Теоретические основы и технология процессов переработки нефти

Производство по обслуживанию технологических установок (ПОТУ) осуществляет выполнение срочных работ, обеспечивающих бесперебойное и безаварийное функционирование технологических установок посредством оперативного и своевременного выполнения работ по обслуживанию, подготовке к ремонту и выводу из ремонта технологического оборудования.

Производство глубокой переработки нефти (ПГПН) осуществляет инженерное сопровождение строительства комплекса каталитического крекинга-2, взаимодействует с проектными институтами и поставщиками оборудования, рассматривает технические предложения, подготавливает технические заключения по выбору поставщиков оборудования [18].

3. Базовые инновации технологического процесса первичной переработки нефти

3.1 Совершенствование процесса первичной переработки нефти

Из-за того, что добываемая нефть содержит огромное количество примесей, которые при отстаивании с водой превращаются в эмульсии, ученые совершенствуют процесс переработки нефти [8, с.1221].

В химической технологии существует много способов для разделения эмульсий. Одним из способов является обработка ультразвуковыми колебаниями.

Ультразвуковое воздействие широко применяется при эмульгировании и основано на благоприятном воздействии ультразвука, способствующего энергичному деформированию (растягиванию) капель дисперсной фазы. При превышении определенной критической длины происходит распадение жидких цилиндров на ряд очень мелких капель, которые и создают стойкие эмульсии. Однако действие ультразвука также может быть применено в обратных процессах: при разрушении эмульсий, в частности, водонефтяных.

К достоинству применения ультразвука можно отнести следующее:

? простота оборудования;

? малое энергопотребление;

? экологическая чистота и безопасность применяемых ультразвуковых полей;

? при больших объемах обрабатываемой жидкости возможность использования проточных установок [5, с.6].

Для приготовления эмульсий использовалась вода дистиллированная в объеме 50 мл и гептан - 50 мл. Модельные эмульсии готовились следующим образом: в ячейку вносили воду, гептан и определенное количество стабилизатора. Затем содержимое ячейки перемешивали при помощи электромешалке в течение 5 мин.

Разрушение полученных эмульсий осуществлялось при температуре 50°С, в качестве деэмульгаторов были использованы ЕС-2134А и СНПХ-4410. Деэмульгаторы вносились в количествах 1 и 2 мл в виде 0,1% об. раствора в толуоле на эмульсию с последующим перемешиванием в течение одной минуты. Затем эмульсию помещали в емкость ультразвукового генератора. Обработка ультразвуком проводили кратковременно (1 мин) с одновременным нагревом эмульсии до заданной температуры [8, с.84].

Исходя из важности первичной обработки нефти, необходимо улучшать процесс обезвоживания и обессоливания нефти.

Электродегидратор является обязательным оборудованием в процессе первичной переработки нефти. В данной работе представлена новая конструкция электродегидратора, техническая сущность которого защищена патентом на полезную модель №132735 и заключающаяся в том, что конструкция имеет дополни- тельное устройство - генератор ультразвуковых волн с двумя излучателями предоставлена на рисунке 11 [9, с.1225].

Рисунок 11 - Электродегидратор, оснащённый генератором ультразвуковых волн

Электродегидратор содержит заземленный корпус 1, систему ввода и распределения сырья 2, штуцер вывода нефти 3, штуцер вывода воды 4 и электродную систему в виде размещенных в вертикальной плоскости параллельных решеток 5 и 6, соединенных через одну с соответствующими источниками питания 7 и 8. Параллельные решетки 5,6 оборудованы ультразвуковыми излучателями 9, соединённых с генератором ультразвуковых колебаний 10 [9, с.1224].

Предлагаемый аппарат работает следующим образом.

Нефть в смеси с водой подают в систему ввода и распределения сырья. Внутри аппарата она проходит восходящим потоком, обрабатывается электрическим полем и ультразвуковым излучением при прохождении электродной системы и выводится через систему сбора и вывода нефти 3. В электрическом поле на капли воды, находящейся в нефти, действуют силы взаимного притяжения, в результате чего капли укрупняются и осаждаются в нижнюю часть аппарата, где с помощью автоматики поддерживает постоянный уровень воды, сбрасывая ее избыток. Электрическое поле существуют как между соседними решетками, соединенными с источниками питания, подключенным к разным фазам сети переменного тока, так и между нижерасположенной решеткой и уровнем воды. Под действием ультразвуковых волн пузырьки, подходящие к границе раздела сред, интенсивно колеблются. Такой пузырёк несёт с собой воду в виде окружающей его плёнки. В нефтяной среде эта плёнка измельчается и капельки воды рассеиваются в нефти, образуя обратную эмульсию.

Таким образом, применение ультразвуковых волн дополняют действие электрического поля. Процесс укрупнения капель воды происходит намного быстрее и эффективнее. Это позволяет намного сократить время проведения процесса, увеличить глубину обессоливания и обезвоживания нефтей. Нововведение выгодно и с экономической точки зрения, так как выгода с увеличения объёма обессоленной нефти намного превышает затраты на установку генератора ультразвуковых волн. Необходимы дальнейшие исследования в этом направлении и проверка эффективности метода на реальных эмульсиях [11, с.134].

3.2 Высокоэффективные плазменные технологии для нефтяной промышленности

В статье В.Д. Русанова приводится описание высокоэффективных плазменных технологий, направленных на отделение, переработку и утилизацию сероводорода, который образуется при очистке нефти от серы, при переработке природного газа, а также в ряде процессов металлургии.

Дается описание высокочастотных (ВЧ) и сверхвысокочастотных (СВЧ) установок для переработки сероводорода.

Перейдем непосредственно к сути. Опытно - промышленная отработка плазмохимического процесса диссоциации сероводородсодержащих газов осуществлена в опытно-технологическом цеху на площадке Оренбургского газоперерабатывающего завода.

Для проведения работ на Оренбургском газоперерабатывающем заводе ВНИИТВЧ создал два плазмохимических блока: - мощностью 500 кВт частотой 915 МГц и - мощностью 600 кВт частотой 440 кГц.

Блок-схема опытно-промышленного стенда с плазмохимическим блоком мощностью 500 кВт частотой 915 МГц. Основа плазмохимического блока - микроволновый плазмотрон, запитывающийся от четырёх источников излучения по прямоугольным волноводам на типе волны Н01. Плазмотрон имеет два уровня, в каждом из которых расположены два подводящих микроволновую энергию от магнетронных генераторов волновода, направленные навстречу друг другу. Все четыре волноводных тракта идентичны, длина каждого 15 м. Каждый магнетрон мощностью до 250 кВт имеет два волноводных вывода энергии. Вдоль по волноводному тракту расположены последовательно: магнетрон, сумматор микроволновой энергии для объединения двух волноводных выводов магнетрона в один (при равноплечности выводов по мощности и фазе излучения потери энергии в сумматорах пренебрежимо малы); направленный ответвитель для определения уровня отражённой мощности, необходимый для работы системы контроля и управления (при необходимости по сигналу с направленного ответвителя срабатывала система блокировки при превышении допустимого уровня отражённой мощности); ферритовый циркулятор, препятствующий попаданию значительной отражённой мощности в переходных и пусковых режимах в магнетрон; фазовращатель и согласующее устройство для согласования волноводного тракта с плазмотроном; входной фланец плазмотрона [12, с.16].

Основным недостатком микроволновых плазмотронов, использующих тип волны Н₀₁ в прямоугольном волноводе является наличие диэлектрической (кварцевой или керамической) разрядной трубы. В любом случае наличие диэлектрического элемента в конструкцию мощного плазмотрона снижает временной ресурс последнего. Необходимость в разрядной трубе в обсуждаемой микроволновой системе возникает из того факта, что в данной конструкции микроволновое излучение и газ распространяются по различным магистралям. Излучение распространяется по прямоугольному волноводу, разряд формируется в пересекающей волновод цилиндрической разрядной трубе, стенка которой должна быть прозрачной для микроволнового излучения. Цельнометаллическая конструкция, естественно, выглядит предпочтительнее. Понятно, что переход к цельнометаллической конструкции может быть осуществлен на пути совмещения устройств для распространения излучения и газа в единый конструкционный элемент. Первым условием для этого должно быть использование круглых волноводов и типов волн в них, которые возбуждаются излучением в прямоугольных волноводах с помощью несложных переходных устройств, т.е. волна типа Н₁₁.

Стремление создать промышленный плазмохимический модуль большей единичной мощности в микроволновом плазмотроне связан с проблемой создания СВЧ-генератора большой единичной мощности. Суммирование мощностей от отдельных генераторов на единый плазмотрон помогает до известного предела в решении этой проблемы. В принципе возможно доведение уровня единичной мощности магнетронного генератора до 1 МВт на частоте 0,9 ГГц. Уменьшение частоты генератора также приводит к возможности увеличить мощность единичного плазмохимического модуля за счет увеличения при этом мощности единичного генератора. Радикальный вариант - вообще переход к другому частотному диапазону при выходе разработки на промышленный уровень [15, с.1135].

На сегодняшний день решены принципиальные вопросы создания плазменно-мембранных установок для переработки сероводорода.

Испытания, проведенные на опытно-промышленных стендах, показали, что с помощью данного плазмохимического метода возможно проводить полную переработку сероводорода и при этом получать серу и водород с весьма низкими энергозатратами - порядка 1кВт*час/м3 водорода + 1,4 кг серы.

Водород и сера в газоперерабатывающей и нефтяной промышленности могут рассматриваться как дополнительные ценные и сравнительно дешевые продукты переработки [12, с.17].

3.3 Перспективы развития переработки нефти в России

Российская нефтеперерабатывающая промышленность находится на переломном этапе своего развития. В ее эволюции прослеживается явная зависимость от мирового рынка нефти и особенностей развития и реформирования национальной экономики. Особо остро в настоящее время стоят проблемы увеличения глубины переработки нефти и обеспечения загрузки отечественных нефтеперерабатывающих заводов. Наблюдается также и определенный перекос в экспортной ориентации отрасли, связанный с экономической регулирующей политикой государства. Корпоративная структура отрасли монополизирована и ее развитие подчинено интересам крупным вертикально интегрированным нефтяным компаниям. В долгосрочной перспективе актуальными останутся такие направления развития российской нефтеперерабатывающей промышленности, как: улучшение качества производимых моторных топлив с приближением его к новым европейским стандартам; наращивание глубины переработки на основе новейших технологий; тенденция утверждения зависимости роста объемов нефтепереработки от объемов потребления автомобильных бензинов в стране и возможностями экспорта их избытков в страны Европейского союза и Азиатско-Тихоокеанского региона; интенсификация сроков обновления ввода новых мощностей и замены имеющихся технологических установок. В настоящей публикации проанализированы показатели, характеризующие современное состояние российского сектора нефтепереработки, а также комплекс проблем, с которыми сталкиваются отечественные производители нефтепродуктов в условиях интеграции российской экономики в современную систему мирохозяйственных связей [24, с.2].

В системе нефтяной промышленности каждая из ее пяти сфер (геологоразведка, добыча, транспортировка, переработка, сбыт) играет одинаково важную роль, поскольку неполадки в любой из них неизбежно тормозят эффективность функционирования нефтяного комплекса страны, являющегося флагманом и локомотивом развития российской экономики. В данной работе мы попытаемся дать краткую характеристику основных тенденций, противоречий и перспектив развития двух сфер нефтяного комплекса Рос- сии -- транспортировки и переработки нефти. Если первая сфера, будучи государственной монополией, динамично и успешно развивается, то вторая продолжает оставаться в хроническом застое, требуя огромных государственно-частных инвестиций [26, с.176].

Кроме того, в нашей стране добывается 523 млн. т нефти, а перерабатывается лишь 44,7%. Поэтому налицо такой структурный перекос добычи нефти и ее переработки, свидетельствующий скорее о физической невозможности нефтепереработки, о нехватке мощностей на существующих НПЗ. Одновременное нарастание конкуренции в секторе нефтепереработке является общемировой тенденцией. Возникновение новых производств и развитие существующих мощностей, ликвидация малых предприятий и старых технологических процессов характерно для практически всех стран (по крайней мере, развитых) [16, с.35].

Мощность российских НПЗ невысока, однако гораздо глубже и острее - требования о наращивании глубины переработки, заложенные в Энергетической стратегии нашей страны до 2030 г.: к 2015. г. этот показатель должен возрасти до 83%, а к 2030 г. - до 90%. Поэтому рост мощностей НПЗ должен идти параллельно структурным изменениям в самой нефтепереработке, а это требует серьезный планомерных инвестиций, поскольку в рамках каждого НПЗ все процессы переработки довольно тесно взаимоувязаны [36, c.190].

В настоящее время российский сектор нефтепереработки характеризуется отставанием уровня нефтепереработки от объема добычи исходного сырья. Такая ситуация явилась следствием специфики развития отрасли в годы СССР, когда во главе угла стояло увеличение объемов добычи нефти, а большая часть добычи была экспортоориентированна. На НПЗ практиковались в основном установки по первичной переработки с каталитическим риформингом бензина и неглубокой гидроочисткой дизельного топлива, а вторичным углеводородам уделялось гораздо меньше внимания. В итоги, если, например, мощности по каталитическому крекингу составляют в США 35% от совокупного объема нефтепереработки, то в России - лишь 6,6%. Аналогичный показатель по гидрокрекингу составляет в США и России 9 и 0,4% соответственно [25, с.205].

Среди группы среднетехнологичных отраслей нижнего яруса необходимо отметить самые высокие показатели инновационной активности организаций именно у нефтеперерабатывающей промышленности - этот показатель в последние годы находится на уровне 30-35%, тогда как, например, у металлургии - 25, судостроения - около15, химической промышленности - около 12%.

Существенное влияние на развитие сектора нефтепереработки оказывает имеющаяся проблема воспроизводства запасов нефти. Крупнейшие компании, на которые приходится 90% всей добычи нефти, столкнулись с проблемой снижения добычи в результате многолетней выработки месторождений. Поэтому в России, во-первых, налицо исчерпание потенциала роста добычи, а, во-вторых, снижается мотивация ВИНК к осуществлению геологоразведочных работ и удержанию темпов нефтедобычи в условиях того, что рентабельность сырьевого экспорта ограничена, а емкость внутреннего рынка нефти стабильна [24, с.2].

В последние годы в России наблюдается прирост (хотя и не всегда стабильный) суммарных производственных мощностей по переработке нефти, что можно связывать с ужесточением экологических стандартов. Объем первичной переработки нефти (288 млн. т в год) и уровень загрузки мощностей НПЗ (95%) достигли максимальных уровней за последние двадцать лет, однако глубина переработки нефти при этом не возрастает. Это показано на рисунке 12 [29, с.1].

Рисунок 12 - Соотношение некоторых показателей развития нефтеперерабатывающей промышленности РФ в 1990-2012 годах

Рост объемов нефтепереработки обусловлен преимущественно увеличением спроса на авиационный керосин и автомобильный бензин, производство которых составило 10 и 38 млн. т соответственно и приблизилось к показателю 1990 г. Одновременно наблюдалось некоторое снижение производства дизельного топлива в 2011-2012 гг. Пошлины на экспорт темных не смогли остановить рост экспорта мазута.

Наконец важно учесть, что около 50% всей нефти подвергается переработке по мазутной схеме с глубиной конверсии, не превышающей 70%, а загрузка НПЗ находится на низком уровне. Поэтому резервы роста отбора светлых нефтепродуктов на российских НПЗ оцениваются на уровне до 40 млн. т в год при сегодняшнем объеме переработки в 200 млн. т в год [20, с.233].

На заре реформирования экономики нашей страны основными целями создания вертикально интегрированных нефтяных компаний (ВИНК) была активизация привлечения инвестиций в модернизацию НПЗ, однако последняя началась лишь спустя десятилетие (пионером стал Рязанский НПЗ), и лишь спустя два десятилетия началась масштабная модернизация НПЗ. Всего с 2005 г. в отрасль было инвестировано около 1 трлн. рублей, при этом речь идет о том, что многим крупным компаниям лишь удалось «подтянуть» свои НПЗ до среднемирового уровня и лишь единицам - до европейского. Масштабные инвестиции для НПЗ будут необходимы и в будущем, и они будут связаны с необходимостью увеличения уровня переработки выхода светлых нефтепродуктов, повышения технологической сложности НПЗ, решения насущной проблемы дисбаланса в производстве отдельных видов нефтепродуктов, нарастания конкуренции в отрасли.

Положительными примерами являются строительство нового современного нефтеперерабатывающего комплекса компании «Татнефть» (комплекс «ТАНЕКО» в г. Нижнекамск) и строительство компанией «Роснефть» нового НПЗ на территории действующего Туапсинского НПЗ, на котором в 2013 была введена в эксплуатацию установка по первичной переработке нефти производительностью 12 млн. тонн в год. В результате реализации данного проекта индекс Нельсона увеличится до 9, а глубина переработки - до 98,5%. Следует указать, что данный индекс отражает степень технической сложности НПЗ: в настоящее время в нашей стране он равен 4,4, а, например, в среднем по странам ЕС он составляет 6,5, в странах Азии в среднем - 4,9, в США - 9,5 [13, с.89].

Эксперты прогнозируют системный риск для российского рынка нефтепродуктов ввиду роста экспортной пошлины на нефтепродукты (с 66 до 100%), который способен привести к существенному ухудшению российских НПЗ с высоким удельным весом в структуре производства темных нефтепродуктов. Также указывается такая проблема, как невысокие темпы прироста продукции российского сектора нефтепереработки. В стране мало крупных нефтеперерабатывающих проектов, которые будут способствовать как росту качества, так и диверсификации продукции. При этом основная часть таких проектов будет реализована лишь в 2017-2020 гг., в рамках запланированного концепцией развития нефтяной отрасли РФ до 2020 года ввода новых мощностей по переработке высокосернистой нефти.

4. Мировые объёмы добычи нефти

Нефтяная промышленность - ведущая отрасль мировой топливно-энергетической промышленности. Она очень сильно влияет на все мировое хозяйство, а так же на мировую политику. Нефтяная промышленность отличается очень большой капиталоемкостью; достаточно сказать, что общее число действующих ныне в мире эксплуатационных нефтяных скважин приближается к миллиону.

Рисунок 13 - Доля крупнейших десяти нефтедобывающих стран в мировой добыче 2014 года по данным ОПЕК

По данным Центрального диспетчерского управления топливно-энергетического комплекса РФ (ЦДУ ТЭК), в 2010 году Россия добыла около 505,2 млн. тонн нефти, в 2011 году - 511,4 млн. тонн (или около 10,4 млн. баррелей в день, при 1 барреле равном ? 0,1347 тонн нефти). По данным Министерства энергетики РФ добыча нефти (с газовым конденсатом) в 2012 году выросла на 1,3%, составив 517,97 млн. тонн [31, с.374].

В 2013 году Россия вернула себе лидирующее место и заняла первое место по добыче нефти в мире. По данным ЦДУ ТЭК, в 2013 году Россия добыла рекордные с 1990-х годов 523,3 млн. тонн нефти (или более 10,64 млн. баррелей в день, при 1 барреле равном ? 0,1347 тонн нефти).

Рисунок 14 - Нефтедобывающие страны и регионы мира

Нефтедобывающие страны и регионы мира

1. Страны ОПЕК;

2. Североморские нефтедобывающие страны;

3. Нефтедобывающие штаты США;

4. Нефтедобывающие провинции Канады;

5. Прочие крупные нефтедобывающие страны (Россия, Китай, Мексика, Бразилия);

6. Прочие нефтедобывающие страны.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии).

С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 - январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70-75%, а в США - до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности [33, с.170].

Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 - 2010 гг. национальные компании - Sinopec, PetroChina и CNOOC - ввели в эксплуатацию пять новых и модернизированных НПЗ в Фуцзяне, Тьянине, Хойчжоу, Душаньцзы и Фушуне, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки. В конце февраля 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки [32, с.361].

Россия так же развивается в этом направлении. В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Предыдущие пять лет можно назвать золотым веком нефтепереработки. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т.о. к 2013 г. ставки должны сравняться и будут составлять 60% от пошлины на нефть) и дифференциация акцизов на автомобильный бензин и дизельное топливо в зависимости от качества, разработаны стратегия развития отрасли до 2020 г. развития нефтепереработки с объемом инвестиций ~1,5 трлн. руб. и генеральная схема размещения объектов нефтегазопереработки, а также представлена система технологических платформ для ускорения разработки и внедрения конкурентоспособных на мировом рынке отечественных технологий нефтепереработки [35, c.589].

В документах по стратегии развития нефтеперерабатывающей отрасли отмечен опережающий рост по производству и потреблению дизельного топлива с увеличением реализации на внутреннем рынке до 45 млн. т/год. Прогнозируется стабилизация производства топочного мазута на уровне 13 - 14 млн. т/год и перераспределение его потребления в сторону бункеровочного топлива [34, с.68].

В рамках стратегии предполагается увеличение глубины переработки нефти до 85%. К 2020 г. планируется, что качество 80% выпускаемого бензина и 92% дизельного топлива будут соответствовать ЕВРО 5. При этом следует учитывать, что в Европе уже к 2013 г. будут введены более жесткие, экологические требования к топливам, соответствующие Евро 6. Тем не менее среди планируемых к строительству компаниями 57 новых установок по улучшению качества: по гидроочистке, риформингу, алкилированию и изомеризации. Модернизация заводов с целью выполнения требований регламента в первую очередь связана с увеличением доли процессов, улучшающих качество нефтепродуктов. А углубляющие процессы отошли на второй план, их внедрение отодвинулось на более отдаленную перспективу.

Для решения стратегических задач по развитию нефтепереработки России необходимо усиление роли государства, прежде всего в части жесткого контроля за реализацией основных положений техрегламента на нефтепродукты; совершенствование таможенного и налогового регулирования нефтепереработки с целью стимулирования производства нефтепродуктов с высокими потребительскими свойствами и углубления переработки нефти; а также обеспечение производства высокотехнологичной продукцией за счет внедрения новых инновационно-направленных российских разработок.

Заключение

На данный момент нефть и газ являются одной из основ российской экономики, важнейшим источником экспортных поступлений страны. В силу конкурентных факторов Россия на сегодняшний день не способна существенно увеличить долю готовых изделий и, прежде всего машинотехнических, в своем экспорте. Экспорт жидких углеводородов останется в ближайшем будущем основным источником внешнеторговых валютных поступлений и, следовательно, основным источником финансирования импорта. Импорт необходим не только для наполнения потребительского сектора экономики страны, но и для обеспечения развития промышленной и сельскохозяйственной базы за счет ввоза современных высокотехнологичных и эффективных инвестиционных товаров.

Итак, в ходе всего процесса очищения нефть превращается в более чем 2000 полезных продуктов. Не многие это знают. Для большинства нефть - это синоним топлива. И, действительно, сегодня на энергии нефти работают миллионы машин и различных механизмов, жизнь без которых для нас немыслима. Когда-то, начав использование металлов, человечество перешло от каменного к бронзовому, а затем к железному веку. Без преувеличения исторической значимости нефтепродуктов, можно сказать, что сейчас мы живем в углеводородном веке. По сути, на нефти построена вся современная цивилизация.

На развитие нефтепереработки и нефтехимии во всем мире сегодня оказывают большое влияние такие факторы, как утяжеление сырья, ухудшение его качества, изменение состава. Существенное увеличение в средне- и долгосрочной перспективе доли тяжелого сырья и битуминозных нефтей приводит к необходимости создания технологий, направленных на превращение природных битумов, высоковязких и матричных нефтей, керогенсодержащих материалов, нефтей из сложных коллекторов, нефтяных песков, сланцев в пригодную к транспортировке и переработке так называемую синтетическую нефть или смесь углеводородов. При этом наблюдается некоторый сдвиг структуры использования углеводородных ресурсов, например, в сторону газов в качестве источника жидких углеводородов, а также использования сжиженного природного газа (СПГ) в качестве топлива для судов. Появление на мировом энергетическом рынке сланцевого газа, нефтей из низкопроницаемых пород, использование биомассы и других видов альтернативного сырья также оказывают серьезное влияние на нефтяную, газовую и нефтехимическую отрасли.

Проанализировав учебные пособия, учебники, статьи, некоторые патенты мы выяснили, что в наше время есть три основных направления переработки нефти: топливное, топливно-масляное и нефтехимическое.

Также мы выяснили, что для переработки нефти необходимы деэмульгаторы, для которых мы предоставим основные требования:

– они должны обладать максимально высокой деэмульгирующей активностью;

– быть биологически легко разлагаемы;

– нетоксичными;

– дешевыми, доступными;

– не должны обладать бактерицидной активностью (от которой зависит эффективность биологической очистки сточных вод) и корродировать металлы.

В рамках учебной практики реализованы все поставленные задачи:

- Произведён информационный поиск с использованием следующих информационно-поисковых систем (приложение 1).

- В результате поисковой работы и верификации собрана информация из учебных пособий, учебников, статей, публикаций, патентов, которые описаны в библиографическом списке.

- Изучено понятие переработка нефти.

- Исследовано применение ультразвуковых волн, которые в свою очередь дополняют электрическое поле, что улучшает и сокращает время проведения процесса переработки нефти.

- Выявлены перспективные направления развития переработки нефти.

Библиографический список

1. Александрова, В.И. Классификация продуктов и переработки нефти / В.И. Александрова - М.: Издательство Московский государственный горный университет, 2009. - С. 20-30.

2. Афиногентов, А.А. Структурно-параметрический синтез многоконтурной системы автоматического управления технологическим процессом первичной переработки нефти / А.А. Афиногентов, Ю.Э. Плешивцева, С.П. Сетин, А.С. Снопков // Добыча, транспорт и переработка нефти и газа. - Самара. - 2013. - С. 170-175.

3. Ахметов, С. А. Технология глубокой переработки нефти и газа: учебное пособие для вузов / С.А. Ахметов. - Уфа: Гилем, 2002. - 673 с.

4. Бурлака, В.Г. Базовые инновации технологического прорыва в нефтеперерабатывающей промышленности / В.Г. Бурлака - М.: ГУ «Институт экономики и прогнозирования НАН Украины», 2008. - С. 5-8.

5. Викарчук, А.А. Технология и оборудование для обработки нефти и переработки твердых нефтешламов и жидких нефтеотходов / А.А. Викарчук, И.И. Растегаева, Е.Ю. Чернохаева // Вектор науки ТГУ - 2012. - №3. - С. 70-75.

6. Габдуллин, А.А. Процесс переработки тяжелого нефтяного сырья / А. А. Габдуллин, Н.Л. Солодова, Е.А. Емельянычева // Вестник Казанского технологического университета. - 2015. - №3. - С. 164-166.

7. Гарифзянова, Г.Г. Переработка тяжелой фракции высокосернистой нефти в плазме водяного пара и водорода / Г.Г. Гарифзянова // Химия и химическая технология. - 2006. - Том 1. - №5 - С. 82-84.

8. Гречихина, Н.А. Совершенствование процесса первичной переработки нефти / Н.А. Гречихина // Ученые заметки ТОГУ. - 2013. - Том 4 - №4 - С. 1221-1226.

9. Гринишин, О.Б. Характеристика и направления переработки тяжёлых высокосернистых нефтей / О.Б. Гринишин, Ю.Я. Хлибишин // Технологии органических и неорганических веществ. - 2013. - №2 - С. 27-31.

10. Давиденко, Л.М. Современные тенденции промышленной интеграции в нефтехимии и нефтепереработке / Л.М. Давиденко // Вестник Омского университета. Серия «Экономика». - 2014. - №3. - С. 130-135.

11. Иванов, В.Н. Высокоэффективные плазменные технологии для нефтяной и газовой промышленности / В.Н. Иванов и др.// Экспозиция нефть газ. -2010. - №7. - С. 13-17.

12. Калинин, А.А. Возможные направления совершенствования переработки нефти в России / А.А. Калинин, А.А. Калинин // Отрасли и межотраслевые комплексы. - 2007. - С. 85-90.

13. Капустин, В.М. Технология переработки нефти. Часть вторая. Деструктивные процессы / В.М. Капустин, А.А. Гуреев // Издательский дом «Колос», - 2007. - 334 с.

14. Корнилов, А.М. Проблемы повышения использования нефти при переработке / А.М. Корнилов, С.Ю. Мурашкина // Ученые заметки ТОГУ. - 2014. - Том 5 - №4. - С. 1137-1140.

15. Курочкин, А.К. Новые интегрированные конфигурации современного НПЗ III-го уровня глубины переработки / А.А. Курочкин, А.В. Курочкин, Р. Н. Гимаев, А.А. Курочкин // Территория нефтегаз. - 2006 - №8. - С. 60-65.

16. Курочкин, А.К. Установка безостаточной переработки тяжелых нефтей на промыслах облегченную товарную нефть и дорожные битумы / А.К. Курочкин // Территория нефтегаз. - 2009. - №12. - С. 32-37.

17. Leffler William L. Petroleum Refining. Second edition / William L. Leffler. - М.: Олимп-Бизнес. - 2004. - 224 с.

18. Лукоил нефтяная компания - [Электронный ресурс]

19. Мановян, А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: учебное пособие для вузов; 2-е издание. / А.К. Мановян - Химия - 2001. - 568 с.

20. ООО Сургутнефтьгаз - [Электронный ресурс]

21. Оразова, Г.А. Вариант переработки нефтей месторождений Кенкияк и Жанажол / Г.А. Оразова // Вестник АГТУ. - 2008 - №2(43). - С. 232-234.

22. Паршин, А.А. Особенности добычи и переработки высоковязких нефтей / А.А. Паршин // Геология, география и глобальная энергия. - 2008 - №3(30). - С. 101-102.

23. Портал аналитической химии - [Электронный ресурс]

24. Справочник химика - [Электронный ресурс]

25. Соломонов, А.П. Эволюция, структура и современные параметры развития российской нефтеперерабатывающей промышленности / А.П. Соломонов // Интернет-журнал «Науковедение». - 2014 - №6(25). - С. 6.

26. Стремиться к большему - Годовой отчет за 2014 год - [Электронный ресурс]

27. Уразгалиев, А.В. Перспективы развития транспортировки и переработки российской нефти / А.В. Уразгалиев // Вестник санкт-петербургского университета. - 2009. - №1. - С. 176-179.

28. Халикова, Д.А. Обзор перспективных технологий переработки тяжелых высоковязких нефтей и природных битумов / Д.А. Халикова, С.М. Петров, Н.Ю. Башкирцева // Вестник Казанского Технологического Университета - 2013. - Том 16. - №3. - С. 217-220.

29. Ширикина, Е.В. Автоматизация технологического процесса переработки нефти / Е.В. Ширикина, Д.В. Майстер, В.В. Шатунов // Статья. - 2001. - С. 1.

30. Robert A. Meyers. Handbook of Petroleum Refining Processes/ A. Meyers Robert// Second edition - 1996 - 538 с.

31. Zaikin, Y.A., Zaikina, R.F. Upgrading and Refining of Crude Oils and Petroleum Products by Ionizing Irradiation/ Y.A. Zaikin, R.F. Zaikina// Article number 34 - June 2016 - 374 c.

32. Kim, I., Refining the prize: Chinese oil refineries and its energy security/ Kim, I.// Volume 29 - Issue 3 - 26 May 2016 - 361-386 c.

33. Poblacion, J., Serna, G. Is the refining margin stationary?/ Poblacion, J., Serna, G.// - Volume 441- July 2016 - 169-186 c.

34. Wang, W.C. Techno-economic analysis of a bio-refinery process for producing Hydro-processed Renewable Jet fuel from Jatropha/ Wang, W.C.// Volume 95 - September 2016 - 63-73 c.

35. Archer, M., Szklo, A. Can increasing gasoline supply in the United States affect ethanol production in Brazil?/ Archer, M., Szklo, A.// Volume 95 - September 2016 - 586-596 с.

36. Minozzo, M.G., Licodiedoff, S., Waszczynskyj, N. Physicochemical and sensory characterization of refined and deodorized tuna by-product oil obtained by enzymatic hydrolysis/ Minozzo, M.G., Licodiedoff, S., Waszczynskyj, N.// Volume 207 - September 2016 - 187-194 с.

37. Gholami, M., Panjeshahi, M.H. Tahouni, N., Integration of flare gas with fuel gas network in refineries/ Gholami, M., Panjeshahi, M.H. Tahouni, N.// Volume 111 - September 2016 - 82-91 с.

Размещено на Allbest.ru