автореферат диссертации по химической технологии, 05.17.07, диссертация на тему:Разработка оптимальной схемы переработки карбоновых и девонских нефтей Татарстана

003464Э14

На правах рукописи

ВАСИЛЕНКО ВЛАДИСЛАВ ВАСИЛЬЕВИЧ

РАЗРАБОТКА ОПТИМАЛЬНОЙ СХЕМЫ ПЕРЕРАБОТКИ КАРБОНОВЫХ И ДЕВОНСКИХ НЕФТЕЙ ТАТАРСТАНА

05.17.07 - Химия и технология топлив и специальных продуктов

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

. . ■ -л ""^Ч

г "

Москва-2009

003464914

Работа выполнена на кафедре Технологии переработки нефти Российского Государственного Университета нефти и газа имени И.М. Губкина и в ОАО «Татнефть»

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

доктор технических наук, профессор Капустин Владимир Михайлович доктор технических наук, профессор Хавкин Всеволод Артурович доктор технических наук, профессор Спиркин Владимир Григорьевич

Ведущая организация:

ГУП «Институт нефтехимпереработки Республики Башкортостан »(ГУП ИНХП РБ).

Защита состоится «28» апреля 2009 года в 15 часов в ауд. 541 на заседании диссертационного совета Д 212.200.04 при Российском Государственном Университете нефти и газа им. И.М. Губкина по адресу: 119991, г. Москва, ГСП-1, Ленинский проспект, 65.

С диссертацией можно ознакомиться з библиотеке РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина

Автореферат разослан 2009 г.

Ученый секретарь диссертационного совета Д 212.200.04, доктор технических наук, профессор

.3. Сафиева

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность работы. В России сырьевые ресурсы высокосернистых тяжелых нефтей уже сегодня превышают 50 % в общем балансе разведанных запасов нефти. Ввод в промышленную разработку таких месторождений и переработка этих нефтей, потребуют значительных инвестиционных вложений и применения нетрадиционных технологий. В последние годы доля высокосернистых нефтей, добываемых в республике Татарстан, увеличивается, и к 2015 году составит 2/3 в общем балансе добываемых нефтей. Выход прямогонных фракций из высоковязких нефтей меньше, а содержание серы может достигать 4,5 % и более. Переработка подобных нефтей с целью получения го них высококачественных продуктов требует детального изучения их состава и свойств, разработки рациональных технологических схем и совершенных технологических процессов, обеспечивающих необходимый комплекс эксплуатационных и экологически безопасных свойств.

Преимущества создания новых крупнотоннажных заводов очевидны, однако из-за значительных объемов финансирования в России перспективы такого пути ограничены. Существенный положительный результат достигается при совмещении нефтепереработки с нефтехимией, позволяющий заметно повысить экономическую эффективность производства в целом.

Строительство нового Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств в Нижнекамске является одним из важнейших федеральных проектов, долевое финансирование которого осуществляет государство. Ввод в строй этого Комплекса должен позволить производить не только нефтепродукты европейского качества, но и заметно улучшить качество продаваемой на экспорт нефти «юралс» за счет сокращения в ней доли высокосернистой нефти.

Настоящая работа посвящена разработке схемы переработки карбоновых и девонских нефтей Татарстана, и является важной и актуальной научно-

технической проблемой.

Цель и задачи работы. Цель настоящего исследования состояла в разработке оптимальной схемы переработки высокосернистых нефтей татарских месторождений, переработка которых имеет для России стратегическое значение.

Для достижения поставленной цели при обеспечении максимальной рентабельности было необходимо:

- провести исследование и квалификацию девонской, карбоновой нефтей и их смеси; получить данные по количеству и индивидуальному составу узких фракций нефтей. Обосновать выбор направлений переработки отдельных фракций нефти и осуществить оценку качества сырья для вторичных процессов и товарных продуктов с учетом результатов предварительных маркетинговых исследований, обосновывающих максимальное производство реактивного и дизельного топлив при ограниченных объемах получения товарного бензина.

- проанализировать различные варианты технологических схем глубокой переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана. Главные различия между рассматриваемыми вариантами - способы использования остатка вакуумной перегонки нефти (гудрона) с учетом величин капитальных затрат по каждой установке.

- провести сравнительный технико-экономический анализ вариантов по объему капиталовложений, доходам от эксплуатации, внутренней норме прибыли и срокам окупаемости капиталовложений.

Научная новизна.

- Исследованы и квалифицированы карбоновая, девонская нефти и их смесь; получены данные по количеству, углеводородному составу и свойствам татарских нефтей и их узких фракций.

Показано, что смеси с карбоновыми нефтями Татарстана характеризуются аномальным характером изменения свойств. При смешении

изменяются условия формирования надмолекулярных структур, и происходит перераспределение углеводородных соединений между фазами. Компаундирование этих нефтей должно осуществляться с учетом коллоидно-химических свойств смесей нефтей на основе принципов физико-химической механики нефтяных дисперсных систем.

- Определены возможности выработки и потенциальное содержание реактивного и дизельного топлива, а также сырья для вторичных процессов из карбоновой нефти Татарстана и ее смеси с девонской нефтью.

- Разработана поточная технологическая схема для переработки татарских высокосернистых битуминозных нефтей, обеспечивающая получение конкурентоспособной продукции, соответствующей современным экологическим требованиям.

Практическая ценность. Исследования позволили:

- обосновать выбор направлений переработки карбоновых нефтей и ее смеси, осуществить оценку качества сырья для вторичных процессов и товарных продуктов с учетом результатов предварительных маркетинговых исследований, обосновывающих максимальное производство реактивного и дизельного топлив при ограниченных объемах получения товарного бензина.

- разработать поточную технологическую схему, которая позволит перерабатывать высокосернистые битуминозные нефти Татарии, обеспечивая получение конкурентоспособной продукции. Ввод в строй этого комплекса позволит производить не только нефтепродукты и сырье для нефтехимической промышленности европейского качества, но и существенно улучшить качество экспортной нефти «юралс» за счет сокращения в ней доли высокосернистых компонентов.

Предложенный вариант принят к реализации при разработке «Обоснований инвестиций в строительство Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств в Нижнекамске». Экономический эффект от

внедрения разработок составит свыше 1960 млн. рублей.

Апробация работы. Основное содержание работы доложено и обсуждено на следующих научных конференциях: на 6-ом Международном форуме «Топливно-энергетический комплекс России», 11-13.04.2006, С-Петербург; 7-ой Всероссийской научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России», 29-30 января 2007, Москва.

Публикации. По материалам диссертации опубликовано 4 печатных работы, в том числе 2 статьи, 2 тезиса докладов на конференциях.

Объем и структура диссертации. Материал диссертации изложен на 237 страницах, состоит из введения, 5 глав, выводов, 13 приложений и списка литературы (159 наименований), включает 26 рисунков и 78 таблиц. ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность проблемы, определена цель и практическая значимость работы.

В первой главе проведен анализ современного состояния и тенденции развития переработки нефти в мире, рассмотрены состояние и пути развития нефтепереработки в России. Отмечено, что на современном этапе развития отрасли, повышение качества нефтепродуктов - важнейший фактор развития нефтепереработки. НПЗ будущего будет представлять собой топливно-химико-энергетический комплекс.

Нефтеперерабатывающая промышленность России удовлетворяет в настоящее время потребности страны. В ближайшие 10-15 лет нефтепереработка России будет находиться под воздействием экологического фактора и ужесточением требований техники к потребительским свойствам нефтепродуктов. Значительное воздействие на деятельность нефтяных компаний в России будут оказывать национальные программы перехода к качеству топлив по стандартам ЕС.

Во второй главе приведены результаты исследования карбоновых,

девонских нефтей Татарстана и их смеси по унифицированной программе исследования нефтей ВНИИ НП. Информация о свойствах товарных нефтей и качестве узких фракций нефти является основой всех перспективных прогнозов и проектных разработок. Результаты исследований включают физико-химическую характеристику нефти, фракционный состав нефти, возможности выработки и потенциального содержания нефтепродуктов и сырья для вторичных процессов переработки. Сравнительная физико-химическая характеристика карбоновой, девонской нефтей и их смеси (табл.1) показывает, что эти нефти по сравнению с товарной смесью Западно-Сибирских нефтей характеризуются высоким содержанием серы, смол силикагелевых, несколько меньшим содержанием фракций, выкипающих до 200 и до 300 °С. Вязкостно-температурная характеристика нефтей приведена на рис. 1.

С целью определения потенциального содержания и выделения фракций для исследования, нефти перегонялись в аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85 (аналогичный стандарт США - 0-2892) до температуры 520°С с отбором 10-градусных фракций. Остаток выше 400°С был разогнан при глубоком вакууме по методике ГрозНИИ до температуры 540°С. Индивидуальный углеводородный состав газов до С4, растворенных в нефти, содержание в нефти сероводорода и фракций 28-140°С и 140-180°С определялись методом газожидкостной хроматографии. Групповой углеводородный состав фракций до 300 °С определялся методом анилиновых точек. Структурно-групповой состав фракций от 300до540°С изучался методом «п - <1-М».

Девонская нефть - содержит (в % масс.) серы 1,80, парафина 4,4, смол силикагелевых 13,5, асфальтенов 2,7. Выход фракций до 350°С составляет 44,3, до 540°С - 73,2% масс. Во всех фракциях до 300°С преобладают парафиновые углеводороды. По мере утяжеления фракции содержание ароматических углеводородов возрастает от 2,3 до 29,6; содержание нафтеновых углеводородов находится в интервале 21,9- 28,5%.

Таблица 1. Характеристика карбоновой, девонской нефтей и их смеси.

Показатели Девонская Карбоновая Смесь

нефть нефть нефтей 1:1

Плотность при 20°С, кг/м3 872,5 912,7 896,2

Молекулярная масса 290 317 300

Кинематическая вязкость при 50°С, 8,62 36,7 17,36

мм^с

Температура застывания, °С -28 -20 -10

Кислотное число, мг КОН/г 0,01 0,14 0,11

Давление насыщенных паров, кПа 24,6 18,5 20,8

Коксуемост ь, % масс. 4,5 7,2 5,0

Температура вспышки °С :

- в открытом тигле 12 10 10

-в закрытом тигле <-35 <-35 <-35

Содержание, % масс.:

асфальтенов 2,7 4,0 3,5

смол силикагелевых 13,5 18,8 17,0

парафина С Тплавленкя = 52 °С 4,4 3,8 4,2

газа до С4 включительно 1,5 1,0 1,3

механических примесей 0,011 0,012 0,012

серы общей 1,80 3,8 2,7

азота общего 0,12 0,26 0,20

ванадия, ррт 46,9 160 104,7

никеля, ррт 28,9 59,5 35,6

железа, ррт 4,4 0,5 2,2

сероводорода, ррт <1,0 20,4 7,5

метилмеркаптанов, ррт <1,0 0 <1,0

этилмеркаптанов, ррт <1,0 2,3 1,0

Бензиновые фракции характеризуются низкими октановыми числами. Выход бензиновой фракции 28-180°С составляет 18% масс. Дистиллят 120-240°С по основным показателям качества соответствует нормам ГОСТ 10227 на реактивное топливо марки ТС-1 с температурой начала кристаллизации не

выше минус 60°С. Выход дистиллята реактивного топлива составляет 17,6% масс, на нефть.

Температура. С°

Рисунок 1. Вязкостно-температурная характеристика: нефтей: - девонская, :2- смесь,: 3 - карбоновая.

Рисунок 2. Температура застывания нефтей: 1 - девонской, 2 - карбоновой,

смесь.

Физико-химическая характеристика дизельных дистиллятов, отобранных в различных температурных пределах выкипания, показывает, что дистилляты 140-320 и 180-290°С по основным показателям качества соответствуют требованиям ГОСТ 305 на зимнее дизельное топливо с температурой застывания минус 35°С. Выход дистиллятов равен 28,4 и 17,2% масс., соответственно. Максимальный выход летнего дизельного топлива (дистиллят 140-370°С) равен 34,4% масс.,. Выход газойля 350-540°С составляет 28,9% масс, с содержанием серы 2,3%, коксуемость газойлей 0,28% масс. Остатки характеризуются высокими значениями плотности, вязкости и содержания серы. По данным анализа остатков определены выход и качество высокосернистого мазута марки 100. Этой марке соответствует остаток выше 350°С.

Карбоновая нефть - особо высокосернистая (3,8% масс, серы.), содержание парафина - 3,8%, высокосмолистая (смол силикагелевых - 18,8 асфальтенов - 4,0% масс.). Карбоновая нефть характеризуется более высокими

показателями плотности, вязкости, содержания асфальтенов и смол. Выход фракций до 350°С составил 31,0; до 520°С - 67,3% масс. На основе анализа полученных данных, было установлено, что одновременное получение керосина и летнего дизельного топлива практически невозможно, а «вырезка» зимнего дизельного топлива, позволяющая сохранить свойства летних дизельных топлив в пределах ГОСТ 305, составляет 3,2; для зимнего дизельного топлива 180-290°С только 5,3% масс. Целесообразность выработки реактивного топлива из карбоновой нефти вызывает большие сомнения. Характеристика остатков карбоновой нефти приведена в табл.2.

Исследованию смеси девонской и карбоновой нефтей в соотношении 1:1 (как и для исследования индивидуальных нефтей) предшествовало обезвоживание. При переработке девонской нефти следует ожидать сравнительно невысокой эмульсионное™, в случае карбоновой - высокой. Ожидается, что смеси нефтей будут характеризоваться промежуточной величиной эмульсионноста. Смесь нефтей - высокосернистая (2,7% масс, общей серы), парафиновая (4,2% масс, парафина), высокосмолистая (17% смол силикагелевых и 3,5% масс, асфальтенов)

При смешении нефтей различной природы, какими являются карбоновая и девонская нефти, свойства и выход продуктов различались по сравнению с выходом аналогичных фракций при раздельной перегонке этих нефтей. Результаты настоящих исследований подтвердили неаддитивный характер изменения температуры застывания смеси нефтей (рис. 2) и выхода фракций (табл. 3). При смешении изменились условия формирования надмолекулярных структур, что нашло отражение в неаддитивных изменениях температур застывания смесей в результате образования новой структуры кристаллов парафинов; в изменении выходов углеводородных фракций при перегонке. Известно, что нефтяные системы при смешении проявляют свойства самоорганизующихся систем. При сообщении системе определимого внешнего

импульса, она выходит из состояния равновесия и меняет свои параметры по принципу неравновесных колебаний, причем амплитуда колебаний и период этих колебаний зависят от состава исследуемой смеси и от ее инерционности. Структурные изменения, происходящие в нефтяных компаундах при смешении, повлекли за собой не только количественные изменения размеров частиц, но и качественные изменения химического состава надмолекулярных структур, что нашло отражение в выходах фракций (табл. 3).

Таким образом, определены возможность выработки и потенциальное содержание реактивного и дизельного топлива в отдельности по видам, а также сырья для вторичных процессов переработки нефти из карбоновой нефти и ее смеси с девонской. Для каждой нефти представлены состав и качество летнего

Таблица 2. Характеристика остатков карбоновой нефти.

Показатели Фракции, иС

>350 >500 >520

Выход, % масс. 69,0 39,5 32,7

Плотность при 20 °С, кг/м3 978,6 1000,0 1029,4

Вязкость условная, иВУпри 80°С 47,4 311,7 435,4

Температура застывания, иС 22 >50 >50

Содержание серы, % масс. 4,5 5,0 5,3

Коксуемость, % масс. 12,8 20,4 22,5

Содержание металлов, ррт

-ванадия 390,2 405,7 415,3

- никеля 110,3 150,6 161,0

Содержание асфальтенов, % масс. 6,0 10,2 13,7

Зольность, % масс. 0,10 0,18 0,20

дизельного топлива при одновременном получении керосина или зимнего дизельного топлива. Определена характеристика сырья для каталитического

-11 -

риформинга и каталитического крекинга.

Таким образом, полученные данные легли в основу оценки вариантов переработки карбоновых и девонских нефтей Татарстана.

Исследованные нефти можно классифицировать по п.4 ГОСТ Р-51858-2002 следующим образом (более подробная оценка дана в диссертации):

Показатели Девонская Карбоновая Смесь 1:1

Класс по массовой доле серы 3 высокосернистая 4 особо высоко сернистая 3 высоко сернистая

Тип по плотности 3 тяжелая 4 битуминозная 4 битуминозная

Вид по содержанию сероводорода и метили этилмеркаптанов 1 1 1

Третья глава посвящена сравнительной оценке вариантов технологических схем переработки татарских нефтей. При этом качество товарных продуктов должно соответствовать перспективным европейским стандартам, выход светлых нефтепродуктов на нефть должен быть выше 75% масс, на нефть. В вариантах учитывалось максимально возможное извлечение керосина, зимнего дизельного топлива при ограниченном получении бензина. Комплекс проектируется как энергонезависимое предприятие за счет добавления в его состав энерготехнологических блоков.

Для сравнительного анализа вариантов в основу была положена методология, которая неоднократно применялась фирмой «Фостер Уилер». Надо отметить, что эта методика не является полностью доказательной, ибо базируется на имеющихся эксплуатационных и технических знаниях,

Таблица 3. Выход и групповой углеводородный состав фракций смеси нефтей в соотношении 1:1.

Пределы выкипания, °С Выход на нефть, % масс. *) Содержание углеводородов, % масс.

Э Р И парафиновых нафтеновых ароматических

Газ до С4 1,32 1,25 +0,07 100 - -

28-62 2,49 2,37 +0,12 99,8 0,2 -

62-100 3,04 2,94 +0,10 74,3 24,2 1,5

100-120 2,03 2,07 -0,04 72,1 23,1 4,8

120-150 3,74 3,71 +0,03 70,5 21,9 7,6

150-200 6,25 6.45 -0,20 62,1 20,5 17,4

200-250 5,25 5,01 +0,24 52,5 25,1 22,4

250-300 8,00 7,86 +0,14 44,6 24,0 31,4

300-350 7,00 5,72 +1,28 40,1 25,0 34,9

<350 39,12 37,38 +1,74 - - -

350-520 28,78 31,29 -2,51 - - -

>520 32,10 31.33 +0.77 - - -

Всего 100 100 0 - - -

*) Э - экспериментальный; Р - расчетный (по правилу аддитивности); И - изменение.

а некоторые критерии оцениваются скорее с качественной стороны, чем количественной. Но в любом случае эта методика более предпочтительна, чем простой выбор лицензиаров. Принцип состоит в определении набора критериев, охватывающих весь диапазон важнейших технических, экономических, эксплуатационных и природоохранных показателей. Каждому из таких критериев приписывается определенный весовой коэффициент. Вместе с

результатами сравнения схем проводится оценка в баллах по каждому критерию по шкале от 0 до 10. В некоторых случаях это число поддается точному расчету с применением строгих методов, но в ряде случаев применяется качественный подход. Эти весовые коэффициенты и балльные оценки отражают относительную важность каждого фактора при выборе наиболее оптимальной схемы (табл. 4).

Затем по каждому критерию определяется его рейтинг (результат), получаемый умножением оценки в баллах на соответствующий весовой коэффициент. Сумма таких взвешенных оценок по всем критериям для каждой схемы (варианта) и служит главным критерием (основанием) для сравнения различных схем и альтернативных вариантов.

Разработанная схема Комплекса состоит из трех частей: нефтеперерабатывающего производства, комплекса глубокой переработкой нефти и нефтехимического производства. Анализ начинался с определения базового варианта, который был принят в качестве основы для разработки альтернативных вариантов. На основе базового было проанализировано несколько вариантов, отличающихся, в основном, схемой комплекса глубокой переработки нефти. Дополнительно, в связи с более низким требуемым объемом капиталовложений, была произведена оценка двух вариантов конфигурации, не содержащих устаноьку пиролиза. Установки комплекса первичной переработки нефти и ароматического комплекса во всех вариантах были приняты практически одинаковыми.

Главной задачей нефтеперерабатывающего производства и ароматического комплекса являлось получение дизельного топлива и ароматических углеводородов, используемых как сырье для нефтехимической продукции. Одним из важных вопросов являлся выбор наиболее эффективного пути для производства ароматических углеводородов: из продуктов установки риформинга или на установке пиролиза. В любом рассматриваемом случае,

потенциальным сырьем этих установок являлась легкая и тяжелая нафта. Однако в связи с высокой стоимостью установки пиролиза и установок производства полиолефинов рассматривалась целесообразность применения схем без установки пиролиза (т. е. без производства этилена и пропилена). Всего было рассмотрено 6 вариантов. Все рассмотренные варианты отличаются друг от друга только схемой комплекса глубокой переработки и производства олефинов. Во всех вариантах присутствуют одни и те же нефтеперерабатывающие установки, однако, в зависимости от варианта, образующиеся на них продукты используются по-разному. Главные различия между рассматриваемыми вариантами заключаются в способе использования остатка вакуумной перегонки нефти (гудрона).

Базовый вариант 1: флексикокинг с последующей когенерацией (совместным производством тепловой и электрической энергии). Утилизация остаточного кокса, имеющего очень высокое содержание серы и тяжелых металлов, вызывает большие трудности. Конфигурация была отклонена по природоохранным соображениям в связи с необходимостью сброса больших объемов зольного остатка.

Вариант 2: замедленное коксование с последующей газификацией нефтяного кокса в присутствии кислорода - сравнительно мало отличается от базового варианта. Недостаток — трудность обслуживания системы транспортировки твердого нефтяного кокса с установки коксования на газификацию.

Вариант 3: селективная деасфальткзация с последующей газификацией асфальта в присутствии кислорода - имеет ряд преимуществ (вырабатка электроэнергия, гибкость эксплуатации), однако он не был выбран в связи с высокими капитальными затратами.

Вариант 4: базовый вариант без производства олефинов на установке пиролиза. Образуются большие объемы нафты и вакуумного газойля,

реализуемые по низким ценам, что заметно снижает внутреннюю норму прибыли (IRR), поэтому вариант не столь привлекателен для инвесторов. Кроме того, из-за наличия установки флексикокинга в этой схеме ей присущи те же недостатки, что и базовому варианту.

Вариант 5: представляет собой вариант 2 без производства олефинов на установке пиролиза. Поэтому отличается низкими капитальными затратами. Как и в варианте 4, внутренняя норма прибыли также невелика. Положительным фактором варианта 5 является то, что используемая в этой схеме технология очень хорошо проверена практическим опытом и отличается высокой надежностью. Она имеет наибольшее количество баллов (табл.6). Недостатки: потоки нафты и вакуумного газойля продаются по низким ценам. В связи с этим в схему целесообразно добавить установку ККФ, работающую в режиме максимального производства олефинов, с целью более эффективного использования вакуумного газойля, а нафту использовать как один из компонентов при компаундировании бензинов.

Вариант 6: это модифицированный вариант 5, включающий в схему установку каталитического крекинга (ККФ) для обеспечения максимального производства пропилена и использования нафты как компонент бензина. Этот вариант выбран з качестве оптимальной схемы и детально разработан в диссертации.

В качестве примера приводится подробная расшифровка оценок на основе набора критериев оптимального варианта 6 (табл. 4). Конечные результаты оценок других вариантов без расшифровки отдельных критериев приведены в таблице 5.

Следует отметить, что, хотя технология глубокого каталитического крекинга и обеспечивает высокий выход пропилена, тем не менее, возможности продажи полипропилена на местном рынке .ограничены, в связи, с чем была ограничена мощность установки ККФ (не более 200 тыс. т/год пропилена).

Такой объем позволяет производить в необходимых количествах бензин ККФ.

Фракция С4 направляется на установку МТБЭ, где изобутилен реагирует с метанолом с образованием МТБЭ, который далее направляется на компаундирование бензинов или поступает на продажу на местные рынки. Рафинат с установки МТБЭ используется на установке алкилирования, где бутен-1 реагирует с изобутаном, содержащимся в сырье, и со свежим изобутаном с ГФУ. В любой из рассматриваемых схем комплекса предусматриваются вспомогательные установки: очистки дымовых газов; аминовой промывки; отпарки кислых стоков; производства водорода; производства серы.

В четвертой главе рассмотрены исходные данные для подбора технологических установок, материальные балансы процессов и мощности установок Комплекса.

Одной из основных целей строительства Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов является обеспечение максимального производства реактивного и дизельного топлив европейского качества. В первую очередь это достигается путем гидроочистки прямогонных дистиллятов, а именно, прямогонного керосина и прямогонного газойля. Дополнительное количество указанных дистиллятов производится путем переработки прямогонного вакуумного газойля на установке гидрокрекинга дистиллятов и переработки прямогонного гудрона на установке замедленного коксования на комплексе глубокой переработки нефти (КГПН). Легкий газойль коксования, получаемый на установке замедленного коксования, может поступать на установку гидроочистки дизельного топлива, установку гидрокрекинга тяжелых дистиллятов или установку каталитического крекинга (ККФ) после предварительной переработки и выделения на установке гидроочистки вакуумного газойля коксования. Объем газойля коксования, подаваемого на установку гидрокрекинга, не должен быть слишком большим —

Таблица 4. Расшифровка оценок оптимального варианта 6.

Критерии Весовой коэффи циет Оценка в баллах Резуль | Примечания таг i 1

Технические критерии

Технология 10 8 80 1 Все установки работают по простой широко I распространенной технологии.

Надежность 10 6 60 ' Потенциальные проблемы с техобслуживанием 1 аюемытранаюргаровкипефпшого кокса.

Энергопотребление 5 6 30 | Балльная оценка выражает среднее значение дня [ расходов охлаждоопдеи воды, злоароонергии, гала-! теплой веды и природного газа. Детальная разбивка , приводится в диссертации.

Размер и мошросгь установок 5 6 30 \ Мощность установки риформинга мала. Для 1 установки замедленного коксования потребуется : несколько коксовых камер.

Природоохранные кр«перии

Газообразные выбросы 10 7 70 Очистка дымовых газов ю когакрациошюй установи! и дымовых газов ККФ.

Жидкие и твердые отхода 5 6 30 Стоки из секции газификации требуют специальной очистки. Необходим сброс некоторого количества золы в остаточного кокса.

Токсичные и опасные для жизни продукты 15 8 120 | Только HiS, isik обьг шо дли любого ИГО. ! I

Финансовые критерии

Объем капиталовложений 15 7 105 Средний объем капигаловлоскешш

Чистая дисконтированная стоимость (NPV) 8 9 72 Самос высокое значение NPV.

Внутренняя норма прибыли (IRR) 15 10 150 Рассчятавдю значение IRR сравнимо с целевым 31ИЧвП!СА, 15%.

Прочие критерии

Опыт эксплуатации 8 7 56 Большой опыт эксгиуатации всех установок, кроме энергетической установки (мало работающих на коксс).

Опыт эксплуатации < 8 40 Высокий уровень интеграции благодаря возможности прошводаггь водород внутри акции ЛГУ и г&злфикации.

Гибкость 5 8 40 Каких-либо проблем не гш дался

ИТОГО 106 883

не более 10% от общего объема сырья установки гидрокрекинга. Такое ограничение принято с запасом, как заведомо обеспечивающее выполнение требований по цетановому числу европейского дизельного топлива. Гидроочищенный вакуумный газойль коксования после разделения распределяется между установкой гидроочистки дизельного топлива и установкой ККФ при ограничениях по мощности ККФ, связанной с производством пропилена, и с учетом доли газойля коксования в сырье гидроочистки, обеспечивающей получение дизельного топлива европейского качества.

Таблица 5. Сводные данные по критериям оценки вариантов.

Критерии Базовый вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5 Вариант 6

Технические 160 190 200 190 200 200

Природоохранны е 225 230 235 225 230 220

Финансовые 289 274 228 295 265 327

Прочие 97 136 145 102 136 136

ИТОГО 771 830 808 812 831 883

Степень превращения на установке гидрокрекинга принята равной 80%, так как это значение обеспечивает максимальный выход керосина и газойля при удовлетворительном выходе остатка, который затем подается на установку ККФ. Кроме того, такая глубина превращения обеспечивает удовлетворительные показатели по цетановому числу дизельного топлива и содержанию серы в сырье установки ККФ (примерно 100 ррт).

Другой задачей Комплекса является производство установленных объемов товарных продуктов: линейного алкилбензола (ЛАБ), полиэтилентерефталата (ПЭТФ), бензола. Эти ограничения определяют размеры

производства ароматических углеводородов и всего нефтехимического комплекса. Фактически, в рассматриваемом случае требуемый объем производства ПЭТФ определяет мощность установки каталитического риформинга.

Следующей целью Комплекса является производство бензинов АИ-93 и АИ-95 в соотношении 1:1 в объеме 850 тыс. т/год. Главным фактором здесь является объем производства бензина, поскольку стоимость МТБЭ обычно выше продажной цены бензина. Отсюда легко рассчитать оптимальный объем производства бензина.

Для установки ККФ выбрана технология, обеспечивающая производство пропилена на уровне 20%. Предварительная гидроочистка вакуумного газойля коксования до подачи его на установку ККФ целесообразнее, чем последующая гидроочистка продуктов каталитического крекинга. Это позволяет непосредственно использовать бензин ККФ для приготовления товарных бензинов, а легкий каталитический газойль сжигать в составе топочного мазута в печах установки атмосферной перегонки. Тяжелый газойль можно использовать в качестве сырья для производства технического углерода.

Другим способом производства высокооктановых компонентов товарных бензинов является разделение части потока риформата с установки риформинга с целью выделения тяжелого риформата. Фактически, это позволяет увеличить мощность риформинга, так как в этом случае мощность будет определяться не только требуемым объемом производства ПЭТФ, но и требуемым объемом производства бензина в пределах, определяемых располагаемым количеством гидроочищенной тяжелой нафты. В этсм случае вся гидроочищенная тяжелая нафта перерабатывается на установке риформинга. 80% риформата с этой установки используется для производства товарных ароматических углеводородов, а 20% — для производства бензина.

Конфигурация остальной части комплекса фактически определяется

вышеуказанными ограничениями и требованиями.

Предварительный экономический анализ показал, что строительство целесообразно вести в три этапа: строительство НПЗ; строительство завода глубокой переработки нефти, по завершении которого Комплекс станет практически автономным, т. е. сможет перерабатывать тяжелые остатки; строительство установок нефтехимического Комплекса. Следовательно, установки, сооружаемые на первых этапах, могут быть запроектированы с определенным запасом. Для обеспечения возможности эксплуатации на первых этапах такие установки будут иметь достаточную гибкость..

Далее в главе приводятся материальный баланс Комплекса, мощности и материальные балансы технологических установок на различных этапах реализации проекта.

Баланс водорода показывает, что максимальный объем водорода будет потребляться на этапах 2 и 3 (табл. 6).

Таблица 6. Потребность в водороде на различных этапах реализации варианта 6, тыс. т/год.

Этап 1 Этап 2 ЭтапЗ Этап, определяющий производительность

34 76 76 Этап 3

Баланс серы. На многих установках комплекса образуется сероводород — либо в результате гидрогенизационных процессов (установки гидроочистки нафты, керосина и дизельного топлива, установка гидрокрекинга, установка гидроочистки вакуумного газойля коксования), либо в ходе термических процессов (установки коксования, газификации, ККФ). Отделяемый кислый газ направляется на производство серы (табл. 7).

Далее в этой главе дается описание и материальные балансы технологических установок, полученные с учетом полученных выше

результатов и ограничений.

Таблица, 7. Мощность установок производства серы в варианте 6 (эффективность выделения серы из НгЭ принята равной 99,7%)

Производство серы, ТЫС./ГОД Этап, определяющий производительность Мощность трех установок, т/сутки серы

Этап 1 Этап 2 Этап 3

94 263 263 Этап 3 387

Б пятой главе рассмотрена экономическая эффективность Комплекса НПЗ и НХК при переработке татарских нефтей. Эффективность функционирования предприятия определяется целым рядом факторов, основными из которых являются техническое и экономическое состояние действующих процессов, степень их рационального использования; возможность обеспечения производства максимально эффективной структурой нефтепродуктов и сырья для нефтехимии; выбор экономически эффективных вариантов действующих установок, а также целесообразных для ввода новых технологических установок. При этом деятельность предприятия осуществляется в рамках заданных экономических нормативов (цены, тарифы, плата за фонды, выбросы в атмосферу и т. д.), обеспечивающих согласование выбираемых направлений развития предприятия. Объем капиталовложений для расчета экономической эффективности Комплекса рассчитывался для каждого этапа: комплекс 1 (этап строительства 1) включает в себя НПЗ, ароматический комплекс и установку гидрокрекинга; комплекс 2 (этап строительства 2) включает в себя остальные установки комплекса глубокой переработки и установку когенерации; комплекс 3 (этап строительства 3) включает в себя нефтехимический комплекс.

Расчетные капитальные затраты ка строительство нового комплекса

определялись на основе известных данных по аналогичным установкам. Это либо данные по строительству, либо оценки в связи со строительством. Данные по аналогичным установкам были скорректированы путем введения соответствующих коэффициентов для учета различий в производительности установок, а также затрат на энергоресурсы и внеплощадочные объекты, связанные с технологическими установками. Предварительные оценки были приведены к уровню затрат для местоположения Комплекса и к уровшо соответствующего года. Общий объем капиталовложений распределялся на три года следующим образом: первый год - 25; второй - 45 и третий - 30%.

После окончательного определения материальных балансов был произведен расчет доходов и затрат. В результате была получена валовая прибыль завода (маржа нефтепереработки до вычета налогов), которая приведена в сводной таблице финансовых результатов (табл. 8). Отметим, что по своей рентабельности вариант 6 представляет наибольший интерес. Этот вариант имеет самый короткий срок окупаемости и самую высокую прибыль на вложенный капитал (показатель IRR) при приемлемом объеме капиталовложений. В диссертации приведены данные анализа чувствительности с целью определения, насколько сильно изменятся показатели настоящего проекта при изменении различных исходных параметров, таких как: цена нефти, природного газа, объем капиталовложений, продажные цены на продукты и электроэнергию, затраты на производство, доля собственных средств в структуре финансирования строительства комплекса.

Таким образом, вариант 6 позволяет достичь основных целей, поставленных ОАО «Татнефть». Комплекс сможет перерабатывать тяжелую нефть с высоким содержанием серы и тяжелых металлов. Он будет производить

весьма ценные продукты, такие как полипропилен, полиэтилентерефталат (ПЭТФ), европейское дизельное топливо, керосин, высокооктановый бензин и электроэнергия. Так как производство малоценного топочного мазута для

Таблица 8. Сводные данные по основным этапам строительства *).

Показатели Эта пы Базов

стро ый Вариа Вариа Вариа Вариа Вариа

ител вариа нт 2 нт 3 нт 4 нт 5 нт 6

ь- нт

ства

Капиталовложени я, млрд. рублей 1 2 3 35,6 20,9 55,1 34,8 28,3 55,1 32,8 31,7 55,6 36,4 20,7 13,0 36.2 28.3 13,0 37,4 38,4 15,9

Общий объем капиталовложении 111,6 118,2 120,1 70,1 77,5 91,7

Валовой доход от 1 5,7 5,7 5,7 5,7 5,7 6,5

эксплуатации, 2 11,9 12,1 8,0 15,5 13,5 21,1

млрд. руб./год 3 28,2 28,7 26,9 14,9 15,4 25,3

Чистая

дисконтированная стоимость, млрд.н. 60,4 56,7 42,4 26,0 19,9 70,2

руб.

Внутренняя норма прибыли % 15,9% 15,3% 14,0% 14,0% 12,8% 17,2%

Срок окупаемости (лет) 6.3 6.5 7 6.4 6.9 5.0

*) Расчет для случая переработки карбонозой нефти (цены приняты на уровне 2005г)

продажи сторонним потребителям не предусматривается, глубина переработки нефти в ценные продукты является весьма высокой. Комплекс будет вырабатывать энергоресурсы для собственных нужд, кроме того, избыток

электроэнергии будет направляться на продажу в энергосистему Республики Татарстан. Конфигурация 6 представляет наибольший интерес и с финансовой точки зрения.

Ожидаемый эффект от внедрения настоящей работы составит 1960 млн. рублей.

Общие выводы

1. Дана общая характеристика современного состояния и пути развития нефтеперерабатывающей промышленности.

2. Проведены исследования и квалифицированы девонская, карбоновая нефти и их смеси; получепы данные по количеству и индивидуальному составу газов; составу и свойствам нефтей и узких фракций. Это позволило расширить и углубить сведения о карбоновых нефтях Татарстана и продуктах их переработки.

3. Установлен неаддитивный характер изменения некоторых свойств смесей карбоновых и девонских нефтей. При смешении изменяются условия формирования надмолекулярных структур, что находит отражение в неадцитивных изменениях свойств смесей, в частности, з перераспределении углеводородов между фракциями: уменьшении выхода фракции вакуумного газойля 350-520 °С и в увеличении выходов фракции 300-350 °С и фракции, выкипающей выше 520 °С.

4. Определены возможности выработки и потенциальное содержание реактивного и дизельного топлива, а также сырья для вторичных процессов переработки нефтей из карбоновой нефти и ее смесей

5. Для каждой нефти представлены рецептура и качество дизельного летнего топлива при одновременном получении керосина или зимнего дизельного топлива.

6. Установлены физико-химические характеристики сырья для деструктивных процессов и определены пути рационального использования

продуктов переработки.

7. Проведен анализ вариантов переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана с учетом потребностей в ассортименте светлых нефтепродуктов и развития промышленности нефтехимического синтеза. Разработана и обоснована оптимальная технологическая схем переработки этих нефтей, обеспечивающая получение конкурентоспособной продукции, соответствующей современным экологическим требованиям.

8. Обоснован выбор технологических установок Комплекса, даны их описания и детализированные материальные балансы.

9. Проведена комплексная технико-экономическая оценка вариантов переработки татарских нефтей. Осуществлена оценка оптимального варианта по основным технико-экономическим и природоохранным показателям. Показана целесообразность реализации предложенного варианта переработки в условиях Татарстана.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах:

1. Василенко В.В., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г. К вопросу обоснования выбора схемы переработки карбоновых нефтей Татарстана.// "Технологии нефти и газа", №4,2007. С.20-24.

2. Василенко В.В., Капустин В.М., Гюльмисарян Т.Г. К переработке тяжелых нефтей Татарстана. //"Технологии нефти и газа", №5, 2007.С.З-6.

3. Василенко В.В. Особенности переработки карбоновых нефтей. //Тезисы 7-й научно-технической конференции «Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России». Москва. 2007 г. С. 291.

4. Капустин В.М., Василенко В.В., Гюльмисарян Т.Г. Новые возможности переработки тяжелых нефтей. //Материалы научно-практической конференции «Нефтепереработка и нефтехимия. Технлко-экономические аспекты прогрессивных технологий», С-Петербург. 2008г.

Подписано в печать: 19.03.2009

Заказ № 1755 Тираж -100 экз. Печать трафаретная. Типография «11-й ФОРМАТ» ИНН 7726330900 115230, Москва, Варшавское ш., 36 (499) 788-78-56 www.autoreferat.rn

Введение.

Глава 1. Состояние и тенденции развития переработки нефти в мире.

1.1. Мировая нефтеперерабатывающая промышленность.

1.2. Состояние и пути развития нефтепереработки в России.

1.3. Повышение качества нефтепродуктов - важнейший фактор развития нефтепереработки.

1.4. Выводы и обоснование направления исследования.

Глава 2. Общее исследование девонских, карбоновых нефтей и их смеси.

2.1. Исследование девонской нефти.

2.1.1. Потенциальное содержание и углеводородный состав фракций девонской нефти.

2.1.2. Характеристика товарных нефтепродуктов из девонской нефти.

2.1.3. Характеристика сырья из девонской нефти для вторичных процессов.

Основным отличием структуры большинства российских вертикально интегрированных нефтяных компаний от западных является существенное превышение добычи нефти над ее переработкой. Отсюда вытекает принципиальное отличие формирования стратегии развития компаний: мировые нефтяные компании, ориентируясь на получение максимальных прибылей, развивают в первую очередь нефтепереработку, а российские компании отдают приоритет нефтедобыче. В результате, в России на протяжении последних десятилетий значительных вложений в НПЗ практически не наблюдалось. Только в последние годы стало уделяться внимание вопросам реконструкции ряда технологических установок на НПЗ страны. Сырьевая направленность отраслевого экспорта крайне невыгодна. Замена экспорта сырой нефти на высококачественные нефтепродукты позволило бы в разы увеличить объем валютных поступлений.

На фоне роста доли экспорта сырой нефти в общем объеме добываемого в РФ нефтяного сырья, доля поставок нефти и газового конденсата на действующие нефтеперерабатывающие предприятия сократились с 54,5 % в 2000 году до 44,7 % в 2006 году. Это связано не только с медленным ростом потребления нефтепродуктов на внутреннем рынке страны по сравнению с ростом добычи нефтяного сырья, но и с современным состоянием российской нефтеперерабатывающей промышленности. Российские НПЗ отличаются низким уровнем конверсии нефтяного сырья в более ценные продукты переработки. Выход основных моторных топлив уступает показателям нефтепереработки в промышленно развитых странах мира при высокой доле выработки топочного мазута. Российские НПЗ экспортируют относительно дешевые, пользующиеся спросом в Европе продукты - дизельные топлива низкого (по сравнению с европейскими требованиями) качества по содержанию серы (0,2 % масс, и выше), топочный мазут, базовые масла, прямогонный бензин, вакуумный газойль и другие. Доля товарных нефтепродуктов с высокой добавленной стоимостью и высоким качеством невысока. В целях модернизации нефтеперерабатывающей промышленности принимались решения и государственные программы развития. Например, «Энергетическая стратегия России на период до 2020 года» (ЭС-2020). Для коренной модернизации российских НПЗ требуется разработка, и реализация целого комплекса мер, включая создание необходимой законодательной базы и механизма ее исполнения. Только совершенствованием технологий, улучшением планирования и применением компаундирования успеха добиться невозможно. Поставленная задача требует интегрированного подхода. Технологические решения должны быть увязаны с программами совершенствования операционной структуры и управления производством. Потребуется перестройка системы производства и сбыта нефтепродуктов, сдвиги в культуре нефтепереработки, значительные инвестиции, тщательная оценка технических решений, компетентность обслуживающего персонала. Успешными будут предприятия, способные выбрать необходимые технологии и внедрить их в нужное время.

На фоне создавшейся ситуации, отрадно отметить планируемое компанией «Татнефть» строительство Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов на ЗАО «Нижнекамский НПЗ». Ввод нового нефтеперерабатывающего завода мощностью 7 млн. тонн в год (с глубиной переработки свыше 90 %) и объектов инфраструктуры планируется в 2009-2010 годах в г. Нижнекамске. Общая схема переработки нефти, добываемой на месторождениях Республики Татарстан, на Комплексе должна обеспечивать возможность переработки 100 % карбо-новой высокосернистой нефти, 100 % девонской нефти или смеси этих нефтей в любом соотношении. Залежи нефти в Татарстане связаны главным образом с тер-ригенными отложениями девона. Запасы девонской нефти промышленных категорий составляют большую часть общих запасов нефти Татарии. Остальные запасы нефти связаны с отложениями ярусов нижнего карбона. Эти нефти по сравнению с товарной смесью Западно-Сибирских нефтей характеризуются высоким содержанием серы, смол силикагелевых, меньшим содержанием фракций, выкипающих до 200 и до 300 °С.

Переработка 100 % карбоновой высокосернистой нефти имеет для России стратегическое значение, а именно, повышение качества нефти экспортируемой по трубопроводам. Включение в схему Комплекса ряда нефтехимических производств будет способствовать расширению производства ценных- продуктов в регионе и позволит удовлетворить прогнозируемый рост спроса на нефтепродукты в республике Татарстан и прилегающих регионах.

В состав Комплекса будут включены установки когенерации, продукцией которых будут электроэнергия и пар.

Строительство Комплекса осуществляется в три этапа:

- строительство НПЗ, Комплекса установок получения ароматических углеводородов, установки гидрокрекинга для уменьшения объемов производства топочного мазута (с содержанием серы 2% на последнем этапе строительства);

- строительство завода глубокой переработки нефти, по завершении которого Комплекс станет практически автономным, т. е. сможет перерабатывать тяжелые остатки;

- строительство установок нефтехимического Комплекса.

В Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических производств будут включены:

- нефтеперерабатывающий завод, обеспечивающий производство легких нефтепродуктов из сырой нефти, а так же установка риформинга и ароматический Комплекс для производства бензина и ароматических углеводородов; В состав нового нефтеперерабатывающего комплекса войдут установка ЭЛОУ-АВТ-7, установки гидроочистки нафты, керосина и дизельного топлива, установка гидрокрекинга, установка производства серы, установка регенерации амина, установки производства ароматических углеводородов и этилена и относящиеся к ним вне-площадочные объекты и системы снабжения энергоресурсами. Сырая нефть будет поступать на площадку по трубопроводу.

- завод по глубокой переработке нефти, использующий остаток атмосферной перегонки в качестве сырья, производительностью 4,8 млн. т./год, включая установки гидрокрекинга и каталитического крекинга для производства бензина и пропилена. Он так же включает установку коксования и парогазовую установку с внутрицикловой газификацией для производства добавочных объемов дистиллятов и электроэнергии с возможностью производства водорода и пара;

- нефтехимический комплекс для производства нефтехимической продукции из ароматических и олефиновых углеводородов в составе установок производства линейных алкилбензолов (ЛАБ), чистой терефталевой кислоты (ТФК) и полиэти-лентерефталата (ПЭТФ), а так же установки производства полипропилена. Эти продукты являются сырьем для получения товаров народного потребления и промышленного применения: посуды, тары, нитей, волокон, конструкционных полимеров, моющих средств, масел и др.

Включение в схему Комплекса завода глубокой переработки нефти установки замедленного коксования позволит переработать 66% гудрона в дистилляты. После дальнейшей переработки эти дистилляты вовлекаются в бензин и дизельное топливо. В рассмотренной схеме предусматривается продажа электроэнергии на сторону и производство нефтезаводского топливного газа для собственных нужд на установках комплекса. Наличие парогазовой установки с внутрицикловой газификацией позволяет избавиться от всего остального гудрона за счет применения экологически безвредного процесса, работающего в широком диапазоне параметров. В результате обеспечивается выработка электроэнергии, пара и водорода в нужных пропорциях. Однако для производства водорода по-прежнему используется природный газ, поскольку, если речь идет о производстве водорода, то технология парового риформинга с точки зрения финансовых показателей более интересна, чем технология газификации кокса. Установки гидрокрекинга и ККФ позволят производить высококачественные нефтепродукты: бензин; керосин; дизельное топливо; пропилен из вакуумного газойля и дистиллятов коксования. Топочный мазут на продажу на последнем этапе строительства не будет производиться, все потоки будут иметь коммерческую ценность. Образующийся на установке ККФ тяжелый каталитический газойль можно использовать в качестве сырья местному заводу технического углерода. Замедленное коксование является надежной технологией, широко применяемой во многих странах мира для углубления переработки нефти.

На нефтехимическом комплексе будет производиться ряд весьма ценных продуктов при сравнительно низком объеме капиталовложений. Известно, что качественный и количественный состав оборудования и качество нефти, используемого на НПЗ, оказывает непосредственное влияние, как на цену получаемых нефтепродуктов, так и на извлекаемую предприятием прибыль.

Безусловно, рентабельность в основном зависит от цен на сырую нефть. Если она поднимется слишком высоко, реализация проекта может потерять финансовую привлекательность. Уменьшить отрицательные последствия падения цен на какой-либо из выпускаемых на комплексе продуктов поможет организация производства целого спектра продуктов. В целом, самым важным фактором сохранения рентабельности нефтеперерабатывающего производства явится сохранение разницы в ценах на нефтепродукты и сырую нефть.

Создание Комплекса - это реализация Проекта федерального уровня «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов», ориентированного на углубленную переработку углеводородного сырья за счет достижения более высоких его переделов в нефтехимическом производстве. Проект осуществляется в рамках Программы развития нефтегазохимического комплекса Татарстана, предусматривающей удвоение объема переработки нефти с 7 до 14 млн. тонн в год.

Настоящая диссертационная работа посвящена разработке оптимальной схемы переработки карбоновых и девонских нефтей Татарстана.

Общие выводы

1. Дана общая характеристика современного состояния и пути развития нефтеперерабатывающей промышленности.

2. Проведены исследования и квалифицированы девонская, карбоновая нефти и их смеси; получены данные по количеству и индивидуальному составу газов; составу и свойствам нефтей и узких фракций. Это позволило расширить и углубить сведения о карбоновых нефтях Татарстана и продуктах их переработки.

3. Установлен неаддитивный характер изменения некоторых свойств смесей карбоновых и девонских нефтей. При смешении изменяются условия формирования надмолекулярных структур, что находит отражение в неаддитивных изменениях свойств смесей, в частности, в перераспределении углеводородов между фракциями: уменьшении выхода фракции вакуумного газойля 350-520 °С и в увеличении выходов фракции 300-350 °С и фракции, выкипающей выше 520 °С.

4. Определены возможности выработки и потенциальное содержание реактивного и дизельного топлива, а также сырья для вторичных процессов переработки нефтей из карбоновой нефти и ее смесей

5. Для каждой нефти представлены рецептура и качество дизельного летнего топлива при одновременном получении керосина или зимнего дизельного топлива.

6. Установлены физико-химические характеристики сырья для деструктивных процессов и определены пути рационального использования продуктов переработки.

7. Проведен анализ вариантов переработки тяжелых высокосернистых нефтей Татарстана с учетом потребностей в ассортименте светлых нефтепродуктов и развития промышленности нефтехимического синтеза. Разработана и обоснована оптимальная технологическая схем переработки этих нефтей, обеспечивающая получение конкурентоспособной продукции, соответствующей современным экологическим требованиям.

8. Обоснован выбор технологических установок Комплекса, даны их описания и детализированные материальные балансы.

9. Проведена комплексная технико-экономическая оценка вариантов переработки татарских нефтей. Осуществлена оценка оптимального варианта по основным технико-экономическим и природоохранным показателям. Показана целесообразность реализации предложенного варианта переработки в условиях Татарстана.

1. World Energy Outlook 2004 (WEO) «Обзор мировой энергетики 2004».

2. Краткое изложение «Обзора мировой энергетики 2004»/ Наука и технологии в промышленности. 2004, № 3-4. с. 42.

3. Андрианов А. Мировая энергетика и энергетика России. Нефтяная вертикаль. 2000, № 11.-е. 76.

4. Анализ и состояние нефтяной и газовой промышленности в странах мира. / Нефть, газ и нефтехимия за рубежом. 1993-2006.

5. Вчера, сегодня и завтра нефтяной и газовой промышленности России. М.: Изд. РАН, 1995.-е. 48.

6. Добыча и экспорт нефти. / Нефть и капитал. 2003, № 3. с. 84.

7. Российская газовая энциклопедия./ Гл. ред. Р. Вяхирев. М.: Большая Российская энциклопедия, 2004. - 527 с.

8. Статистика, документы, факты. Инфо ТЭК бюллетень. 2001- 2007.

9. Ракитский В.М. Тенденции и перспективы развития нефтепереработки в мире. СПб.,2006. - 64с.

10. Ю.Справочник процессов нефтепереработки./ Нефтегазовые технологии. (Oil & Gas Technology). 2003, № 2,3. с. 86.

11. Газохимия в XXI веке. Проблемы и перспективы. Сб. науч. тр. Под ред. А.И.Владимирова, А.И.Лапидуса. М.: ГУП Изд. «Нефть и газ», 2003. - 288 с.

12. Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995. - 304 с.

13. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: Гилем, 2002. 672 с.

14. Сомов В.Е., Садчиков И.А., Шершун В.Г., Кореляков JI.B. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий./ Под ред. В.Е. Сомова. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002.- 292 с.

15. Мастепанов A.M. Топливно энергетический комплекс России на рубеже веков - состояние, проблемы и перспективы развития. (Информационно-аналитический обзор). -М.: Современные тетради.- 2000. 624 с.

16. Левенбук М., Гайдук И. Нефтепереработка новые вызовы времени./ Нефтяная вертикаль. 2001, № 17. - с .21.

17. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия,1999. - 568 с.

18. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Изд. «Техника». 2001.- 384 с.

19. Спивак Э.И., Калинин А.А., Смиотанко Э.А. Зарубежные схемы нефтеперерабатывающих заводов. / Химия и технология нефти и газа. 1986, № 2. -с. 43.

20. Конь М.Я. / Химия и технология топлив и масел . 1983, № 4. с. 44.

21. Левинбук М. И., Сюняев З.И. / Русский химический журнал. 1997, № 1.-е .42.

22. Михайловер М. В. / Химия и технология топлив и масел. 1989, №11. с.44.

23. Левинбук М. И. / Химия и технология топлив и масел. 1999, № 6.-с.21.24.3лотников Л.Е. / Химия и технология топлив и масел. 1997, № 1. с. 3.

24. Предварительные итоги работы нефтегазового комплекса России в 2003 году. / Нефтяная вертикаль. 2004,№2. с. 14.26.0il & Gas Journal. / 1995-2005.

25. Абросимов А.А., Гуреев А.А. Экологические аспекты применения нефтепродуктов. М.: ЦНИИТЭнефтехим.1997. 92 с.

26. Экология нефтегазового комплекса. В 2 т. / Под ред. А.И. Владимирова и В.В. Ремизова. М.: «Нефть и газ». 2003. 416 с.

27. Новиков Ю.В. Экология, окружающая среда и человек. М.: Фаир-Пресс. 2002. 560 с.

28. Иссерлин А.С. Основы сжигания газового топлива. Д.: Недра.1987.- 336 с.

29. Селимов М.К., Абросимов А.А. Эколого-экономические аспекты развития производства моторных топлив в США. М.: ЦНИИТЭнефтехим. 1991. 66 с.

30. Сомов В.Е. Стратегическое управление нефтеперерабатывающими предприятиями. СПб.: Химиздат. 1999. 264 с.

31. Камфер Г.М. / Двигателестроение.1987, № 2. с. 30.

32. Алексеев и др. Двигатели внутреннего сгорания. М.: Машиностроение. 1980- с. 288.

33. Гуреев А.А.Дамфер Г.М. Испаряемость топлив для поршневых двигателей. М.: Химия. 1982.-264 с.

34. Гуреев А.А., Азев B.C. Автомобильные бензины. Свойства и применение. М.: Нефть и газ. 1996. 444 с.

35. Гуреев А.А.,Азев B.C., Камфер Г.М. Топливо для дизелей. Свойства и применение. М.: Химия. 1993. 336 с.

36. Бург И. Тенденции и перспективы нефтеперерабатывающей промышленности Европы в наступающем веке. М.: «Бейсип-Франлаб» (Франция). Семинар «НПЗ XXI века». 3-5 октября 2000. 112 с.

37. Ракитский В.М., Гольянов А.И., Мовсумзаде Э.М. и др. Развитие нефтепереработки и нефтехимии Болгарии». Уфа. 2002. 174 с.

38. Глазов Г.И., Гараиев A.M., Темирханов Р.В. Химия и технология топлив и масел. 2003, № 1-2. с. 25.

39. Нефтегазовые технологии. 2003, №3. с. 53-56.

40. Скиннер П. Доклад компании Royal Dutch/Shell Group. Лондон. 2003. Конференция по энергетике.

41. Самсам Бахтиари A.M. Нефтегазовые технологии. 2003,№2. с. 61- 62.

42. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А., Пуринг М. Н. и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995.- 53 с.

43. Каминский Э.Ф. М.: Нефть и газ. 1999. 44 с.

44. Каминский Э.Ф., Пуринг М. Н., Хавкин В.А. и др. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1995.- с. 47.

45. Ракитский В.М. Российская нефтепереработка сегодня и завтра. - СПб: ООО «Недра», 2006. - 80 с.

46. Алекперов В.Ю. Вертикально интегрированные нефтяные компании России. -М: 1996.-с. 283.

47. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года/ Распоряжение Правительства Российской Федерации от 28 августа 2003 года, № 1234-Р.

48. Минниханов Р.: «Принятие мастер-плана технико-экономической оптимизации комплекса нефтеперерабатывающих заводов в Нижнекамске -судьбоносное решение» Казань, «Татар-информ», 21 февраля 2006 г.

49. Heinrich LD. Volkswagen AG/UOP, 2 nd R and D Refining Panel Meeting. 19.05.2005.

50. Милошевич 3., Овенс JI., Вэллс К. Эффективность энергетических систем НПЗ и лучшие практические примеры, рассмотренные в перспективе. / «КВС Процесс Технолоджи». 20-21.04.2005.

51. Вишарт А.Ф. Сравнительные показатели прибыли от инвестиций в проекты по энергосбережению. / DRI* WEFA Европейская конференция и выставка по НПЗ, Монако, июнь 2002.

52. Сидяков В.А. Развитие нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности и задачи промышленного транспорта. Там же.

53. Галичанин Е.Н. (Комитет по энергетике, транспорту и связи Гос. Думы РФ) О состоянии и перспективах развития нефтяного комплекса. Там же.

54. Решение правительства РФ № 609 «О требованиях к выбросам автомобильной техники, выпускаемой в обращение на территории РФ, вредных (загрязняющих) веществ)» 12.010.2005.

55. Канаев А. И., Матвеев В. А. Рыбоводство и рыболовство. 1998, № 4. -с. 15.

56. Абросимов А.А. Исследование, разработка и внедрение методов повышения уровня экологической безопасности нефтеперерабатывающего производства./ Диссерт. докт. техн. наук. МНПЗ, ГАНГ им. И.М.Губкина, 1998. - 446 с.

57. Соркин Я.Г. Безотходное производство в нефтеперерабатывающей промышленности.-М.:Химия, 1983. -с. 224.

58. Гриценко А.И., Акопова Г.С., Максимов В.М. Экология. Нефть и газ. М. Наука. 1997. 598 с.

59. Юсуфов И.Х. Состояние и перспективы развития ТЭК России. М.: «Родина Про».2001. с. 15.

60. Карпеко Ф.В., Гуреев А.А. Битумные эмульсии. М.: «Интерасфальт». 1998.-с. 198.

61. Абросимов А.А., Белоконь Н.Ю. Опыт освоения производства композиционных материалов с улучшеными экологическимисвойствами на нефтеперерабатывающем предприятии. М.:

62. ЦНИИТЭнефтехим, 1997. -с. 52.

63. Онойченко С.Н., Емельянов В.Е., Крылов И.Ф. / Химия и технология топлив и масел. 2003, №6. с. 3.

64. Производство углеродной продукции. Проблемы обеспечения углеродистым сырьем./ Сб. трудов. Вып. 1. Под ред. А.Н.Селезнева.

65. М.: РХТУ им. Д.И. Менделеева. 2002. 182 с.

66. Ассоциация нефтепереработчиков и нефтехимиков. Межотрослевая рабочая группа «Нефтекокс». М.: 2004. 25 с.

67. Гюльмисарян Т.Г. / Химия и технология топлив и масел. 2000, №2. -с 44.

68. Гюльмисарян Т.Г. Газохимия в XXI веке. Сб. науч. труд. М.: ГУП «Нефть и газ». 2003. с. 33.

69. Алекперов В.Ю. Экономика нуждается в «экологизации». / Нефть России. 1999, №2.-с. 32.

70. Емельянов В.Е. / Наука и технология углеводородов. 2003, №-1. с. 32

71. ВТУ 67-60; ОСТ 38.01.9-71.

72. Каминский Э.Ф. / Наука и технология углеводородов. 1999, № 5. с. 21

73. Абросимов А.А. Экологические аспекты производства и применения нефтепродуктов М.: 1999.- 283 с.

74. Митусова Т.Н., Полина Е.В., Калинина М.В. / Наука и технология углеводородов. 2003, №1.-с. 37.

75. Ирисова К.Н., Талисман E.JL, Смирнова В.К. / Химия и технология топлив и масел. 2003, № 1-2. с. 21.

76. Данилов A.M., Митусова Т.Н., Ковалев В.А., Чурзин А.Н. / Химия и технология топлив и масел. 2003, № 6, с .22.

77. Зиненко С.А., Егоров С.А., Макаров А.А. и др. / Химия и технология топлив и масел. 2002, № 5. с. 17.

78. Спиркин В.Г., Мурашев С.В. / Химия и технология топлив и масел. 1999, №3.-с. 29.

79. Материалы Московской конференции по технологиям нефтепереработки. М.: 2001. Фирма «Мобил».

80. Armstrong M.J. In: 3-rd European Catalyst Technology Conference, Amsterdam, EPS. 2002.

81. Смирнов В.К.,Капустин В.М., Ганцев В.А. / Химия и технология топлив и масел.2002, № 3. с. 3.

82. Халманских П.В., Беликов Д.О., Муниров А.Ю. и др. /

83. Нефтепереработка и нефтехимия. 1999, №2. с. 13.

84. Сайфуллин Н.Р., Ганцев В.А., Сухоруков A.M. и др. /Химия и Технология топлив и масел. 2001, №2. с. 12.

85. Куприянов А.А., Якушев В.В., Лищинская А.Е., Авакян А.С. / Нефтепереработка и нефтехимия. 2004, № 11.-е. 26.

86. Якушев В.В., Тукач С.В., Соловьев А.А., ЛИ С.Л. / Нефтепереработка и нефтехимия. 2004, №11. с. 29.

87. Башкатова С.Т. Присадки к дизельным топливам. М.: Химия, 1994.-251 с.

88. Данилов A.M. Применение присадок в топливах для автомобилей. Справочник. М.: Химия, 2000. 230 с.

89. Смирнова Л.А., Башкатова С.Т., Винокуров В.А. и др. / Химия и технология топлив и масел. 2003, № 1-2. с. 55.

90. Митусова Т.Н., Пугач И.А., Аверина Н.И. /Химия и технология топлив и масел. 2001, № 2. с. 6.

91. Митусова Т.Н., Пугач И.А., Зубович B.C. и др. / Наука и технология углеводородов. 2003, № 1. с. 43.

92. Данилов A.M., Окнина Н.Г., Митусова Т.Н. и др. / Химия и технология топлив и масел. 2003, № 1-2. с. 6.

93. Насиров Р.К. / Химия и технология топлив и масел. 1997, № 3. -с. 4.

94. Черныш М.Е. / Химия и технология топлив и масел. 2002, № 5. с. 3.

95. Рыкунова Т.И. / Химия и технология топлив и масел. 1995, № 1. -с. 4.

96. Латор П.Р. / Нефтегазовые технологии. 2003, № 2. с. 66.

97. Фрейде Дж., Гамлин Т., Эшли М. / Нефтегазовые технологии.2003, № 3, с. 76.

98. Ахметов С.А. Физико-химическая технология глубокойпереработки нефти и газа. 4.2. -Уфа: УГНТУ. 1997. 304 с.

99. Нефтепереработка и нефтехимия. Технико-экономические аспектыпрогрессивных технологий: Материалы научно-практическойконференции 4-7 апреля 2005 года, Санкт-Петербург. —

100. СПб.: Химиздат, 2005. -208 с.

101. Андросов К.Г. Федеральное значение проекта строительства Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в Нижнекамске. Ibid. ч. 1.

102. Дементьев А.В. Роль комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в Нижнекамске в развитии инфраструктуры нефтеперерабатывающего и нефтехимического сектора России. Ibid. ч. 1.

103. Минниханов Р.Н. Состояние и перспективы развития нефтегазохимического комплекса Республики Татарстан. Ibid. ч. 1.

104. Тахаутдинов Ш.Ф. Программа развития нефтеперерабатывающего и нефтехимического направлений деятельности компании «Татнефть» в рамках укрепления вертикальной интеграции Компании. Ibid. ч. 1.

105. Капустин В.М. О ходе проектирования и комплектации Комплекса нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов в Нижнекамске. Ibid. ч. 1.

106. Ремпель Р.Д. Принципиальные особенности переработки тяжелых высокосернистых нефтей. Ibid. ч.2.

107. Гост Р 51858-02 Нефть. Общие технические условия. М.: Изд-во стандартов, 2002.

108. Современные методы исследования нефтей. / Под. ред. А.И. Богомолова. Л.: Недра,1973. 180 с.

109. Разделение и анализ нефтяных систем. / Под ред.Г.Ф. Большакова. Новосибирск: Наука, Сиб. отд. АН СССР, 1989. 175 с.

110. Абрютина Н.Н., Абушаева В.В., Арефьева О.А. Современные методы исследования нефтей.Справочно-методическое пособие. JL: Недра, 1984. 431 с.

111. Методы исследования нефтей и нефтепродуктов. М.: Гостоптехиздат, 1955. -320 с.

112. Рыбак Б.М. Анализ нефтей и нефтепродуктов. JI.-Б.: ОНТИ, 1948.113. 113. Березкин В.Г. Газо-жидко-твердофазная хроматография. М.: 1986.

113. Исагулянц В.И., Егорова Г.М. Химия нефти.М: Химия, 1965. -517 с.

114. Хуторянский Ф.М. Подготовка к переработке стойких высокообводненных ловушечных эмульсий НПЗ. СПб.:ХИМИЗДАТ, 2006. 152 с.

115. Exxon Mobil finds multiple uses for emulsion-treatment technology //Oil and Gas Journal. 2000. v. 98, № 45, P. 60-62.

116. Каминский Э.Ф. Разработка технологий глубокой переработки нефти для получения моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками. / Дис. д-ра техн. наук, 1997

117. Каминский Э.Ф., Калинин А.А., Хохлов А.С. Оптимизация структуры выхода топливных дистиллятов и ее математическая модель. / Экономика, организация и управление в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. 1984, №8. с. 2.

118. Каминский Э.Ф., Калинин А.А. и др. Расчет выходов дистиллятов топлив в зависимости от их ассортимента для применения в планировании. / Экономика, организация и управление в нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. 1984, №6. с. 2.

119. Stan Gembicki, UOP LLC/UOP, R&D Refining Panel Meeting. Fueljf the future/19/05/05.

120. Евсеев B.B., Жуков Н.Д., Хлытчиев А.И., Двинин В.А., Алексеев Ю.А. Один из возможных сценариев развития Туапсинского НПЗ. // «Нефтепереработка и нефтехимия». 2003. - № 11. - С. 3-13.

121. Брагинский О.Б., Шлихтер Э.Б., Шлихтер Т.Э. Будущее отрасли НПЗ средней мощности. «Химия и технология топлив и масел», 1999, №1, с.3-5.

122. Inomata М., Sato К., Jamada J. et al. — Oil and Gas J., 1997, v. 95, N 17, p. 56—65.126. Отчет НИИТЭХИМ, 2005г.

123. Общая органическая химия. Пер. с англ. т.2, М.: 1982, с.376-391.

124. Химическая энциклопедия. Т. 4, М.: «Большая научная энциклопедия», 1995, с.201-203.

125. Гуреев А.А., Чернышева Е.А., Коновалов А.А., Кожевникова Ю.В. Производство дорожных битумов. М.: Изд. Нефть и газ, 2007, 102 с.

126. Руденская И.М., Руденский А.В. Органические вяжущие для дорожного строительства. -М.: Транспорт, 1984, 210 с.

127. Капустин В.М., Гуреев А.А. Технология переработки нефти. 4.2. Деструктивные процессы. М.: КолосС, 2007. - 334 с.

128. Кузнецов В.А. Совершенствование технологий и оборудования производства нефтяного кокса. / Диссерт. докт. техн. наук. УНПЗ, ГАНГ им. И.М.Губкина, 1997.-315 с.

129. Тихонов А.А. Разработка энергосберегающей технологии гидроудаления кокса на установках замедленного коксования. / / Диссерт. канд.техн. наук. УГНТУ, 1997. - 164 с.

130. Пиролиз углеводородного сырья. М.: Химия, 1987. -с.

131. Сборник докладов Научно-техническая конференция «Нефть и газ на старте XXI века». Уфа, 22 ноября 2001 г. М.: «Химия», 2001.

132. Хабибуллин P.P. Эксплуатация установок по производству водорода и синтез-газа. М.: Химия, 1990. с. 168.

133. Нефтегазовые технологии. 2003, №3. — с. 107.

134. Cooper В. Н., Knudsen K.G. «Production of ULSD: Catalyst, kinetics and reactor design», World Petroleum Congress, 2002.142. 30th Petroleum-Petrochemical Symposium of Japan Petroleum Institut, C38,2000.

135. UOP, LLC., «Diesel fuel specifications and demand for the 21st Century», 1998 by UOP LLC.144. «Continuing innovation in Cat Reforming», NPRA Annual Meeting, March 15-17, 1998, San Antonio.

136. Malik, Ram, Gary and Hamilton, « Delayed coker design considerations and project execution», NPRA 2002 Annual Meeting, March 17-19, 2002.

137. The process: A new solid acid catalyst gasoline alkylation technology, NPRA 2002 Annual Meeting, March 17-19, 2002.

138. Lerner H. Exxon sulfuric acid alkylation technology, Handbook of Petroleum Refining Processes, 2nd Ed., R.A. Mayers, ed., 1.3-1.14.

139. Emmrich, Ennerbrach G.F., Ranke U. «Krupp Uhde Processes for Aromatics Recovery», European Petrochemical Technology Conferane, June 21-22, 1999, London.

140. Horaczek M, Kaczmarczyk A. «Nafrta», 1977, 33, № 10. -c.350-353.

141. Черный Ю.И., Кузовкина М.Э., Заяшников E.H. Выбор направлений реконструкции и технического перевооружения НПХ. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1989. -56 с.

142. Бурд В. Исходные данные для анализа инвестиционных проектов. «Технологии ТЭК», № 1. -с. 26-30.

143. Проспект фирмы «Parsons Е end С». 2001, Refining, Qualifications.51.p.

144. Мастепанов A.M. Перспективы развития нефтегазового комплекса в свете Энергетической стратегии России. Наука и технология углеводородов. 2003, №3.-с. 30-47.

145. Сюняев З.И. Физико-химическая механика нефтей и основы интенсификации процессов их переработки. М.: МИНХ и ГП, 1979. 94 с.

146. Сюняев З.И. Прикладная физико-химическая механика нефтяных дисперсных систем. М.: МИНХ и ГП, 1982. 100 с.

147. Чернышова Е.А. и др. Нефтепереработка и нефтехимия. 1988. № 6. -с. 7-10.