Технический отдел управления главного технолога Главный специалист-технолог Есиков Игорь Александрович АО «Газпромнефть-ОНПЗ»
Краткая характеристика АО « Газпромнефть -ОНПЗ» ; СОДЕРЖАНИЕ Ассортимент продукции выпускаемой в АО « Газпромнефть -ОНПЗ»; Общая технологическая схема АО « Газпромнефть -ОНПЗ » ; Первичная переработка нефти в АО « Газпромнефть -ОНПЗ » ; Вторичная переработка в АО « Газпромнефть -ОНПЗ». Добро пожаловать на предприятие АО « Газпромнефть -ОНПЗ»
АО « Газпромнефть -ОНПЗ» - крупнейшее нефтеперерабатывающее предприятие ПАО « Газпром нефть ». Общая площадь - 12,96 кв. км. Одна из самых крупных территорий в РФ. 50 технологических установок; 54 вида нефтепродуктов; Объем переработки в 2016 году - 20,48 млн. тонн нефти или 7,3% от общего объема переработки нефти в РФ ( 279,4 млн. тонн ); Глубина переработки нефти в 2016 году - 90,60%. Один из лидеров в РФ; Отбор светлых нефтепродуктов в 2016 году - 70,92%. Один из лидеров в РФ; Краткая характеристика предприятия АО «Газпромнефть-ОНПЗ»
Ассортимент выпускаемой продукции НЕФТЬ * - конденсат газовый стабильный КГС* Автомобильные бензины ( БКК, изомеризат, риформат и др. ) Топливо реактивное ( ТС-1, РТ ) Дизельное топливо ЕВРО ( Сорт «С», «Е», « F », и др. ) Ароматические углеводороды ( бензол, толуол, о-, параксилол ) Котельное топливо ( ТКМ-8, ТКМ-16 ) Судовое топливо ( СМТ - DMA, ТСУ - RMG ) Нефтяные коксы ( КЭП-2, КЭС марка «А» ) Нефтяные битумы ( БНД, БН, БНК, ПБВ, БЭ ) Сжиженные газы ( ПБА, ПА, СПБТ, ПТ, БТ)
ПЕРСОНАЛ АО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОНПЗ» ЧИСЛЕННОСТЬ ПЕРСОНАЛА: 2852 ЧЕЛОВЕК ЧИСЛЕННОСТЬ РАБОТНИКОВ МОЛОЖЕ 30 ЛЕТ: 17% СРЕДНИЙ ВОЗРАСТ РАБОТНИКОВ ПРЕДПРИЯТИЯ: 40 ЛЕТ ЕЖЕГОДНО ТРУДОУСТРАИВАЕТСЯ: > 50 ВЫПУСКНИКОВ ПРОФИЛЬНЫХ СУЗОВ и ВУЗОВ ВЫСШЕЕ ОБРАЗОВАНИЕ ИМЕЮТ: 58% РАБОТНИКОВ
Разные виды продукции ОНПЗ на протяжении нескольких лет становятся лауреатами и дипломантами всероссийского конкурса «100 лучших товаров России» в номинации «Продукция производственно-технического назначения» : Восемь видов нашей продукции стали лауреатами и дипломантами конкурса «сто лучших товаров России» в 2016 году. Дипломы лауреатов присуждены: Судовому маловязкому топливу СМТ марки DMA вид II (с серой не более 0,5% масс.). Топливу дизельному летнему ЕВРО, сорт С, экологического класса К5. Топливу дизельному ЕВРО сорт Е, вид III. Топливу дизельному зимнему ЕВРО класс 2, вид III. АССОРТИМЕНТ ВЫПУСКАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ ( ЛАУРЕАТЫ )
Серебряных дипломов конкурса удостоены выпускаемые Омским НПЗ: ортоксилол нефтяной высшего сорта, параксилол нефтяной высшей очистки, бензол нефтяной высшей очистки, топливо дизельное ЕВРО межсезонное, сорта F, экологического класса К5. АССОРТИМЕНТ ВЫПУСКАЕМОЙ ПРОДУКЦИИ ( ДИПЛОМАНТЫ )
Объем переработки нефти - количество переработанной нефти за отчетный период ( единица измерения - тонн/в год ); Глубина переработки нефти - за глубину переработки нефти принимают характеристику, выявляющую процент переработки нефти в отношении к объёму нефти, в целом использованной для переработки ( единица измерения - %); Выход светлых нефтепродуктов - светлыми нефтепродуктами называются продукты нефтепереработки, отличающиеся прозрачностью и отсутствием отчетливой окраски. К ним относятся: бензин, керосин, дизельное топливо, нафта. Название подчеркивает явное отличие от темных нефтепродуктов: мазута, битума, гудрона, газойля, турбинного топлива. К светлым нефтепродуктам, выпускаемым на ОНПЗ относятся бензин, дизельное топливо, авиационный керосин, ароматические углеводороды, МТБЭ, дистиллятное судовое топливо ( единица измерения - %). Всв = Мсв /( Мнн+Мгк )*100% Индекс Нельсона - показатель, характеризующий уровень технического состояния предприятия, коэффициент сложности НПЗ. О ценивает уровень вторичной мощности преобразования на НПЗ по отношению к первичной мощности дистилляции. Присваивает коэффициент сложности для каждой основной единицы оборудования НПЗ на основе его сложности и стоимости в сравнении с оборудованием по перегонке сырой нефти. Безвозвратные потери - балансовая величина, получающаяся в результате уравнения материального баланса. Определяются как разность между технологическими потерями и возвратом нефтепродуктов в производство ( Б=П+Т-В ). КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НПЗ 90,6% НПЗ Компании Производство бензинов, млн. тонн/год Производство ДТ, млн. тонн/год 2015 2016 2015 2016 АО " Газпромнефть -ОНПЗ" 4,4 4,7 6,3 6,5 АО " Газпромнефть -МНПЗ" 2,6 2,6 2,0 2,1 В расчете на суммарный выпуск топлива в РФ, % АО " Газпромнефть -ОНПЗ" 11,2 11,8 8,3 8,5 АО " Газпромнефть -МНПЗ" 6,6 6,5 2,6 2,8 Выпуск топлива в РФ 2015 39,2 76,0 Выпуск топлива в РФ 2016 40,0 76,3
Формула расчета глубины переработки нефти: ГПН = (( Мнн+Мгк ) – Мт – Мнп – Мозсм – П б ) Мнн+Мгк *100 % где, Мнн - нефть сырая нетто (на уст. ЭЛОУ ), тонн/период; Мгк – стабильный газовый конденсат, тонн/период; Мт – мазут марки ТКМ-16 (товарный ), тонн/период; Мнп - жидкое топливо на печи предприятия, тонн/период; Мозсм – жидкое топливо на ОЗСМ, тонн/период; П б – безвозвратные потери, тонн/период. Предприятие стремится к увеличению глубины переработки нефти с текущего значения 90,6% до 97,0%. ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
АО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОНПЗ» - ОДИН ИЗ ЛИДЕРОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ РОССИИ Ангарская НХК 20,48 70,9 91,72 10,4 Глубина переработки нефти на предприятиях России в 2016 году составила 79,0 % против 74,2 % в 2015 г. Существенный отраслевой рост глубины переработки нефти связан с вводом углубляющих мощностей, среди которых: установка каталитического крекинга (АО «Куйбышевский НПЗ»), комплекс глубокой переработки вакуумного газойля (ООО « ЛУКОЙЛВолгограднефтепереработка »), установка замедленного коксования (АО «ТАНЕКО», АО « Антипинский НПЗ » и др ). Данные ЦДУ ТЭК
АО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОНПЗ» - ОДИН ИЗ ЛИДЕРОВ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ РОССИИ 20,48 70,9 91,72 10,4 Данные ЦДУ ТЭК
Комплексная оценка НПЗ, разработанная в 60-е годы техническим редактором и консультантом по нефти известного журнала Oil & Gas Journal Вильбургом Нельсоном - оценивает уровень вторичной мощности преобразования на НПЗ по отношению к первичной мощности дистилляции. Индекс сложности Нельсона присваивает коэффициент сложности для каждой основной единицы оборудования НПЗ на основе его сложности и стоимости в сравнении с оборудованием по перегонке сырой нефти, которому присваивается коэффициент сложности 1,0. Сложность каждой установки на НПЗ вычисляется путем умножения его коэффициента сложности и стоимости. КЛЮЧЕВЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ НПЗ ИНДЕКС СЛОЖНОСТИ НЕЛЬСОНА Установка n -го предприятия Коэффициент сложности Доля потока Сложность Атмосферная перегонка 1,0 1,00 1*1= 1 ГФУ 0,5 0,05 0,5*0,05= 0,025 Гидроочистка бензина 2,0 0,30 2*0,3= 0,6 Гидроочистка ДТ 2,5 0,20 2,5*0,2= 0,5 Каталитический риформинг 3,4 0,15 3,4*0,15= 0,51 Изомеризация 3,7 0,15 3,7*0,15= 0,56 Каталитический крекинг 7,2 0,15 7,2*0,15= 1,08 Вакуумная перегонка 1,0 0,40 1*0,4= 0,4 Алкилирование 7,5 0,05 7,5*0,05= 0,38 Висбрекинг 3,2 0,20 3,2*0,2= 0,64 ИТОГО: 5,70 Коэффициент сложности для каждой установки меняется со временем, так как происходит непрерывный технический прогресс и их усложнение. Нельсон вычислил коэффициенты сложности для каждой установки исходя из стоимости на ее строительство и ее производительности. Пример расчета коэффициента сложности установки: ЗСуппн = 40 млн. руб./20000 тонн в сутки = 2000 руб. в сутки на тонну сырья, где: ЗСуппн - затраты на строительство установки первичной перегонки нефти; 40 млн. руб. - стоимость затрат на строительство; 20000 т/год - производительность установки. Коэффициент сложности для данной установки = 1,0 Пример расчета коэффициента сложности установки: З Суса = 15 млн. руб./1000 тонн в сутки = 15000 руб. в сутки на тонну сырья, где: ЗСуса - затраты на строительство установки сернокислотного алкилирования ; Коэффициент сложности для данной установки = 15000 руб. в сутки/2000 руб. в сутки = 7,5
Переработка нефти на АВТ, млн. тонн
Не входит в структуру предприятия, в связи с образованием в ноябре 2007 года ООО « Газпромнефть -СМ» с целью повышения эффективности и развития масляного бизнеса компании.
стр. 15 Реконструкция Новое строительство Отдельное предприятие СХЕМА АО «Газпромнефть-ОНПЗ» в 2020 году Показатель 2016 год 2020 год Класс продукции Класс 5 Класс 5 Глубина переработки 90,6% 96,8% Выработка светлых нефтепродуктов 70,9% 80,2% Индекс Нельсона 7,0 8,5 Индекс энергоэффективности, EII 110 104
1. Подготовка нефти к переработке (электрообессоливание и обезвоживание нефти). 2. Атмосферная перегонка нефти (ректификация при атмосферном давлении). 3. Стабилизация прямогонного бензина. 4. Фракционирование прямогонного бензина. 5. Вакуумная перегонка мазута (ректификация под вакуумом). Процессы первичной переработки нефти в АО «Газпромнефть-ОНПЗ»
Суммарная утвержденная мощность первичной переработки 22227,8 тыс. тонн в год. ЭЛОУ-7 6325,5 тыс. тонн., проект ВНИПИнефть (1961, 1976, 2010 г.); ЭЛОУ-8 3547,8 тыс. тонн., проект ВНИПИнефть (1961, 1967, 2010 г.); ЭЛОУ-АТ-9 4656,7 тыс. тонн., проект ЗАО « Нефтехимпроект » Россия (2015 г.); ЭЛОУ-АВТ-10 8601,2 тыс. тонн., проект ВНИПИнефть ( 1974, 2000, 2009, 2013 г.); АВТ-6 1783,0 млн. тонн., проект Азгипронефтехим, г. Баку ( 1956, 2010 г.); АВТ-7 3639,1 млн. тонн., проект Азгипронефтехим, г. Баку (1959, 2011, 2013 г.); АВТ-8 3547,8 млн. тонн., проект Азгипронефтехим, г. Баку (1959, 2011, 2014 г.); Установки первичной переработки нефти АО «Газпромнефть-ОНПЗ»
Марки нефти - это качественные характеристики нефти, добываемой на разных месторождениях, отличающиеся по составу (наличию примесей, содержания серы, различного содержания групп алканов ), качеству и однородности. В РФ существует 6 основных маркерных сортов нефти: Сорт нефти Место добычи Содержание серы, % масс. Плотность, кг/м ³ URALS ХМАО и Татарстан 1,30 865 Siberian Light ХМАО, ЯНАО 0,58 8 54 Arctic Oil (ARCO) Арктика, шельф Печорского моря 2,30 910 Sokol Сахалин 0,23 835 ESPO (Eastern Siberia-Pacific Ocean ) Западносибирский регион 0,62 851 Vityaz Сахалин 0,18 820 Brent Северное море 0,36 825 WTI ( West Texas Intermediate) Штат Техас 0,40 827 Dubai Crude ОАЭ 2,0 0 870 Серосодержащие соединения наносят существенный вред, как при переработке нефти, так и при использовании нефтепродуктов. Наличие серы в топливах отрицательно сказывается на их эксплуатационных характеристиках и вызывает следующие нежелательные последствия: Ухудшение детонационных свойств; Смолообразование; Уменьшение стабильности; Увеличение нагарообразования; Усиление коррозийной активности (износ аппаратуры и оборудования ) Ухудшение смазывающих свойств; Уменьшение сроков службы каталитических нейтрализаторов; Повышение токсичности. Кроме этого, при сгорании сернистых соединений выделяются SO 2 и SO 3, который при гидратации образуют сернистую и серную кислоты. Кислоты способствую коррозии стенок цилиндров и других частей оборудования. Попадание серной кислоты в масла приводит к образованию смолистых продуктов и, как следствие, нагара, ускоряющего износ двигателя.
Качественные характеристики сырья для АО « Газпромнефть -ОНПЗ» Нормативно-техническая документация: Сырая нефть - ГОСТ Р 51858-2002 (с изм.1,2) «Нефть, общие технические условия»; Конденсат газовый стабильный - ГОСТ Р 54389-2011 «Конденсат газовый стабильный, технические условия», либо внутренние СТО поставщика. Сравнительная характеристика сырья АО «Газпромнефть-ОНПЗ Показатель качества Сырая нефть КГС Смесь сырой нефти и КГС (7%) Плотность при 15°С, кг/м³ 854 755 847 Массовая доля хлористых солей, мг/л 10 2 9 Массовая доля общей серы, % 0,58 0,02 0,54 Содержание воды, % масс. 0,1 отс. 0,1 Условное обозначение: "Нефть 1.1(2).1.1 ГОСТ 51858-2002" Условное обозначение нефти ГОСТ Р 51858-2002 Сырая нефть АО " Газпромнефть -ОНПЗ" Норма по ГОСТ Фактическое значение Класс нефти (по сере) Класс 1 (малосернистая), % масс. <0,60 0,58 Тип нефти (по плотности) Тип 1 и 2 (легкая или средняя), кг/м³ 833,8-873,5 853,0-854,0 Группа нефти ( по содержанию воды и ХС) Группа 1, мг/дм³ <100 12 Вид нефти (по H2S и RSH) Вид 1 <20 и <40 <2,0* * - анализ сырой нефти в смеси с КГС.
Конденсат газовый стабильный, белая нефть - ценное газохимическое сырье, которое используется в качестве добавки к сырой нефти для улучшения ее параметров и для производства светлых нефтепродуктов. Фракционный и углеводородный состав газового конденсата варьируется в широком диапазоне и зависит от условий залегания. КОНДЕНСАТ ГАЗОВЫЙ СТАБИЛЬНЫЙ (КГС) Одним из масштабных объектов строительства на ОНПЗ в 2014 году стал терминал слива, хранения и закачки в переработку КГС. Терминал имеет стратегическое значение для компании ПАО «Газпром нефть», поскольку его ввод позволил увеличить объём выработки « светлых (выкипающих до 350°С)» нефтепродуктов. Годовая мощность терминала составляет 1,3 млн тонн КГС. Поставщики КГС для ОНПЗ: ООО «Сургут перевалка» ХМАО; П АО « Новатэк » ЯНАО; ООО « Севернефть Уренгой» ЯНАО. Средняя температура кипения КГС от 30 до 480°С: 30-180°С - бензин; 180-250°С - керосин 180-360°С - дизельное топливо; 360-КК - ВКК. Полученный из скважины газовый конденсат называется нестабильным. После очистки от примесей и дегазации он становится стабильным. КГС - это прозрачная жидкость, но в зависимости от глубины, с которой она была извлечена, цвет может меняться от соломенного до желтовато-коричневого из-за примесей нефти. Газовый конденсат иногда называют белой нефтью.
Растворенные в воде соли (преимущественно хлориды) способствуют коррозии оборудования и трубопроводов вследствие гидролиза, протекающего с образованием соляной кислоты. При переработке сернистых нефтей при высоких температурах выделяется сероводород. Коррозия оборудования при его совместном взаимодействии с хлористым водородом значительно увеличивается. ЭЛЕКТРООБЕССОЛИВАНИЕ И ОБЕЗВОЖИВАНИЕ Подготовка нефти заключается в удалении содержащихся в ней воды, механических примесей и солей. Переработка нефти в таком виде не представляется возможной, так как вследствие попадания воды в систему резко повышается давление и ухудшается степень ректификации в колоннах. Механические примеси затрудняют транспортировку нефти и её переработку, вызывают эрозию внутренних поверхностей трубопроводов и образуют отложения в теплообменниках, печах, холодильниках, что приводит к снижению коэффициента теплопередачи, повышают зольность остатков от перегонки нефти (мазута, гудрона), а также содействуют образованию стойких эмульсий. К качеству подготовленной нефти предъявляются жесткие требования, соблюдение которых увеличивает продолжительность межремонтных пробегов, улучшает качество продуктов и физический износ оборудования вследствие протекания процессов коррозии
Показатель качества Норма по СТО 7.401101 ЭЛОУ-7 ЭЛОУ-8 ЭЛОУ-АТ-9 ЭЛОУ-АВТ-10* Плотность при 15°С, г/см³ - 0,8461 0,8467 0,8506 0,8486 Массовая доля воды, % <0,1 0,06 0,07 0,1 0 0,30 Массовая концентрация ХС, мг/дм³ <3,0 2,4 2,1 2,5 2,8 Норма расхода деэмульгатора (грамм на тонну сырья) - 2 2 3 3 * - для ЭЛОУ-АВТ-10 норма по содержанию воды - не более 0,30% масс.; по содержанию ХС - не более 5,00 мг/дм ³. Качество обессоленной и обезвоженной нефти на выходе с установок (блоков) ЭЛОУ предприятия: ** - на предприятии применяется деэмульгирующий реагент марки «Геркулес-1603» компании ООО «Колтек ЭкоХим».
Атмосферная перегонка нефти: Нефть представляет собой сложную смесь парафиновых, нафтеновых, ароматических и других углеводородов с различными молекулярными массами и температурами кипения. Для разделения нефти на фракции ( смесь углеводородов с температурой кипения в определенном интервале ) применяется процесс ректификации. Он осуществляется за счет многократного контактирования восходящих паров и стекающего вниз конденсата в аппаратах колонного типа, оборудованных контактными устройствами ‑ тарелками. На нашем предприятии существует 5 установок первичной переработки нефти (АВТ- 6,7,8,10 и АТ-9). АТМОСФЕРНАЯ ПЕРЕГОНКА НЕФТИ Блок-схема установки АТ-9
На предприятии 4 установки имеют в своем составе вакуумные блоки: АВТ-6 (Действующий); АВТ-7 (Консервация) АВТ-8 (Консервация) КТ-1/1 С-001 (Действующий) АВТ-10 (Действующий) ВАКУУМНАЯ ПЕРЕГОНКА МАЗУТА - ПРОЦЕСС, УВЕЛИЧИВАЮЩИЙ ГЛУБИНУ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Перегонка под вакуумом основана на том, что при уменьшении внешнего давления над жидкостью понижается температура ее кипения. УВ, кипящие, при 500 о С при атмосферном давлении, можно перегонять при давлении в несколько мм. рт. с т. при 200-250 о С. Проведение ректификации под вакуумом снижает температуру нагрева разделяемой смеси, что очень важно при разгонке тяжелых температурных остатков (мазута), которые при более высоких температурах нагреваются и коксуются. Вакуумную перегонку применяют в тех случаях, когда жидкость при нормальных условиях имеет слишком высокую температуру кипения или когда она при нагревании до высокой температуры подвергается разложению или изменению.
Физическая стабилизация бензина предназначена для удаления углеводородных газов С3, С4 из бензина и осуществляется в ректификационных колоннах под давлением 10-13 кгс/см ². Вторичная перегонка бензина осуществляется для разделения его на узкие по температуре кипения фракции: сырье для процесса изомеризации - фракцию НК-62°С, компонент БГС или прямогонного бензина - фракцию 62-85°С и компонент сырья риформинга 85-180°С. Процесс разделения стабильного бензина на фракции требует проведения четкой ректификации. Четкая ректификация бензина осуществляется в колоннах с большим числом тарелок (от 60 до 105). На предприятии имеется одна установка физической стабилизации бензина ( ФСБ ) и три блока стабилизации и фракционирования бензина включенные в состав установок АВТ-10, АТ-9 и С-100 КПА. Фр.НК-62°С Фр.62-85°С Фр.85-180°С Фр.ТС-1 Фр.ДТ«Л » (Л) Фр.ДТ«Л » (Т)
Каталитический крекинг. Каталитический риформинг. Гидроочистка. Алкилирование (25/12). Изомеризация (Изомалк-2). Висбрекинг (Секция КТ-1/1). Гидрокрекинг. Коксование (21-10/3М). Производство битумов (19/3). Производство масел и смазок (ОЗСМ). Производство элементарной серы (УПС). Производство ароматических углеводородов (КПА). Газофракционирование (ГФУ-2). Производство МТБЭ (Секция КТ-1/1). Производство серной кислоты (РОСК). Производство водорода (УПВ). Процесс короткоцикловой адсорбции (КЦА). Депарафинизация ДТ. Процессы вторичной переработки нефтепродуктов в АО «Газпромнефть-ОНПЗ»
На установке каталитического риформинга низкооктановые прямогонные бензиновые фракции с установок АВТ превращаются в высокооктановые компоненты автомобильного бензина. Процесс является единственным источником водорода для процессов гидрообессеривания бензинов и дизельных топлив, а также вакуумного газойля. На Омском НПЗ функционируют две установки каталитического риформинга общей мощностью - 1600 тыс. т/год. Риформинг Л-35/11-1000 в 2005 году модернизирован на основе технологии, разработанной американской компанией UOP. Построен новый блок риформинга с непрерывной регенерацией катализатора. Установка может безостановочно работать от двух до семи лет до проведения профилактических работ. Риформинг Л-35-11/600, пущен в эксплуатацию после консервации в 2012 году. Защищены инвестиции на его модернизацию в объеме несколько млрд. рублей. Установка КЦА предназначена для концентрирования водородсодержащего газа, отдуваемого в заводской коллектор для очистки ВСГ от примесей и возврата извлеченного водорода в сеть предприятия. КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ (РЕФОРМИНГ), ПЛАТФОРМИНГ Установка риформинга с НРК в составе комплекса по производству ароматических углеводородов (С-200/300 КПА) - технология американской фирмы UOP. Мощность по сырью блока риформинга составляет 1080 тыс. тонн в год. Важный процесс, который позволяет получать: Высооктановый компонент автобензина; Ароматические углеводороды; ВСГ с высокой концентрацией водорода, для процессов гидроочистки, гидрокрекинга и т.д. Минусы процесса: Большое количество АУ до 75% об. (ТР ТС 13/2011 - не более 35% об.) и бензола до 5% об. (не более 1% об.)
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КОМПОНЕНТОВ БЕНЗИНОВОГО ПУЛА ПРЕДПРИЯТИЯ ИОЧ МОЧ ДНП, кПа % об. выкип. при 70°С % об выкип. при 100°С % об выкип. при 180°С Бензол, % об. АУ, % об Сера, % масс. Парафины, % масс Нафтены, % масс Олефины, % об. Плотность, кг/м³, при 15°С Прямог. бензин АВТ-6 58 57 76 14 44 85 0,3 7,2 0,0074 59 31 0 720 НК-70 (АТ-9) 70 69 83 96 100 - 0,4 0,4 0,0009 90 9 0 647 70-100°С (АТ-9) 73 71 33 - - - 0,8 1,3 0,0020 62 36 0 707 100-180°С (АТ-9) 49 47 30 0 0 98 0 9,8 0,0060 47 41 0 757 НК-62 (АВТ-10) 70 69 84 97 100 100 1,0 0,9 0,0015 81 17 0,7 662 62-85°С (АВТ-10) 64 62 31 8 95 100 0,8 2,8 0,0021 42 56 0 716 85-140°С (АВТ-10) 49 47 14 - - 99 0 9,7 0,0032 46 43 0,4 756 C4 94 90 366 100 100 100 0 0 0,0003 100 0 0 585 iC5 92,5 89 136 100 100 100 0 0 0,0004 98-100 0 0 625 FCC ( КТ-1/1 ) 91-92 80-82 64 28 52 93 0,7 25 0,003 35 13 24 738 FCC ( 43/103 ) 91 80 64 22 48 91 0,5 23 0,09 30,6 11 23 738 Л-35/11-1000 103 92 42 4 15 96 1-5 73-75 0 19 0,5 1,1 827 Л-35/11-600 95 85 42 4 14 96 1-5 73-75 0 19 0,5 1,2 790 Риформат КПА 97 86 25-35 0 6 100 2 70 0 21 2,5 0,8 815 Изомеризат 91 89 69 96 100 100 0 0 0 88 2 0 660 Алкилат 95,8 92,3 60 29 96 96 0 0 0 100 0 0 698 Рафинат КПА 55,5 54,3 25 0 66 98 0 0,5 0 88 9,5 2 703 МТБЭ 115 93 59 100 100 100 0 0 0 0,8 0 0 745 Толуол 112 98 4 0 0 100 0 100 0 0 0 0 870 Бензин коксования 72 67 56 18 55 98 0,2 7 0,3 41 18 35 719 АО « Газпромнефть -ОНПЗ» имеет широкую линейку компонентов для производства автомобильных бензинов различных классов и с различными октановыми характеристиками. Прямогонный бензин необходимо подвергать вторичной переработке, используя в процессах изомеризации, риформинга, в т.ч. при производстве ароматических углеводородов.
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГЛАМЕНТИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА АВТОМОБИЛЬНЫХ БЕНЗИНОВ Автомобильные бензины, предназначенные для длительного хранения в Росрезерве и МО РФ, и должны иметь ИП - 1200 мин. и не должны содержать спирты и моющие присадки. * - для РФ - отсутствие ** - для марок бензинов по ГОСТ Р 51866-2002 - виды 1-3. *** - все показатели массовой доли серы указаны для каждого класса бензина.
Катализатор на блок НРК
Принцип работы основан на способности адсорбента притягивать и удерживать примеси при высоком давлении и освобождаться от них при его понижении. КЦА подразумевает непродолжительное время постоянно повторяющихся рабочих циклов высокого давления (адсорбции)/низкого давления (десорбции). Качество сырья и продуктов КЦА Наименование показателя Сырьевой ВСГ Продуктовый ВСГ Отдувочный газ Качество (содержание, % об.) Водород 77,07 99,9 31,27 Азот 0,26 0,68 Окись углерода 6 ppm <1 ppm 16 ppm Двуокись углерода 2 ppm 6 ppm Метан 13,42 40,24 Этан 3,21 9,65 Пропан 2,71 8,15 Изобутан 1,2 3,61 Н-бутан 0,78 2,34 Изопентан 1,35 4,06 Сероводород 11 ppm 31 ppm Сероокись углерода Следы Следы Аммиак 13 ppm 36 ppm Лицензиаром КЦА является компания UOP, США; рабочий проект выполнен ЗАО «Нефтехимпроект». КЦА включает в себя следующее оборудование: приемный сепаратор ВСГ ( V-1 ); сырьевой компрессор (С-1); шесть адсорберов очистки водорода от примесей ( V -2 A - V -2 F ); емкость отдувочного газа ( V-3 ); компрессор отдувочного газа (С-2).
33 Технологические потоки КЦА Сырьевые компоненты: 1. УВГ из блока очистки ВСГ С-500 КПА содержащий около 58% об. Н2; 2. Отдувочный ВСГ с двух потоков блока очистки ВСГ установки Л-24/7, содержащий около 88% об. Н2; 3. Отдувочный ВСГ из блока очистки ВСГ установки С-100 КТ-1/1, содержащий около 88% об. Н2; 4. Продуктовый ВСГ из блока хлорадсорбции ВСГ установки Л-35/11-600, содержащий около 86% об. Н2; 5. Продуктовый ВСГ из блока дожатия ВСГ установки Л-35/11-1000, содержащий около 92% об. Н2; 6. Отдувочный ВСГ из блока очистки ВСГ установки Л-24/9, содержащий около 86% об. Н2; 7. Отдувочный ВСГ с двух потоков блока очистки ВСГ установки Л-24/6, содержащий около 90% об. Н2; 8. Отдувочный ВСГ из приемного сепаратора DB-611 циркулирующего компрессора установки С-600 КПА, содержащий около 87% об. Н2
34 Принципиальная технологическая схема КЦА Блок подготовки сырья
35 Принципиальная технологическая схема КЦА Блок адсорберов
Процесс изомеризации - один из самых эффективных способов увеличения выпуска высокооктановых компонентов с улучшенными экологическими характеристиками. Сырьем для производства изомеризата главным образом служат легкие бензиновые фракции прямогонных, газовых бензинов, а также бензинов риформинга и гидрокрекинга, имеющие низкое октановое число. В 2010 году на ОНПЗ состоялся пуск установки изомеризации легких бензиновых фракций по технологии «Изомалк-2», являющейся одной из первых масштабных проектов компании ПАО «Газпром нефть» для предприятия. Этот уникальный комплекс является самой мощной установкой данного типа в России и Европе и входит в тройку самых мощных в мире (мощность - 800 тыс. тонн по сырью). « Изомалк-2» выпускает изомеризат - высокооктановый компонент товарных бензинов с минимальным содержанием серы и отсутствием ароматических углеводородов, что позволяет получать бензины с высоким октановым числом экологического класса 5, соответствующие требованиям Технического регламента Таможенного Союза. ИЗОМЕРИЗАЦИЯ ЛЕГКИХ БЕНЗИНОВЫХ ФРАКЦИЙ ИОЧ – 91 пункт, АУ – отс., S – отс., C6H6 – отс., Олефины – отс.
Схема Изомалк-2 - С РЕЦИКЛОМ Н-ПЕНТАНА И МАЛОРАЗВЕТВЛЕННЫХ ГЕКСАНОВ (ДИП+ДП+ДИГ) позволяет максимально использовать возможности технологии "Изомалк-2" в изомеризации пентан-гексановой фракции. Октановое число изомеризата (91-92 пункта) достигается за счет осуществления рецикла н-пентана и гексанов. Несмотря на высокие капитальные и эксплуатационные затраты, реализация технологии изомеризации легких бензиновых фракций по данной схеме, в условиях необходимости производства автобензина, соответствующего нормам Евро-4, Евро-5, стала оптимальным вариантом для нефтеперерабатывающих заводов в Омске и Саратове.
38 Технология Изомалк-2 Отличительные особенности катализатора изомеризации СИ-2 заключаются в следующем: Изомеризующая активность катализатора СИ-2 значительно выше, чем у цеолитных катализаторов и не уступает по активности хлорированным катализаторам ; Катализатор СИ-2 устойчив к действию каталитических ядов, восстанавливает свою активность даже после краткосрочных проскоков воды до 100 ppm и серы до 5 ppm ; Не требуется подача кислотных реагентов, и, соответственно, отсутствует блок защелачивания отходящих газов; Высокий выход товарного изомеризата - 97-99%; Срок службы катализатора СИ-2 - 10-12 лет. Октановое число изокомпонента, получаемого по технологии "Изомалк-2" определяется, в основном, выбором варианта технологической схемы.
Каталитический крекинг Процесс каталитического крекинга является одним из основных процессов, направленных на углубление переработки нефти и предназначен для получения из вакуумного газойля и смеси вакуумных дистиллятов установок АВТ - компонента для производства автобензинов и сжиженных газов - сырья для нефтехимии, производства МТБЭ и процесса алкилирования. В технологической схеме АО «Газпромнефть-ОНПЗ две установки каталитического крекинга 43/103 и С-200 установки КТ-1/1. В составе комплекса КТ-1/1 - предварительная гидроочистка сырья, на 43/103 - отсутствует. С пуском комплекса КТ-1/1 вовлечение прямогонного мазута в товарное котельное топливо практически прекратилось, при этом глубина переработки нефти достигла 83%. Проведенная в 2015 году реконструкция С-200 установки КТ-1/1 позволила перейти нашему предприятию на 100% выпуск автомобильных бензинов 5-го экологического класса. Реконструкция включала в себя полную замену физически изношенного регенератора. КАТАЛИТИЧЕСКИЙ КРЕКИНГ – ПРОЦЕСС, УВЕЛИВАЮЩИЙ ГЛУБИНУ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ Производительность каталитического крекинга ОНПЗ (365 дней): С-200 КТ-1/1 - 2 400 016 тонн в год, 43/103 - 1 843 980 тонн в год. Секция газоочистки и газоразделения (С-100 43/103 ): Б лок моноэтанольной очистки газа в абсорберах и смеси рефлюкса, углеводородного конденсата ГФУ, бензин-отгона установок г/о Л-24 в экстракторе; Блок демеркаптанизации смеси рефлюкса; углеводородного конденсата, бензин-отгона. Регенерация циркулирующего раствора щелочи; Блок газоразделения, где вырабатывается ППФ, ББФ, бензин газовый. Секция абсорбции и газофракционирования (С-300 КТ-1/1): Предназначена для абсорбции, стабилизации и фракционирования жирного газа и нестабильного бензина, поступающих с секции каталитического крекинга, а так же газов висбрекинга и гидроочистки. Секция абсорбции и газофракционирования состоит из следующих блоков: блока абсорбции, где осуществляется деэтанизация и абсорбция жирного газа и нестабильного бензина с получением сухого газа и нестабильного бензина; блока стабилизации и разделения газовой «головки», где осуществляется стабилизация нестабильного бензина с получением «головки» стабилизации, которая разделяется на пропан - пропиленовую и бутан - бутиленовую фракции; узла демеркаптанизации бутан - бутиленовой фракции, в основу которой положена очистка ББФ (10 15) % масс. раствором щелочи. Сырье процесса каталитического крекинга - вакуумные дистилляты АВТ, атмосферный дистиллят АВТ, вакуумный газойль, остаточные продукты производства масел -экстракт, гач, петролатум, деасфальтизат, слопвокс, рафинаты )
1. П рямоточный реактор 2, 3. Сепарационные камеры 4. Десорбер 5. Сырьевая форсунка 6. Р егенерационная камера Ⅰ. Сырье Ⅱ. Водяной пар Ⅲ. Воздух Ⅳ. Регенерированный катализатор Ⅴ. Закоксованный катализатор Ⅵ. Продукты крекинга Ⅶ. Дымовой газ Схема реакторно-регенераторного блока секции каталитического крекинга типа ортофлоу
Установка с лифт-реактором. Принципиальная схема установки каталитического крекинга с лифт-реактором на микросферическом цеолитсодержащем катализаторе 1 — трубчатая печь; 2, 22, 25, 27 — теплообменники; 3, 19, 20, 21, 24,28, 29 — насосы; 4 — подогреватель воздуха; 5 — бункер для катализатора; 6, 18 — циклоны; 7 — электрофильтр; 8 — котел-утилизатор; 9 — реактор-сепаратор; 10 — десорбер реактора; 11 — регенератор; 12 — лифт-реактор; 13,17 — отпарные колонны; 14 — ректификационная колонна; 15, 23, 26, – аппараты воздушного охлаждения; 16 - емкость; I – сырье; II – топливо в подогреватель; III – воздух; IV – свежий катализатор на догрузку системы; V – очищенные дымовые газы; VI – катализаторная пыль; VII – дымовые газы; VIII – закоксованный катализатор; IX – продукты реакции; X – водяной пар; XI – регенерированный катализатор; XII – шлам; XIII – углеводородный газ; XIV – водный конденсат; XV – бензин; XVI - легкий газойль; XVII – сырье для технического углерода (фр. 350 – 420 °С); XVIII – остаточная фракция (выше 420 °С).
Газофракционирующая установка ГФУ‑2 предназначена для разделения рефлюкса на индивидуальные углеводородные фракции. В качестве сырья для установки ГФУ‑2 используется рефлюкс прямогонный с установок АВТ-10, ФСБ и головка стабилизации установок риформинга 35-11/600 и 35-11/1000, газ углеводородный сжиженный отпарной колонны установки «Изомалк-2» и секции С-300 комплекса КПА. Год ввода в действие установки - 1974 г. Производительность установки составляет 65,1 т/ч по сырью. Газофракционирующая установка ГФУ-2 ГАЗОФРАКЦИОНИРОВАНИЕ Продукты установки: Фракция пропановая – растворитель на установках деасфальтизации ОЗСМ. Фракция изобутановая – компонент сырья на установке сернокислотного алкилирования. Фракция изопентановая – компонент при приготовлении автобензина. Бутан нормальный – сырье для получения бутадиена в производстве синтетического каучука, а также для пиролиза и других целей. Фракция бензиновая – компонент при приготовлении товарных автобензинов и сырье установки «Изомалк‑2». ПА, ПБА – используется в качестве моторного топлива для автомобильного транспорта. ПТ, СПБТ, БТ – используется в качестве топливного газа для коммунально-бытовых нужд. Сухой газ – Используется в качестве топливного газа и сырья установки по производству инертного газа и двуокиси углерода
Сырье Фр.С5-С6 Фр.С3-С4 Фр. бензиновая в ТП Сухой газ Фр. С3 Фр. С4 Сухой газ Фр. i С4 Фр. i С 5 Установка состоит из: - сырьевого парка; - блока подготовки сырья; - блока разделения сырья; - блока разделения пропан-бутановой фракции; - блока разделения бутановой фракции; - блока извлечения изопентановой фракции. На предварительном этапе, осуществляется очистка сырья от сернистых соединений при помощи 10 15 % раствора щелочи ( NaOH ) по схеме циркуляции щелочи с помощью инжектора. В основу процесса очистки сырья положены следующие реакции: 1) H 2 S + 2 NaOH = Na 2 S + 2 H 2 O ; 2) RSH + NaOH = RSNa + H 2 O. Получаемые в результате меркаптиды ( RSNa ) и сульфид натрия ( Na 2 S ) нерастворимы в углеводородах и переходят в щелочную фазу. 10 ÷ 15 %. Раствор щелочи на установку принимается из автоцистерны. Отработанная щелочь автоцистерной вывозится с установки на очистные сооружения для утилизации.
Технологический процесс ОС Смесь рефлюксов О-1/1,2 Е-8/1 3 Е-8/6 И-1/1 3 Блок защелачивания Е- 17 10-15% NaOH Е-8/4 5 Н-1,2 Н-31А И-1/4 5 Сырье 35/11-1000 КПА ФСБ АВТ-10 Изомалк-2 Пеноникелевые осветлители для удаления влаги из сырья Инжекторы сырья и щелочи Емкость отработанной щелочи Емкость свежей щелочи Емкости защелачивания Вода в промканализацию Вода с БОВ
Установка по производству серы по методу Клауса. Установка предназначена для получения элементарной серы, широко используемой в промышленности. В настоящее время на установке конверсия H 2 S в серу составляет 93-95%. В качестве сырья на установке используется кислый газ (сероводород), поступающий в насыщенном растворе моноэтаноламина, с блоков аминной очистки углеводородных газов КТ-1/1 и 43-103, а также кислый газ (сероводород) с установок гидроочистки дизельных топлив. Сера находит широкое применение при синтезе многих продуктов (серная кислота, красители, сероуглерод и др.) и получении различных веществ и материалов (резина, целлюлоза, удобрения, присадки к маслам и др ). ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕМЕНТАРНОЙ СЕРЫ
ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕМЕНТАРНОЙ СЕРЫ. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА
Установка сернокислотного алкилирования 25/12 (УСА, УСКА): Сырьем установки 25/12 являются бутан-бутиленовые фракции (ББФ) каталитических крекингов, изо-бутановая фракция газофракционирующей установки ГФУ-2. Катализатором процесса алкилирования является серная кислота с концентрацией 98 %. Для обеспечения установки сернокислотного алкилирования данным катализатором и утилизации отработанной серной кислоты, введена в эксплуатацию установка регенерации отработанной серной кислоты (РОСК). Производство необходимого количества серной кислоты осуществляется за счет сжигания отработанной кислоты процесса сернокислотного алкилирования, кислого и топливного газа с последующим окислением SO 2 в SO 3. Кроме того, часть произведенной серной кислоты отгружается в качестве товарной продукции. Качественная подготовка сырья и соблюдение четкого технологического режима позволило добиться повышения выпуска алкилбензина с 89,6% (по проекту) до 94,3% с сохранением неизменно высокого качества. Установка сернокислотного алкилирования ( фирма TECNIP Франция) с проектной производительностью 405,5 тыс.т /год алкилбензина, введена в эксплуатацию в 2001г. Алкилат - идеальный высокооктановый компонент бензина, не содержащий серы, олефинов и ароматических углеводородов. СЕРНОКИСЛОТНОЕ АЛКИЛИРОВАНИЕ ИЗОБУТАНА ОЛЕФИНАМИ
В 1983г. на Омском НПЗ был введен в эксплуатацию комплекс по производству ароматических углеводородов. Лицензиаром технологического процесса является фирма UOP. Комплекс - это: одиннадцать технологических секций (установок), составляющих два блока и представляющих собой единый производственный цикл. Блок «А» входят процессы по подготовке сырья для риформинга, сам риформинг с непрерывной циркуляцией катализатора, экстракция сульфоланом, термогидродеалкилирование и ректификация бензол-толуольного концентрата. Блок «В» состоит из процессов трансалкилирования ароматики (Tatoray), изомеризации ксилолов (Isomar), адсорбционного выделения параксилола (Parex) и получения ортоксилола методом четкой ректификации. Все продукты, вырабатываемые на КПА, являются важнейшим сырьем промышленности нефтехимии и органического синтеза. На базе этих продуктов осуществляется широкий синтез их производных и конечных товарных продуктов: синтетических каучуков, волокон, пластмасс, смол, красителей и других. Бензол – используется для производства этилбензола (который является промежуточным продуктом при производстве стирола), изопропилбензола (сырьё для получения фенола), циклогексана (сырье для производства полиамидных волокон), хлорбензола, нитробензола (сырьё для получения пестицидов и анилина). Параксилол - используется как сырье для получения полиэфирных волокон, при производстве пленок, бутылок и термопластиков. Ортоксилол - идет на производство сырья для получения большого ассортимента пластификаторов, водорастворимых алкидных и полиэфирных смол. ПРОИЗВОДСТВО АРОМАТИЧЕСКИХ УГЛЕВОДОРОДОВ
Гидроочистка бензинов и ДТ Гидроочистка - процесс каталитической очистки нефтяных дистиллятов от сернистых, азотистых и кислородных соединений на алюмокобальтмолибденовом или алюмоникельмолибденовом катализаторе в атмосфере водородсодержащего газа. Ужесточение требований к качеству дизельных топлив – общемировая тенденция. Прежде всего, это касается экологических характеристик как самих топлив, так и продуктов их сгорания. Особое внимание уделяется содержанию серы в топливах. Модернизации действующих установок и строительство новых, дало возможность решить эту проблему. Новый комплекс гидрооблагораживания моторных топлив введенный в эксплуатацию в 2012 году, позволил Омскому нефтезаводу полностью перейти на выпуск бензинов и дизельных топлив, соответствующих требованиям класса 4 и класса 5. Установка ГО БКК предназначена для уменьшения содержания серы в бензине при минимально возможном снижении октанового числа. Базовый проект выполнен компанией AXENS (Франция). Установка гидроочистки дизельного топлива ГО ДТ построена по технологии фирмы UOP (США). Продукция этой установки - дизельное топливо - с содержанием серы менее 10 ppm, а также по другим показателям соответствует требованиям Евро-5. В технологической схеме АО «Газпромнефть-ОНПЗ» имеется четыре установки гидроочистки дизельных фракций и одна установка гидроочистки бензинов каталитического крекинга. Установленная мощность установок: Л- 24/6 - 1314 тыс.т/год ; Л- 24/7 (гидроочистка) - 658,8 тыс.т/год ; Л- 24/7 (депарафинизация) - 473,2 тыс.т/год ; Л- 24/9 - 2336 тыс.т/год ; ГО ДТ - 3000 тыс.т/год ; ГО БКК - 1200 тыс.т/год. ГИДРООЧИСТКА
1 – печь; 2 – реактор; 3, 6, 16 – сепараторы; 4 – стабилизационная колонна; 5, 7 – насосы; 8- 10 – аппараты воздушного охлаждения; 11- 14 – теплообменники; 15 – холодильник; I – Сырье; II - Водородсодержащий газ; III – Гидрогенизат; IV – Гидроочищенная дизельная фракция; V – Газ; VI – Бензин; VII – пар; VIII – Водородсодержащий газ на очистку
СРАВНИТЕЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РЕГЛАМЕНТИРУЕМЫХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВ ГОСТ 52368-2005 (с изм. 1) ГОСТ 32511-2013 ТР ТС 013/2011 ГОСТ 305-2013 ГОСТ 55475-2013 ТУ 38.301-19-155-2009 с изм. 1-11 Вид/класс/марка I II III К3 К4 К5 К2 К3 К4 К5 Л Е З А З З А А А Л З (-35) З (-45) 1. Цетановое число, ед., не менее 51 51 45 51 45 48 47 51 47 2. Фракционный состав, % об. 180°С, не более 10 250°С, менее 65 65 65 340°С, не менее 95 350°С, не менее 85 85 85 50%, не выше 280 280 280 255 95%, не выше 360 360 360 360 360 3. Температура вспышки, °С, не ниже 55 55 40 30 55 30 ДТЛ и ДТМ, не ниже 40 40 55 55 ДТЗ и ДТА, не ниже 30 для тепловозных и судовых дизелей 62 62 40 35 для дизелей общего назначения 40 40 30 30 4. Конц. факт. смол, мг/100 см³, не более 5. ПТФ, °С, не выше минус 5 минус 15 минус 25-минус 35 минус 45 минус 32 минус 38 минус 44 минус 48 минус 52 минус 5 минус 25 минус 35 ДТЛ ДТЗ минус 20* ДТА минус 38 ДТМ минус 15** 6. Концентрация серы, мг/кг, не более 350 50 10 350 50 10 500 350 50 10 2000 350 (К3), 50 (К4), 10 (К5) 50 (К4), 10 (К5) 7. МД ПАУ, %, не более 11 8 11 11 8 8*** 11 (К4), 8 (К5) 8. Смазывающая способность, мкм, не более 460 460 460 460 460 9. Цетановый индекс, не менее 46 46 46 43 10. Испытание на медной пластине (3 ч.) Класс 1 Класс 1 Класс 1 класс 1 класс 1 11. Коксуемость 10%-го остатка, % масс., не более 0,3 0,3 0,2 0,3 0,3 12. Плотность при 15°С, кг/м³ 820-845 820-845 863,4 843,4 833,5 800-855 820-860 800-845 13. Зольность, % масс., не более 0,01 0,01 0,01 0,01 0,01 14. МД воды, мг/кг, не более 200 200 200 200 200 15. Окислительная стабильность: Общее количество осадка, г/м³, не более 25 25 25 25 16. Кинематическая вязкость при 40°С, мм²/с 2,0-4,5 2,0-4,5 1,5-4,5 1,4-4,5 1,2-4,0 2,0-4,5 1,2-4,0 17. Кинематическая вязкость при 20°С, мм²/с 3,0-6,0 1,8-5,0 1,5-4,0 18. Содержание МЭЖК, % об., не более 5 7 7 19. МД меркаптановой серы, % не более 0,01 20. Содержание ВКЩ отсутсвие 21. Кислотность, мгКОН на 100 см³, не более 5 22. Йодное число, гI на 100 г, не более 6 6 23. Общее загрязнение, мг/кг, не более 24 24 24 24 24. Массовая доля мехпримесей, % отсутствие 25. Сероводород, % масс. отсутствие 26. Температура помутнения, °С, не выше минус 22 минус 28 минус 34 минус 38 минус 42 27. Температура застывания, °С минус 35 минус 45 28. Цетановое число для ДТЗ и ДТА, ед. 47 29. Коэффициент фильтруемости, не более 3
УПНК - установка прокалки нефтяного кокса мощностью по сырью 140 тыс. т/год, предназначена для удаления летучих компонентов, влаги и прокалки суммарного нефтяного кокса, вырабатываемого на установке замедленного коксования 21-10-3М. Производимый товарный прокаленный кокс, используется в алюминиевой промышленности для производства анодов. Коксование Процесс коксования является одним из наиболее экономически целесообразных путей переработки тяжелых нефтяных остатков, позволяющих при минимуме затрат дополнительно получать ценные нефтепродукты, тем самым увеличить глубину переработки нефти. Процесс замедленного коксования представляет собой замедленный термический крекинг тяжелых нефтяных остатков. В АО «Газпромнефть-ОНПЗ» эксплуатируется установка замедленного коксования 21-10/3М (УЗК) с мощностью по сырью 750 тыс. т/год. Вырабатывается кокс стабильного качества с содержанием серы не более 1,5% масс., ванадия - не более 150 ppm. ПРОЦЕСС ЗАМЕДЛЕННОГО КОКСОВАНИЯ
1, 11 – реакционные камеры; 2 – четырехходовой кран; 3 – печь; 4 – ректификационная колонна; 5, 6 – отпарные колонны; 7 – фракционирующий абсорбер; 8, 9 – емкости; 10 – колонна стабилизации бензина; 12,13 – насосы; 15 -19 – холодильники; 14, 20, 21 – теплообменники; I - сырье; II - водяной пар; III – пары отпарки камер; IV - кокс; V – сжиженный газ с легким бензином; VI – газ; VII – стабильный бензин; VIII - легкий газойль; IX - тяжелый газойль; X - конденсат
55 Последовательность операций при выгрузке кокса α– высверливание скважины; δ – образование скважины; в – резка кокса 1 – гидрорезак, 2 – бурильная штанга, 3 – лебедка, 4 – вертлюг, 5 – напорный трубопровод, 6 - система талей, 7 – рукав, 8 – сливной трубопровод
Назначение - обеспечение во все возрастающих потребностях битумов - жидких, полутвердых или твердых нефтепродуктов, предназначенных в основном для связывания (склеивания) частиц минеральных, углеродных и других веществ с целью создания композиционных материалов с заданными свойствами и получения широкого ассортимента современных битумных материалов (полимербитумных, вяжущих битумных эмульсий и др).
19/3 - установка непрерывного получения битума мощностью по сырью 750 тыс.т/год, предназначена для переработки гудронов прямой перегонки нефти с получением нефтяных битумов различных марок, применяемых в строительстве и производстве дорожного покрытия. В 2010 году на Омском НПЗ введена в строй секция по производству полимерно-битумных вяжущих и битумных эмульсий по проекту итальянской компании Massenza. Она предназначена для производства дорожных материалов нового поколения, а именно дорожного битума, обладающего широким интервалом пластичности, высокой прочности и эластичности, что значительно повышает его износостойкость, устойчивость к изменениям температуры воздуха и другим внешним погодным воздействиям. Проект предусматривает производство не менее 10 тыс. тонн полимерно-битумных вяжущих и 3 тыс. тонн битумных эмульсий в год. ПРОИЗВОДСТВО БИТУМОВ
Товарное производство АО «Газпромнефть-ОНПЗ» - это резервуарные парки (хранения нефти - 448 тыс. м 3, хранения нефтепродуктов - 794 тыс. м 3 ). Приготовление товарной продукции осуществляется смешением (компаундированием) компонентов, вырабатываемых на установках предприятия. Приготовление товарных бензинов осуществляется на АССБ (автоматизированной станции смешения бензинов) при помощи поточного анализатора « PIONIR ». Приготовление товарных дизельных топлив осуществляется в потоке путем смешения дизельных топлив в насосной тит. 1100. Компаундирование котельного топлива осуществляется на узле смешения, оснащённом статическим смесителем фирмы «SULZER» (для полной гомогенизации смеси компонентов) и поточным вискозиметром «SOLORTRON» (для определения вязкости потока котельного топлива на выходе с узла смешения). ТОВАРНОЕ ПРОИЗВОДСТВО На Омском НПЗ сформирован один из самых современных наборов технологических процессов, существующих сегодня в нефтепереработке, что обеспечивает вовлечение большого количества компонентов в товарные продукты, выпуск топлива различных марок. При изготовлении высокооктановых бензинов не используются октаноповышающие присадки.
ЛОГИСТИКА И ОСНОВНЫЕ РЫНКИ СБЫТА ПРОДУКЦИИ АО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОНПЗ» Европейский регион России 51% Средняя Азия, Казахстан 8% Крайний север 6% Дальний Восток 14% Направления отгрузки Европа 21%
Комплексная установка Г- 43-6 выпускает микросферические цеолитсодержащие катализаторы для установок каталитического крекинга АО « Газпромнефть -ОНПЗ». Освоенная мощность производства катализаторов составляет 3000 тонн в год. ОНПЗ единственное предприятие нефтеперерабатывающей отрасли страны, имеющее собственное катализаторное производство. Обе установки каталитического крекинга ОНПЗ работают на катализаторе собственного производства. Сотрудничество специалистов ОНПЗ и Института проблем переработки углеводородов СО РАН привело к разработке и получению новых технологий получения катализаторов крекинга и добавок к ним. Разработки оценены как изобретения и запатентованы в Российской Федерации. Качество омского катализатора достигло уровня лучших катализаторов ведущих стран мира. В настоящее время катализатор омского производства эксплуатируется на МНПЗ и АНК ( г.Ангарск ). Работа, рассчитанная до 2020 года, предполагает создание новейшего производства катализаторов гидрогенизационных процессов мощностью 6000 тонн в год и катализаторов крекинга годовой мощностью 15000 тонн в год. Совокупная мощность катализаторного производства после модернизации составит 21000 тонн в год, что позволит полностью обеспечить потребности Российской нефтеперерабатывающей отрасли в катализаторах крекинга, гидроочистки и гидрокрекинга. КАТАЛИЗАТОРНОЕ ПРОИЗВОДСТВО ОНПЗ – БУДУЩЕЕ РОССИИ
201 0 Алкилирование 2014 Программа качества 100 млрд. руб. 2019 Программа глубины переработки 180 млрд. руб. 201 6 2018 ЭЛОУ-АВТ Гидроочистка гидродепарафинизация ДТ КТ-1/1 АТ-9 НА АО «ГАЗПРОМНЕФТЬ-ОНПЗ» РЕАЛИЗУЕТСЯ МАСШТАБНАЯ ПРОГРАММА МОДЕРНИЗАЦИИ НА 280 МЛРД РУБ. Изомалк-2 Л-24/9 2012 Терм-л СГК 2015 ОНПЗ: 100% ДТ 5 класса ОНПЗ: 100 % Бензинов и ДТ 5 класса ОНПЗ: 95% Бензинов 5 класса С 1 января 2016г. производство 100% бензинов и ДТ только 5 класса Опережающее выполнение АО «Газпромнефть-ОНПЗ» требований тех. регламента и 4-х стороннего соглашения 20 07 ГО ДТ ГО БКК Глубины до 97% Выхода светлых до 82% Маржи переработки на 85% 2017 Объекты инфраструктуры и ОЗХ Коксование Риформинг (Л-35/11-600) Гидрокрекинг Программа модернизации обеспечит рост:
