышают согласно геологическому прогнозу уже разведанные запасы в 1.8 раза, что создает возможность многолетней сырьевой обеспеченности нефтедобывающих предприятий.

Остальные административно-территориальные субъекты Западной Сибири (юг Тюменской, а также Новосибирская и Омская области) играют незначительную роль в региональном балансе запасов и добычи нефти Западной Сибири. В трех областях открыто 16 небольших месторождений, из которых только три -- Кальчинское в Тюменской области, Прирахтовское в Омской и Малоичское в Новосибирской областях -- находятся в промышленной или опытной разработке. Геологические перспективы развития сырьевой базы в целом незначительны.

2) Уральский и Поволжский районы:

Эти районы, объединяющие ряд республик и областей Приуралья, Среднего и Нижнего Поволжья, составляют второй по значению (после Западной Сибири) крупнейший нефтедобывающий центр Российской Федерации, известный как Урало-Поволжье или второе Баку.

Для Урало-Поволжья характерно наличие большой группы крупнейших нефтяных месторождений, включая Ромашкинское, Арланское, Туймазинское, Мухановское, Шкаповское, Кулешовское, Батырбайское и др.. В течение длительного времени, начиная с 40-50-х гг., они интенсивно отрабатываются с высокой эффективностью.

Республики Татарстан и Башкортостан являются центрами нефтяной промышленности Урала-Поволжья, на долю которых приходится 65% добычи нефти. Для обеспечения республик характерны высокая степень освоения месторождений и общий остаточный характер сохраняющихся запасов и ресурсов.

В Татарстане в разработку вовлечено 87% разведочных запасов при средней выработанности открытых месторождений на 67%, в том числе по крупнейшим: Ромашкинскому, Ново-Елховскому и Бавлинскому -- на 73-85%. Уже длительное время подготовка запасов нефти и нефтепродуктов осуществляется за счет мелких месторождений и черного золота ухудшенного качества. Неразведанные ресурсы черного золота в Татарстане оцениваются в 500 млн. т., некоторые перспективы связываются с малоизученными западными ее районами.

В Башкортостане разрабатываются 146 из 158 открытых месторождений, включающих 98.4% разведанных запасов нефтепродуктов. Средняя выработанность начальных запасов месторождений составляет 78%, в том числе по крупнейшим: Арланскому, Туймазинскому и Шкаповскому -- 79-95%. Неразведанные запасы нефтепродуктов в республике оцениваются в 385 млн. т..

Самарская область -- одна из наиболее забуренных глубокими скважинами частей Урало-Поволжья. К 1995 г. объем буровых работ здесь достиг 9.2 млн. т., что составляет в среднем 172 т/км перспективной территории. При такой изученности потенциал нефтеносности Самарской области реализован почти на 80%, сохраняя лишь перспективы небольших открытий. В разработку вовлечены 101 из 145 месторождений, в них заключено 92.7% разведанных запасов нефти и нефтепродуктов.

Пермская и Оренбургская области также относятся к «старым» нефтедобывающим районам Урало-Поволжья, но отличаются от рассмотренных выше более благоприятными показателями сырьевой базы. Прежде всего это относится к Оренбургской области, где запасы открытых месторождений превышают существующий уровень добычи нефти почти в 60 раз, а перспективные и прогнозные ресурсы черного золота наиболее значительны в Урало-Поволжье.

К настоящему времени в Оренбургской области открыто 178 нефтяных месторождений, из которых 82 разрабатываются; доля последних в объеме текущих запасов нефтепродуктов 75%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет 37%, по отдельным месторождениям она достигает 73% (Бобровское) и 68% (Покровское). В то же время наиболее крупные в области залежи черного золота нефтяной оторочке Оренбургского газоконденсатного месторождения (запасы 85 млн. т.) находится только в начальной стадии освоения, хотя имеет высокую конкурентоспособность по отношению к другим нефтяным месторождениям Оренбургской области.

В Пермской области открыто 163 нефтяных месторождения, из которых 98 разрабатываются. Большая группа месторождений (4) находится в длительной консервации по экономическим причинам. В разрабатываемых месторождениях сосредоточено 92% разведанных запасов. Средняя по области выработанность запасов составляет 50%, в том числе по основным месторождениям: Ярино-Каменоложскому --90%, Павловскому -- 37%, Батырбайскому --58%, Осинскому --52%.

Перечень основных нефтедобывающих центров Урало-Поволжья завершает Республика Удмуртия, которая стала осваиваться значительно позже всех рассмотренных выше, вследствие чего выработанность запасов открытых нефтяных месторождений является наименьшей (30%). Разрабатываются 23 из 67 месторождений, в том числе все крупные (Чутырско-Киенгопское, Мишкинское и Ельниковское). Относительно низкий темп освоения запасов нефти и нефтепродуктов в республике во многом объясняется сложностью структуры запасов, где преобладает тяжелая нефть (83%).

Остальные районы играют резко подчиненную роль в запасах (5%) и добыче (3%) черного золота Урало-Поволжья, что связано с отсутствием крупных высококачественных месторождений. Так, в Ульяновской области открыто 41 нефтяное месторождение, но их общий запас составляют лишь 31 млн. т., причем они представлены тяжелой и высоковязкой черным золотом.

Для Саратовской и Волгоградской областей характерны трудности «старых» районов, обусловленные физическим исчерпанием основных запасов. В Саратовской области в разработку вовлечено 92% разведанных запасов, в Волгоградской области -- 94%. Выработанность начальных запасов открытых месторождений составляет соответственно 62 и 78%, в том числе по наиболее крупным: Соколовогорскому, Коробковскому, Жирновскому и Бахметьевскому -- от 90 до 97%.

Обособленное положение в Поволжском районе занимает Республика Калмыкия, которая принадлежит нескольким нефтегазоносным провинциям: Волго-Уральской, Прикаспийской, Северокавказской, Днепровско-Припятской. За годы проведения геологоразведочных работ (с 1951 г.) в Республике открыто 28 и разрабатывается 20 нефтяных месторождений, но объемы подготовленных запасов и добычи нефти небольшие.

Европейский Север:

Включает территорию Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого автономного округа, а также прилегающий шельф Баренцева моря. Площадь нефтегазоносной и перспективной территории составляет 331.8 тыс. км.. Пик добычи был достигнут в 1983 г. (19.2 млн. т.), в 1994 г. она составила 9.7млн. т..

Северный район в основном соответствует Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, которая представляет собой обширную область на северо-востоке Европейской части Российской Федерации. Ее площадь составляет около 350 тыс. км2.

В географическом плане Тимано-Печорский бассейн имеет форму треугольника: на востоке его ограничивают горы Урала -- Пай-Хоя, на юго-западе -- Тиманская гряда, на севере он сочленяется с Южно-Баренцевской впадиной.

Сухопутная часть Тимано-Печорской провинции расположена в Республике Коми и Ненецком автономном округе (НАО). Месторождения, находящиеся в Коми, достаточно разведаны, наиболее изученные из них разрабатываются АО «Коми ТЭК». Шельфовая зона Тимано-Печоры изучена в меньшей степени. На долю Ненецкого АО сегодня приходится 52.7% начальных суммарных ресурсов этой нефтяной провинции. Успешное развитие нефтегазопоисковых работ в данном районе вывело Тимано-Печору на третье место по запасам нефтепродуктов в Российской Федерации после Западно-Сибирского и Волго-Уральского бассейнов.

Имеются значительные различия в состоянии сырьевой базы нефтяной промышленности Республики Коми, Архангельской области и Ненецкого автономного округа.

Республика Коми характеризуется многолетней историей поисков, разведки и разработки нефтяных месторождений. К 1995 г. здесь открыты 82 нефтяных месторождения, из которых 31 разрабатывается. Открытые месторождения выработаны в среднем на 41%, в том числе крупнейшие (Устинское и Возейское) на 61% и 64% соответственно.

Наиболее «старый» нефтедобывающий район (Ухтинский) находится на юге Республики Коми. Основные месторождения (Ярегское, Западно-Тэбукское, Пашинское), первое из них является единственным в Российской Федерации, где применяется шахтный способ разработки тяжелой черного золота.

Главный на сегодня нефтедобывающий район сформировался на базе Усинского, Возейского и ряда смежных месторождений севера Республики Коми, которые отличаются наибольшим разнообразием геологического строения.

Ненецкий автономный округ характеризуется существенно меньшей степенью промышленного освоения. Из 73 нефтяных месторождений разрабатываются лишь два (Хярьягинское и Ардалинское) при 15 подготовленных к разработке и 55 разведываемых. За время разработки (с 1988 г.) из этих двух месторождений добыто 9 млн. т.

С сырьевой базой Европейского Севера тесно связаны проблемы разведки и освоения черного золота в прибрежной части Баренцева моря. Здесь открыты крупное Приразломное и среднее по запасам Северо-Гуляевское месторождение, которые по положению в разрезе и структурным особенностям близки к месторождениям, открытым на суше.



Аварийные разливы нефти: средства локализации и методы ликвидации

Аварийные разливы нефти и нефтепродуктов, имеющие место на объектах нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности, при транспорте этих продуктов наносят ощутимый вред экосистемам, приводят к негативным экономическим и социальным последствиям.

В связи с увеличением количества чрезвычайных ситуаций, которое обусловлено ростом добычи нефти, износом основных производственных фондов (в частности, трубопроводного транспорта), а также диверсионными актами на объектах нефтяной отрасли, участившимися в последнее время, негативное воздействие разливов нефти на окружающую среду становится все более существенным. Экологические последствия при этом носят трудно учитываемый характер, поскольку нефтяное загрязнение нарушает многие естественные процессы и взаимосвязи, существенно изменяет условия обитания всех видов живых организмов и накапливается в биомассе.

Несмотря на проводимую в последнее время государством политику в области предупреждения и ликвидации последствий аварийных разливов нефти и нефтепродуктов, данная проблема остается актуальной и в целях снижения возможных негативных последствий требует особого внимания к изучению способов локализации, ликвидации и к разработке комплекса необходимых мероприятий.

Локализация и ликвидация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов предусматривает выполнение многофункционального комплекса задач, реализацию различных методов и использование технических средств. Независимо от характера аварийного разлива нефти и нефтепродуктов (ННП) первые меры по его ликвидации должны быть направлены на локализацию пятен во избежание распространения дальнейшего загрязнения новых участков и уменьшения площади загрязнения.

Боновые заграждения

Основными средствами локализации разливов ННП в акваториях являются боновые заграждения. Их предназначением является предотвращение растекания нефти на водной поверхности, уменьшение концентрации нефти для облегчения процесса уборки, а также отвод (траление) нефти от наиболее экологически уязвимых районов.

В зависимости от применения боны подразделяются на три класса:

· I класс - для защищенных акваторий (реки и водоемы);

· II класс - для прибрежной зоны (для перекрытия входов и выходов в гавани, порты, акватории судоремонтных заводов);

· III класс - для открытых акваторий.

Боновые заграждения бывают следующих типов:

· самонадувные - для быстрого разворачивания в акваториях;

· тяжелые надувные - для ограждения танкера у терминала;

· отклоняющие - для защиты берега, ограждений ННП;

· несгораемые - для сжигания ННП на воде;

· сорбционные - для одновременного сорбирования ННП.

Все типы боновых заграждений состоят из следующих основных элементов:

· поплавка, обеспечивающего плавучесть бона;

· надводной части, препятствующей перехлестыванию нефтяной пленки через боны (поплавок и надводная часть иногда совмещены);

· подводной части (юбки), препятствующей уносу нефти под боны;

· груза (балласта), обеспечивающего вертикальное положение бонов относительно поверхности воды;

· элемента продольного натяжения (тягового троса), позволяющего бонам при наличии ветра, волн и течения сохранять конфигурацию и осуществлять буксировку бонов на воде;

· соединительных узлов, обеспечивающих сборку бонов из отдельных секций;

· устройств для буксировки бонов и крепления их к якорям и буям.

При разливах ННП в акваториях рек, где локализация бонами из-за значительного течения затруднена или вообще невозможна, рекомендуется сдерживать и изменять направление движения нефтяного пятна судами-экранами, струями воды из пожарных стволов катеров, буксиров и стоящих в порту судов.

Дамбы

В качестве локализующих средств при разливе ННП на почве применяют целый ряд различных типов дамб, а также сооружение земляных амбаров, запруд или обваловок, траншей для отвода ННП. Использование определенного вида сооружений обуславливается рядом факторов: размерами разлива, расположением на местности, временем года и др.

Для сдерживания разливов известны следующие типы дамб: сифонная и сдерживающая дамбы, бетонная дамба донного стока, переливная плотинная дамба, ледяная дамба. После того как разлившуюся нефть удается локализовать и сконцентрировать, следующим этапом является ее ликвидация.

Методы ликвидации

Существует несколько методов ликвидации разлива ННП (табл. 1): механический, термический, физико-химический и биологический.



Одним из главных методов ликвидации разлива ННП является механический сбор нефти. Наибольшая эффективность его достигается в первые часы после разлива. Это связано с тем, что толщина слоя нефти остается еще достаточно большой. (При малой толщине нефтяного слоя, большой площади его распространения и постоянном движении поверхностного слоя под воздействием ветра и течения процесс отделения нефти от воды достаточно затруднен.) Помимо этого осложнения могут возникать при очистке от ННП акваторий портов и верфей, которые зачастую загрязнены всевозможным мусором, щепой, досками и другими предметами, плавающими на поверхности воды.

Термический метод, основанный на выжигании слоя нефти, применяется при достаточной толщине слоя и непосредственно после загрязнения, до образования эмульсий с водой. Этот метод, как правило, применяется в сочетании с другими методами ликвидации разлива.

...