Рациональные схемы переработки нефти для восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Чеченской Республики тема автореферата и диссертации по химии, 02.00.13 ВАК РФ

На правах рукописи

ООЗДУЬи^и //

Махмудова Любовь Ширванисвна

Рациональные схемы переработки нефти для восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Чеченской Республики

Специальность 02,00.13 - Нефтехимия

- 8 ОКТ .2009

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора технических наук

Уфа-2009

003479026

Работа выполнена в государственном образовательном учреждении высшего профессионального образования «Грозненский государственный нефтяной институт имени академика М.Д.Миллионщикова»

Научный консультант - доктор химических наук, профессор

Мовсумзаде Эльдар Мирсамедович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Теляшев Гумер Гарифович; доктор технических наук, профессор Ясьян Юрий Павлович; доктор технических наук, старший научный сотрудник Грудников Игорь Борисович

Ведущая организация - ГОУ ВПО «Российский государственный

университет нефти и газа имени И.М. Губкина»

Защита диссертации состоится 5 ноября 2009 года в 1530 час на заседании Совета по защите докторских и кандидатских диссертаций Д,212.289.01 при ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г.Уфа, ул.Космонавтов, 1.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ГОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет».

Автореферат разослан 30 сентября 2009 года.

Ученый секретарь совета профессор

А.М.Сыркин

Общая характеристика работы Актуальность работы

Возрождение нефтяной отрасли Чеченской Республики (ЧР), являвшейся на протяжении XX столетия базовой в структуре промышленности республики, имеет огромное значение не только для ЧР, но и для всего Южного федерального округа (ЮФО) России.

В настоящее время в ЧР успешно восстанавливается

нефтегазодобывающая отрасль при полном отсутствии возрождения предприятий нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли.

При всей трагичности положения, сложившегося в настоящее время в нефтекомплексе ЧР, нефтепереработка и нефтехимия способны возродиться и вывести из кризисной ситуации не только себя, но в значительной мере и всю экономику республики.

Перед нефтепереработчиками и нефтехимиками республики в настоящее время стоит сложная задача возрождения и развития нефтеперерабатывающей отрасли, которая напоминает ситуацию 20-х годов прошлого столетия «восстановления нефтепереработки из небытия».

Для этого, в современных условиях рыночной экономики необходима разработка научно-обоснованной концепции восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР с учетом важнейших тенденций развития российской и мировой нефтепереработки.

Важнейшей тенденцией развития нефтеперерабатывающей промышленности в настоящее время продолжает оставаться повышение глубины переработки нефти за счет преимущественного строительства установок по ее вторичной переработке.

В соответствии со стратегией развития российской нефтеперерабатывающей промышленности предусматривается разработка основных направлений дальнейшего развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей, обеспечивающих:

- повышение глубины переработки нефти до 82-85%, повышение качества нефтепродуктов, в т.ч. прекращения выработки этилированных бензинов, производство всего объема дизельного топлива с содержанием серы не более 0,2%;

- оптимизацию размещения мощностей по переработке нефти с учетом строительства новых мощностей и совершенствования транспортных систем нефтепродуктов;

увеличение производства сырья для развитая процессов нефтехимического комплекса;

- осуществление мер по коренному оздоровлению экологической обстановки в районах действия предприятий, снижение загрязнений окружающей среды и энергозатрат на переработку нефти.

В соответствии с вышеизложенным, в настоящей диссертации решается задача разработки методических основ восстановления, развития нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР и проектирования наиболее рациональной технологической структуры нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятий для получения высококачественных экологически чистых топлив с учетом региональной специфики.

Восстановление нефтеперерабатывающего комплекса ЧР на данном этапе необходимо осуществить путем строительства новых производств с целью создания современного высокотехнологичного ресурсосберегающего

комплекса, состоящего из процессов, углубляющих переработку нефти (каталитический крекинг, висбрекинг, производство масел и парафинов), а также процессов, обеспечивающих и улучшающих качество вырабатываемой продукции (каталитический риформинг бензинов, изомеризация, алкилирование). Анализ и разработка стратегии развития нефтепереработки и нефтехимии ЧР и изучение рынков сбыта нефтепродуктов Северо-Кавказского региона является своевременной, важной и актуальной задачей.

Цель диссертационной работы

На основе анализа основных мировых и российских, тенденций экономически эффективного развития нефтеперерабатывающих комплексов предложить механизмы и инструменты решения организационно- экономических задач восстановления и развития нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

Разработать научно-обоснованные рекомендации по механизму и направлению восстановления и развития нефтеперерабатывающего комплекса ЧР, по проектированию рациональной технологической структуры нефтеперерабатывающего комплекса республики как важнейшей составляющей экономического пространства Северо-Кавказского региона.

Для реализации указанной цели были поставлены и решены следующие логически взаимосвязанные задачи:

- экономический анализ сырьевых ресурсов углеводородного сырья ЧР и эффективности его использования, определена необходимость привлечения в качестве дополнительных сырьевых источников углеводородного сырья северо-кавказского и западно-сибирского регионов.

- исторический и организационно- экономический анализ современного состояния нефтеперерабатывающего комплекса ЧР;

- анализ состояния нефтепродукгообеспечения ЧР и регионов ЮжноРоссийского Федерального Округа с целью определения производства необходимого ассортимента и количества топлив;

- выявление организационных, технических и экономических предпосылок для восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР;

- анализ современных инновационных технологий нефтепереработки и нефтехимии с целью выбора наиболее перспективных ресурсо- и энергосберегающих экологически безопасных технологий для производства конкурентоспособных на рынке топлив;

определение основных приоритетных направлений переработки углеводородного сырья и выбора ассортимента выпускаемых нефтепродуктов;

- анализ технологических процессов газопереработки с целью определения основного направления переработки углеводородных газов на грозненских НПЗ и дальнейшего их использования в нефтехимических синтезах.

Научная новизна работы

В диссертации получены следующие основные результаты, имеющие научную новизну:

1. Впервые проведен исторический и организационно-экономический анализ становления, развития и современного состояния нефтяной и нефтеперерабатывающей отрасли ЧР. В результате выявлена тенденция преимущественного восстановления нефтедобывающей отрасли ЧР в сложный период экономического кризиса 1994-2008гг. при полном отсутствии восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической отраслей.

2. Впервые проведен подробный сравнительный анализ системы нефтепродуктообеспечения, сложившейся в ЧР и ЮФО в результате разрушения нефтяного комплекса ЧР в 1994-2008гг.

3. Определен объем переработки нефти в ЧР для обеспечения республики собственными горючесмазочными материалами. Рассмотрены три варианта организации качественного нефтепродуктообеспечения ЧР.

4. Впервые определены приоритеты возможной интеграции нефтяного комплекса ЧР в Южно-Российский региональный рынок нефтепродуктов. Обоснованы организационные, технические и экономические предпосылки восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

5. Впервые представлено комплексное обоснование основных направлений восстановления нефтепереработки ЧР с применением современных технологий нефтепереработки и нефтехимии с производством необходимого количества и ассортимента высококачественньрс топлив.

6. Предложено два этапа (с подвариантами) восстановления НГПС ЧР, с выбором места реконструкции в г. Грозном, использованием сохранившихся на площадках заводов коммуникаций и очистных сооружений, и проведением необходимых ремонтных и восстановительных работ.

7. Разработаны технологические структуры предложенных этапов (подвариантов) восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР, которые адаптированы к региональной ресурсной базе запасов углеводородного сырья, а также нефтяных ресурсов других регионов России.

8. Впервые в качестве углеводородного сырья для переработки на грозненских заводах, кроме грозненской нефтесмеси, природных и попутных газов, проанализированы и предложены нефтепродукты техногенного происхождения (НТП).

9. Комплексно внедрена .методика составления материального баланса технологических установок нефтепереработки и нефтехимии с целью выявления ассортимента получаемой продукции, количества производимых топлив и других видов продукции, определения потерь сырья в технологической цепочке нефтеперерабатывающих комплексов.

10. Для получения высококачественных моторных топлив, соответствующих европейскому качеству, в схеме грозненского НПЗ предлагается включение процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество получаемых моторных топлив.

11. На основе качественного и количественного анализа попутного и природного нефтяного газов, добываемых в ЧР, предложены рациональные схемы их переработки, направленные на получение компонентов товарных моторных топлив и широкого спектра продукции нефтехимического профиля.

Практическая значимость работы заключается в том, что на основании проведенных исследований, промышленных экспериментов, анализа технологии и схем переработки, расчета баланса процессов, применения различного по природе углеводородного сырья предлагается стратегия восстановления и развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ЧР, которая включена в Концепцию развития топливно-энергетического комплекса ЧР и Комплексную программу восстановления нефтеперерабатывающей промышленности ЧР.

Объем и структура работы.

В первой главе приведен обширный анализ становления, развития и разрушения нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР.

Детально проанализировано состояния предприятий нефтеперерабатывающего нефтехимического и комплекса ЧР в 1990-х начале 2000-х годов и установлен факт полного разрушения нефтеперерабатывающего комплекса ЧР. Представлен уровень состояния нефтедобывающей отрасли в 2000 -2008 гг. Впервые установлены восстановительные периоды нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР.

Во второй главе проанализирована ситуация с обеспечением нефтепродуктами в ЮФО, в т.ч. и в ЧР. Приведены данные по отгрузке и потреблению основных нефтепродуктов в регионах и республиках ЮФО. Расчетным способом определен объем переработки нефти в ЧР для обеспечения республики собственными горючесмазочными материалами. Установлены перспективы для восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ЧР. Выбраны и обоснованы место строительства нефтеперерабатывающего комплекса и направление переработай грозненской нефти.

В третьей главе обнаружены основные проблемы нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности РФ и установлен факт необходимости повышения на российском рынке нефтегазопереработки и нефтехимии, роли отечественных компаний и ускорения модернизации российских нефтеперерабатывающих заводов за счет внедрения в основном передовых отечественных технологий.

В четвертой главе представлены практические рекомендации для реализации программы восстановления грозненских НПЗ с разработкой организационно-технологической структуры НПЗ, позволяющей получать товарные нефтепродукты в необходимом количестве, с заданными показателями качества при оптимальном использовании сырьевых ресурсов и наименьших капитальных и эксплуатационных затратах.

Представлены экспериментальные данные качества различных видов сырья для предлагаемого грозненского НПЗ и характеристика этапов и подэтапов его строительства по топливному, топливно-масляному, топливно-нефтехимическому, топливно-масляно-нефтехимическому направлениям.

В пятой главе представлены экспериментальные данные по исследованию характеристик нефтепродуктов техногенного происхождения и исследованию товарных свойств нефтепродуктов, полученных от его переработки в качестве сырья грозненского НПЗ.

В шестой главе даны практические рекомендации по внедрению основных процессов получения моторных топлив в схеме грозненского НПЗ (каталитический риформинг, каталитический крекинг, алкилирование, МТБЭ, изомеризация, гидроочистка, висбрекинг).

В седьмой главе представлены экспериментальные данные по облагораживанию легкого газойля термического крекинга и прямогонных дизельных фракций при сравнительно низких температурах и без использования водорода.

В восьмой главе даны практические рекомендации по переработке попутных нефтяных газов, а также газов каталитического риформинга, каталитического крекинга и висбрекинга в схеме грозненского НПЗ.

Материалы работы изложены в 48 публикациях, в том числе 17 в журналах, рекомендованных ВАК для публикаций. Диссертация изложена на 386 стр. машинописного текста, включая 56 рис., 97 таблиц и состоит из введения, 8 глав, выводов и списка литературы, включающего 310 наименований,

Основное содержание работы

Состояние нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ЧР в 1970-2008гг.

1970-1980-е годы - это годы наивысшего развития грозненской нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности. Несмотря на снижение уровня добычи нефти объем перерабатываемой нефти в Грозном достиг в эти годы более 20 млн. тонн в год

В начале 1990-х годов начала возникать и далее усиливаться нестабильность поставки сырья на Грозненские нефтеперерабатывающие заводы. Количество поставляемых грозненских нефтей значительно снизилось и заменялось на нефти Северо-Кавказского и Дагестанского регионов, а затем и Западно-Сибирские и Казахстанские нефти, что вело к нестабильной работе установок.

Кризис политической и экономической систем в России в начале 1990-х годов оказал значительное влияние на состояние самой рентабельной отрасли ЧР - нефтяной, особенно нефтеперерабатывающей. Вследствие дестабилизации политической обстановки в ЧР в 1991 г., приведшей к разрыву хозяйственных связей с другими регионами, значительно сократились поставки нефти в ЧР, и общий объем перерабатываемого на грозненских НПЗ углеводородного сырья в 1992 г. снизился до 9,7 млн т (рисунок 1).

Начиная с 1993 г. нефтеперерабатывающая промышленность ЧР приходит в упадок. К концу 1994 г. на территории ЧР начались военные действия по наведению Конституционного порядка, которые имели крайне негативные последствия для всей экономики ЧР, в том числе для нефтеперерабатывающей отрасли. Значительным разрушениям и расхищению подверглись предприятия нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов.

Рисунок 1 - Динамика добычи и переработки нефти в ЧР с 1913 по 2008 гг.

Громадный материальный ущерб предприятиям НПК ЧР был в очередной раз нанесен в ходе контртеррористической операции 1999-2000 г.г. В различной степени пострадали практически все предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности ЧР

С 2001 по 2008гг. - это период восстановления нефтедобывающей отрасли, но, при этом, период полного разрушения нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

Если в 2000 году степень разрушенности нефтеперерабатывающего комплекса оценивалась в 20-30%, в 2004 г. в 80-90 %, то в 2007-2008гг. - на 100%. Связано это с большей частью не с военными действиями, а с грубыми ошибками при принятии решений по имуществу нефтекомплекса ЧР.

В настоящее время имеются реальные перспективы для возобновления деятельности нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли ЧР.

Это положение основано на наличие в ЧР благоприятных факторов: промышленные запасы углеводородов, развитая промышленная инфраструктура, выгодное географическое расположение, избыточные трудовые ресурсы, возможности ускоренной интеграции с нефтяными отраслями России, Казахстана, Азербайджана.

Для восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР существуют следующие организационные, технические и экономические предпосылки:

- промышленные запасы месторождений нефти (по данным ОАО «Грознефтегаз») составляют 35 млн т, имеются еще перспективные запасы порядка 20 млн т;

- по данньм Министерства экономики ЧР и геофизических исследований в недрах ЧР находится от 3 до 5 млн т продуктов техногенного происхождения, которые можно вовлекать в переработку совместно с нефтью грозненских месторождений;

• наличие в ЧР транспортно-энергетической системы, включающей магистральные нефтепроводы, нефтепродуктопроводы и железные дороги, создает благоприятные условия для поставок в республику давальческого сырья на переработку;

• строительство производств по переработке нефти позволит обеспечить республику нефтепродуктами, что значительно снизит затраты на их приобретение и транспортировку из других регионов;

• имеется достаточно развитая сеть АЗС различных форм собственности и возможности для создания в ЧР сбытовой инфраструктуры нефтепродуктов;

• имеются возможности многоуровневой подготовки кадров для НПК в Грозненском государственном нефтяном институте;

• разработка и реализация программы . восстановления НПК ЧР позволит использовать имеющиеся в республике трудовые ресурсы и сохранившийся потенциал квалифицированных специалистов нефтепереработки.

Вместе с тем, необходимо учитывать и факторы, сдерживающие начало восстановительных работ:

• отсутствие государственной программы восстановления и развития НПКЧР;

• необходимость привлечения крупных инвестиций для реализации программы восстановления и развития НПК ЧР;

• неблагоприятный инвестиционный климат для привлечения финансов извне, связанный с отсутствием экономической и политической стабильности в республике и наличием экономических, социальных и криминальных рисков;

• необходимость приобретения инновационных ресурсосберегающих технологий нефтепереработки и нефтехимии, позволяющих перерабатывать углеводородное сырье с учетом повышения требований к качеству нефтепродуктов и их экологической безопасности.

Таким образом, нефтепереработка в ЧР в настоящее время полностью отсутствует, а вся добываемая в республике нефть вывозится за пределы Российской Федерации. При продолжении . этой политики нефтеперерабатывающий и нефтехимический комплекс республики поставлен на грань исчезновения, хотя соседние республики, не имеющие собственной нефти, строят нефтеперерабатывающие заводы. Несмотря на то, что экспорт грозненской нефти на данном этапе является экономически выгодным, мы считает целесообразным возобновить переработку нефти в ЧР.

И, кроме того, в новой модели экономики ЧР нефтеперерабатывающая и нефтехимическая отрасль должна быть одной из приоритетных.

Восстановление нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР на данном этапе необходимо осуществить путем организации новых производств с целью создания современного высокотехнологичного ресурсосберегающего комплекса, состоящего из процессов, углубляющих переработку нефти, а также процессов, обеспечивающих и улучшающих качество вырабатываемой продукции.

Перспективы восстановления переработки грозненской нефти

Проведенный анализ состояния грозненской нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли, системы нефтепродуктообеспечения и реальной обстановки с уровнем добычи нефти в ЧР диктует необходимость определения рациональной схемы переработки грозненской нефти с максимальной рентабельностью, с производством максимального количества и разнообразного ассортимента необходимых для республики продуктов.

Восстановление нефтеперерабатывающей отрасли ЧР необходимо производить поэтапно.

На первом этапе строительства грозненского нефтеперерабатывающего завода предполагается задействовать в переработку грозненскую нефть в количестве 2,0-2,2 млн. т. в год. Этот объем нефти добывается в 2007-2008 гг. ОАО «Грознефтегаз» НК «Роснефть» на грозненских месторождениях.

На втором этапе планируется расширение строительства грозненского НПЗ с увеличением мощности по переработке нефти до 6 млн.т в год.

При организации второго этапа строительства грозненского НПЗ необходимо решение проблемы с поставщиками нефти на переработку. В довоенный период в республику по магистральным трубопроводам, которые в настоящее время сохранились, поставлялась западносибирская и ставропольско-дагестанские нефти. На втором этапе строительства НПЗ в Грозном, скорее всего, будут задействованы именно эти нефти.

Для обоснования выбора наиболее эффективного направления переработки нефти на планируемом для реконструкции грозненском НПЗ, необходимо провести анализ мировых тенденций в нефтеперерабатывающей промышленности.

На основе анализа тенденций развития современной нефтепереработки определены технологические процессы, позволяющие максимизировать выход светлых нефтепродуктов на строящемся грозненском НПЗ, что во многом определяет уровень прибыли на НПЗ.

Технико-экономическая проработка обоих этапов реконструкции грозненского НПЗ проведена с учетом полученных нами исследовательских данных по качеству нефти и полученных из нее нефтяных фракций.

Характеристика сырья для грозненского НПЗ Грозненская нефтесмесь

Фракционный состав по ИТК представительного образца грозненской нефтесмеси приведен в табл.1.

Таблица 1

Фракционный состав по ИТК представительного образца грозненской нефти

Выкипает до температуры, °С % мае. Выкипает до температуры, °С % мае.

н.к. 3,9 260 57,8

62 8,2 270 59,9

70 9,5 280 62,0

90 13,9 290 63,9

110 20,2 300 65,9

130 26,0 310 67,6

150 31,6 320 69,3

160 34,3 330 71,0

170 37,0 340 72,6

180 39,6 350 73,9

190 42,2 360 75,2

200 44,6 380 77,8

210 46,9 400 80,2

220 49,3 420 82,4

230 51,4 450 85,1

240 53,6 >450 14,5

250 55,7

Характеристика грозненской нефтесмеси приведена в табл. 2.

Таблица 2

Характеристика грозненской нефтесмеси

Плотность при 20°С, кг/м3 808,6

Фракционный состав

Начало кипения, °С 45

10% об. перегоняется при температуре, °С 100

30% об. перегоняется при температуре, °С 162

50% об. перегоняется при температуре, °С 241

Содержание хлористых солей, мг/дм3. не более 5,0

Содержание воды, % мае., не более 0,2

Содержание механических примесей, % мае., не более 0,01

Сырье — нефтепродукты техногенного происхождения

В качестве сырья для переработки на грозненских заводах, кроме грозненской нефтесмеси, могут быть использованы еще и нефтепродукты техногенного происхождения (НТП).

На территории 4P ведется интенсивная добыча НТП, которые в 20002004 гг. интенсивно перерабатывались на кустарных мини-заводах.

Общее количество извлекаемого НТП по разным оценкам составляет от 3000 до 5500 т/сут, и также как и нефть, является ценным сырьем для получения бензиновых и дизельных фракций.

НТП отличается небольшим содержанием смол и кислот, практически не образует эмульсий с водой, сравнительно быстро расслаивается и хорошо отделяется от воды при отстое, богат бензиновыми фракциями, содержание их составляет 70-80% объема. Октановое число бензиновых фракций по исследовательскому методу составляет 72-74 пункта. Дизельная фракция может применяться в качестве компонентов печного топлива.

Экономические и экологические последствия переработки НТП на кустарных мини-заводах общеизвестны, в связи с этим вовлечение НТП в промышленную переработку и разработка технологии производства товарной продукции из НТП - неотложная задача государственного масштаба.

Характеристика усредненного состава НТТГ приведена в табл. 3 .

Таблица 3

Характеристика усредненного состава НТП_

■Nä№ Наименование показателей Показатели

1. Плотность при 20иС, кг/м1 770

2. Кислотное число, мг КОН на 1 г нефти 0,08

3. Испытание на медную пластинку выдерживает

4. Фракционный состав, "С

НК 50

10% 91

20% 103

30% 117

40% 132

50% 142

60% 157

70% 172

80% 240

90% 270

95% 300

98% 320

КК 355

Фракционный состав по ИТК техногенного нефтепродукта представлен в табл. 4.

Все вышеизложенное указывает на значительные нераскрытые перспективы нефтеносности территории ЧР. Проблема НТП требует быстрейшего и безотлагательного решения - начиная от исследований, освоения запасов и организации переработки.

Таблица 4

Фракционный состав по НТК НТП

Выкипает до температуры, °С Отдельные фракции, % мае. Сумма отдельных фракций, % мае. Выкипает до температуры, °С Отдельные фракции, % мае. Сумма отдельных фракций, %мас.

НК-40°С 0 0 210 1,28 76,57

50 0,03 0,03 220 1,09 77,66

60 0,33 0,36 230 0,61 78,27

70 0,18 0,54 240 2,20 80,47

80 0,29 0,83 250 4.27 84,74

90 0,9 1,73 260 3,4 88,14

100 1,45 3.18 270 2,06 90,2

110 13,35 16,53 280 2.15 92,35

120 11,58 28,11 290 1,97 94,32

130 9,90 38.01 300 1,63 95,95

140 10,31 48,32 310 1,59 97,54

150 7,47 55,79 320 0,72 98,26

160 8,11 63,9 330 0,49 98,75

170 4,64 68,54 340 0,78 99,53

180 3,03 71,57 350 0,32 99,85

190 2,09 73,66 370 0,15 100

200 1,63 75,29

Проблемы продуктообеспечения в Чеченской Республике и обоснование необходимости реконструкции Грозненского нефтеперерабатывающего завода

Весь ХХ-ый век, начиная с начала столетия, грозненская нефтепромышленность обеспечивала потребности России и Советского Союза в высококачественных нефтепродуктах, а в первом десятилетие XXI века, как это не парадоксально, не имеет самого необходимого количества нефтепродуктов для обеспечения нормальной жизнедеятельности республики. С 1993 года снабжение качественными нефтепродуктами ЧР стало острейшей проблемой.

В настоящее время отдельные виды топлив и масел в республику завозятся различными коммерческими структурами, что не позволяет полностью удовлетворить потребности ЧР в товарных нефтепродуктах. После прекращения функционирования грозненских НПЗ переработка нефти в СевероКавказском экономическом районе (СКЭР) осуществлялась только на трех нефтеперерабатывающих заводах: Роснефть-Туапсинский НПЗ, Роснефть-Краснодарнефтеоргсинтез и КраснодарЭкоНефть, которые расположены в Краснодарском крае.

Изменение административного деления РФ внесло определенные коррективы в распределение сфер влияния нефтяных компаний на региональных рынках РФ в 2001 году. Южный федеральный округ (ЮФО) объединил регионы СКЭР и три субъекта РФ, ранее входившие в состав Поволжского экономического района (Волгоградская область, Астраханская область, Республика Калмыкия). Соответственно в составе ЮФО оказались и два мощных предприятия - «ЛУКойл-Волгограднефтепереработка» и «Газпром -Астраханский ГПЗ». На региональном рынке сбыта нефтепродуктов в ЮФО в

настоящее время доминирующее положение занимает НПЗ «ЛУКойл-Волгограднефтепереработка», мощность которого по первичной переработке нефти составляет 8,5 млн. т, затем следует НПЗ Краснодарского края с суммарной мощностью по переработке нефти 4,8 млн. т.

Вместе с тем, развитие экономики России, ЮФО и ЧР, в частности, неизбежно приведет к увеличению потребления нефтепродуктов, и, следовательно, дефициту нефтеперерабатывающих мощностей.

К 2008 г. Северо-Кавказский экономический район испытывал дефицит: -по автомобильному бензину почти 1,1 млн. т. -по дизельному топливу около 2,0 млн. т. -по топочному мазуту более 2 млн. т.

Это обстоятельство обусловило необходимость разработки проектов строительства новых НПЗ В ЮФО: рассматриваются проекты по строительству НПЗ в Ростовской области, заканчиваются проектные работы по строительству НПЗ в Ставропольском крае мощностью 2 млн тонн в год, расширению НПЗ Краснодарского края, строится Тихорецкий НПЗ - мощностью 3 млн. тонн, действует Махачкалинский НПЗ с мощностью по переработке нефти 300 тыс. тонн в год.

Однако наиболее целесообразно восстановление нефтепереработки в ЧР, имеющей развитую инфраструктуру для поставок нефтепродуктов в регионы Северного Кавказа, а наличие развитой системы магистральных трубопроводов позволило бы обеспечить максимальную загрузку нефтеперерабатывающих установок сырьем из других регионов в условиях сокращающейся ресурсной базы грозненских месторождений с выработкой продукции широкого ассортимента и высокого качества. Причем задача восстановления нефтепереработки ЧР должна быть разбита на 2 этапа. На первом этапе необходимо решить проблему обеспечения нефтепродуктами локального рынка (ЧР), а на втором - проблему дообеспечения нефтепродуктами ЮФО. Таким образом, создание системы нефтепродуктообеспечения в ЧР позволит: ■

- обеспечить экономику республики качественным топливом;

- высвободить значительные средства, направляемые в настоящее время из бюджетов всех уровней на ремонт техники пострадавшей от применения топлива кустарного производства;

- практически покончить с криминальным бизнесом хищения нефти и ее продуктов на «самогонных» аппаратах;

- значительно пополнить республиканский бюджет, за счет доходов от продажи топлива населению и внебюджетным предприятиям различных форм собственности;

- создать большое количество рабочих мест.

Таким образом, сложившаяся ситуация на рынке нефтепродуктов в ЧР и необходимость нормализации системы нефтепродуктообеспечения в ЧР диктует необходимость строительства грозненского нефтеперерабатывающего завода.

Определен необходимый объем переработки нефти в ЧР, позволяющий обеспечить республику собственными горючесмазочными материалами, за основу взята годовая потребность республики в основных нефтепродуктах. Общий объем составил 1124,2 тыс.т нефтепродуктов, в том числе автобензина -350,0 авиакеросина — (ТС-1) -65, дизельного топлива - 310,0, керосина осветительного - 45,0, печного топлива - 48,0, уайт-спирита - 2,0, смазочных масел - 2,5 , парафинов - 1,7, топочного мазута - 300,0. Исходя из расчетов, можно сделать вывод о том, что при переработке 1000 тыс. тонн в год грозненской нефти потребность в нефтепродуктах удовлетворяется, %:

1. Автомобильный бензин 71,4

2. Дизельное топливо 80,6

3. Мазут 100,0 а по следующим продуктам идет излишек, %

4.Топливо ТС -1 153,8

5.Уайт- спирит 250,0

6. Керосин осветительный 111,0

Полное обеспечение 4P бензином возможно при увеличении объема переработки до 1400 тыс. тонн в год, выработка дизельного топлива при этом будет 113 % от потребности.

Для покрытия потребности в маслах и парафинах необходимо увеличить объем переработки грозненской нефти до 2200 тыс. тонн, что соответствует существующему в настоящее время объему добычи нефти в 4P -2,1-2,2 млн т.

Реконструкция грозненского НПЗ Первый этап реконструкции грозненского НПЗ

По первому этапу реконструкции грозненского НПЗ следует предусмотреть переработку только грозненской нефти в количестве 2,2 млн т, по объему добываемой в республике в 2006 -2008 гг. нефти.

В этом варианте предлагается переработки грозненской нефти в количестве 2,2 млн т в год и рассматривается два подварианта:

• чисто топливный с включением в технологическую схему установки атмосферной перегонки нефти АТ-2 и установки риформинга Л-35-11/300 (рис.2) -подвариант 1.1.

• топливно-парафино-масляный вариант с включением в схему установки атмосферно-вакуумной перегонки нефти АВТ-2, установки риформинга Л-35-11/300 и технологической цепочки по производству масел и парафина. Гудрон направляется на производство котельного топлива на установке висбрекинга (рис.3) - подвариант 1.2.

Движение материальных потоков при переработке 2,2 млн т грозненской нефти происходит следующим образом.

Грозненская нефть от предприятия «Транснефть» поступает в резервуарный парк НПЗ и далее по трубопроводам подается на установку первичной переработай нефти АВТ-2. В результате образуются следующие нефтепродукты: бензин (Б-59), авиакеросин (ТС-1), дизельное топливо летнее, мазут и газ.

Бензиновая фракция первичной переработки нефти характеризуется низким октановым числом (порядка 56 пунктов м.м.), поэтому она направляется на установку каталитического риформинга Л-35-11/300. Получаемый катализат будет удовлетворять требованиям по качеству компоненту автобензина А-76. Свойства продуктов каталитического риформинга (в частности, по октановой характеристике) зависят от режима работы установки и вида катализатора. Образующиеся в процессе газы (сухой, жирный, водородсодержащий) ввиду отсутствия возможности их разделения образуют побочный продукт - топливный газ.

При реализации первого подэтапа производятся следующие нефтепродукты:

• газ топливный в количестве 74,7 тыс.т,

• бензины 485,3 тыс.т, в том числе А-76 — 279,3 тыс.т, прямогонный бензин Б-59 — 206 тыс.т.

• топливо ТС-4 — 299,2 тыс.т.

• дизельное топливо марки -Л — 580,8 тыс.т, котельное топливо — 726,0 тыс.т, фракция для бытового газа — 9,6 тыс.т.

Блок схема переработки 2200 тыс. т в год грозненской нефти

Грозненская

нефть

АВТ-2 2200 тыс. т

Газ

н/гоповка

бензин

керосин

диз. фр.

соляр. фр.

1,5% - 33,0 тыс.т

1,5% - 33,0 ШС.Т

>0

23,0% - 506,0 тыс.т

13,6%

299,2 тыс.т

26,4% - 580,8 тыс.т

О

9,7% - 213,4 тыс.т

-»1

мазут 23,3%- 512,6 тыс.т

потери 1,0% - 22,0 тыс.т

НЭ

206 тыс.т

Л-35-11/300

Рисунок 2. Вариакт переработки 2.2 млн. т в год грозненской нефтесмеси по топливному

варианту (подэтап 1.1)

стаб.бензин 82,1 %- 246,3 тыс.т

3,24

9,60 тыс. т

сухой таз

8,2% ' 24,6 тыс.т

всг

5,7% " 17,1 тъ1с.т

К®

потери

08% ' 2,4 тыат

Материальный баланс переработки 2,2 млн. т в год грозненской нефти

1. Газ топливный

2. Бензины

в т. ч, А-76 п/г

- 74,7тыс.т

- 485,3 тыс.т

- 279,3 тыс.т

- 206,0 тыс.т

3. Керосин - 299,2 тыс.т

4. Дизельное топливо Л - 58С,8тыс.т

5. Котельное, топливо - 726,0 тыс.т

6. Фр. для бытового газа - 9,6 тыс.т

7. Потери - 26,4 тыс.т

Блок-схема переработки 2200 тыс. т в год грозненской нефти

Грозненская

нефть

АВТ-2 2200 тыс. т

1.4% • 30,0 тыст

висбрекимг 574,8 тыс,г

1,4% - 30.0 т>»С.т

20,9% - 460.0 тъгс.т

12,4% _ .

24,0% - 528,0 тыст

ваьсоляр. фр.

2.2%- 43.7 тыст

О <3

3. дистиллят 11.9%- 262,5 тъ»с.т

24,8 % - 545,5 тыс т

1,0% 22,3 тыс.т

газ 2.0% - 11.5 тыст

бензин 4,0% - 23,0 тыс.т

КОТРЛЬНГМ» ТОПЛИВО 93,0 % - 534,6 тыст

потери 1.0% - 5.7 тыст

©

3,2% - 9.60 ТЫС.Т

8,2% - 24.6 тыст

Ч£) <3

5.7% - 17.1 тыст

ю

0,8 % • 2.4 тыст

40/2

депарафинизация

тверд, парафин 14.0 % ■ 36.80 тыс. т

фильтрат

85.8% * 225.2 тыс.т -►

0,2 % • 0,5 тыс.т

дел. пасло ев,6% -195.0 тыст

4011

депарафинизация

13,0% -29,3 тыст

лотери 0,4 % -0,9 ты( т

И-20А 85,0% - 165,8 тыст/;

гидроочистка 195,0 тыст

И-8А 10,7% -К - 20,9 тью.т „

отгон 3.7% - 7,2 тыат

потери 0.6% • 1,1 ТЫСТ -►

Материальный баланс переработки 2,0 млн. т в год грозненской нефти

Рисунок 3 - Вариант переработки 2, 2 млн. тонн в год грозненской нефти по топливно-маспяному варианту Подэтап 1.2.

1. Газ топливный 83,2 тает

2. Бензины 459,3 тыст

в т. ч. А-78 299,3 тыст

п/г 160,0 тыст

3. Топливо ТС-4 272,0 тыст

4. Дизельное топливо Л " 528,0 тыст

5. Ваг сол яр 49.7 тыат

9. Котельное, топливо 541,8 тыст

7. Фр. для бытового газа 9.6 тыст

8. Та парафин 36.8 тыст

9. И-2.0 А 165,8 тыст

10. и-а А 20.9 тыст

Потери 32,9 тыс.т

При разработке технологической схемы второго подэтапа исходили из количества сырья при переработке только грозненской нефти и потребности республики в товарной продукции, в частности в моторных топливах, маслах и парафинах.

При реализации второго подэтапа производятся следующие нефтепродукты:

• газ топливный в количестве 83,2 тыс.т;

• бензины 459,3 тыс. т, в том числе А-76 — 299,3 тыс. т, прямогонный бензин Б-59 — 160 тыс. т;

• топливо ТС-4 — 272,0 тыс. т;

• дизельное топливо марки Л — 528,0 тыс. т;

• котельное топливо — 541,8 тыс. т;

• фракция для бытового газа — 9,6 тыс. т;

• вакуумный соляр — 49,7 тыс. т;

• твердый парафин — 36,8 тыс. т;

• масла И-20А — 165,8 тыс. т, И-8А — 20,9 тыс.т.

Этот подэтап ведет к расширению ассортимента нефтепродуктов за счет включения в технологическую цепочку установок висбрекинга и установок парафино-масляного производства.

Материальные балансы по первому этапу приведены в табл.5.

Из приведенной таблицы 5 видно, что в первом подэтапе глубина переработки составляет 65,83 %, во втором подэтапе увеличивается до 73,88% за счет ввода установок масляного направления. Количество производимого бензина уменьшается, но при этом возрастает количество бензина А-76 до 13,6% во втором подэтапе против 12,68% в первом подэтапе.

Таблица 5

Материальные балансы первого варианта переработки грозненской нефти

Наименование продуктов 1 подэтап IIподэтап

тыс.т в год % мае. тыс.т в год % мае.

Газ топливный 74,7 3,39 83,2 3,78

Бензины, в том числе: 485,3 22,04 459,3 20,88

А-76 279,3 12,68 299,3 13,60

прямогонный бензин Б-59 206 9,36 160 7,28

топливо ТС-4 299,2 13,59 272,0 12,36

дизельное топливо марки Л 580,8 26,37 528,0 24,00

вакуумный соляр - 49,7 2,26

Фракция для бытового газа 9,6 0,44 9,6 0,44

Твердый парафин - 36,8 1,67

Масла И-20А - 165,8 7,54

Масла И-8А - 20,9 0,95

Котельное топливо 726,0 32,97 541,8 24,62

Потери 26,4 1,20 32,9 1,50

Второй этап реконструкции грозненского НПЗ

По мере привлечения нефти на переработку из других регионов (Ставрополья, Дагестана, Западной Сибири) наступит второй этап восстановления нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР.

Для реализации второго этапа восстановления с применением процессов глубокой переработки нефти нами предлагается использовать следующие инженерно-технологические и организационно - экономические мероприятия:

1) обеспечение стабильной поставки на переработку не менее 6 млн. т нефти в год, в том числе 3800 тыс. т в год давальческой нефти (западносибирской или ставропольско-дагестанской);

2) строительство современных комплексов: первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 и каталитического крекинга Г-43-107М, а также резервуарных парков;

3) строительство в структуре грозненского НПЗ установки каталитической гидроочистки мощностью не менее 2000 тыс.т;

4) строительство установки каталитического риформинга мощностью 600 тыс.т;

5) строительство установки висбрекинга мощностью 1500 тыс. т в год .

На данном этапе появляется ресурс сырья для установки

газоразделения ГФУ со строительством нефтехимических установок:

• МТБЭ — для переработки бутан-бутиленовой фракции с установки Г-43-107,

• алкилирования — для переработки отработанной ББФ с установки МТБЭ.

Строительство новых установок для выработки неэтилированных бензинов (алкилирования, изомеризации) и производства МТБЭ позволит значительно улучшить качественные характеристики вырабатываемых топлив.

При разработке организационно-технологической структуры грозненских нефтеперерабатывающих заводов для второго этапа строительства и развития НПК ЧР мы исходили из потребности республики в товарной продукции, количества вырабатываемых сырьевых фракций при переработке не только грозненской нефти, но и при поставках ее со стороны.

Топливно-масляный вариант переработки нефти на этом этапе приведет к расширению ассортимента нефтепродуктов за счет подключения к работе следующих дополнительных установок: обезмасливания парафинового дистиллята - 40/2, депарафинизации - 40/1 и гидроочистки дистиллятных депарафинированных масел и каталитической депарафинизации маловязкого отгона - Г-24.

Второй этап предполагает производство нефтепродуктов с повышенными качественными характеристиками и значительно расширяет ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов за счет углубления переработки нефти.

В этом варианте рассмотрены несколько подвариантов:

2.1. — подвариант переработки бмлн.т в год смеси грозненской и давальческой нефтей;

2.2. — подвариант переработки 6 млн.т в год западносибирской и грозненской нефтей по топливно-нефтехимическому варианту;

2.3. — подвариант переработки 6 млн.т в год грозненской и давальческой нефтей по топливно-нефтехимическому варианту;

2.4. — подвариант переработки 6 млн.т. в год грозненской и давальческой нефтей по топливно-масляно-нефтехимическому варианту;

2.5. — подвариант переработки 6 млн.т в год грозненской и давальческой нефтей по расширенному топливно-масляно-нефтехимическому варианту.

2.6. — подвариант переработки 6 млн.т в год грозненской и давальческой нефтей по расширенному топливно-масляно-нефтехимическому варианту в включением в схему процесса пиролиза.

Материальный баланс для подвариант этого этапа приведен в табл.6.

Дальнейшего углубления переработки нефти (до 90 % и выше) можно достичь за счет процессов термохимической переработки мазута,

гидрооблагораживания гудрона, строительства современных масляных производств, перспективных нефтехимических производств.

Краткая характеристика подвариантов второго этапа реконструкции

грозненского НПЗ

Подвариант 2.1 — совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти

Схема этого подварианта приведена на рис.4 и предполагает переработку всего количества нефтесмеси на одном заводе. В схеме задействованы установки подготовки и первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6, установка каталитического крекинга Г-43-107 производительностью 1500 тыс.т в год по сырью, установка ЛЧ-24-2000 для гидроочистки дизельного топлива, установка риформинга прямогонного бензина Л-35-600, установка висбрекинга для получения котельного топлива, установки переработки газов с, получением компонентов высокооктанового бензина, которые включают установку газофракционирования ГФУ о получением предельных газов, установку получения МТБЭ и алкилирования отработанной ББФ с получением алкилбензина и изобутановой фракции.

В результате работы по схеме этого подэтапа производится следующий ассортимент продуктов:

• высокооктановый компонент бензина — 1250,9 тыс.т в год, прямогонный бензин — 312 тыс.т в год;

• реактивное топливо в количестве 600 тыс.т в год;

• г/о дизельная фракция в количестве 1671,9 тыс.т в год;

• углеводородный газ — 141,8 тыс.т в год;

• сжиженный газ —139,1 тыс.т в год;

• гексановая и пентановая фракции в количестве 97,2 и 89,5 тыс.т в год соответственно;

• ППФ — 3 9,5 тыс. т в год;

• компонент котельного топлива в количестве 1446,0 тыс.т в год

• сера в количестве 27,7 тыс.т в год.

Этот подэтап применяется в случае поставки давальческой нефти в количестве 3,8 млн.т в год и может быть реализован, минуя первый этап строительства грозненского НПЗ.

Подвариант 2.2 — совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти

Схема этого подварианта приведена на рис.5 и предполагает переработку грозненской нефти в количестве 2,2 млн т в год на установке АВТ-2, а давальческую нефть перерабатывать по технологической цепочке, включающей установки:

• подготовки и первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-4;

• установки каталитического крекинга Г-43-107 производительностью 1519 тыс т в год по сырью;

• установки ЛЧ-24-2000 производительностью по гидроочистке дизельного топлива 1551,5 тыс. т в год;

• установки риформинга прямогонного бензина Л-35-600 производительностью по бензину 600,0 тыс. г;

• установки висбрекинга производительностью 1153,3 тыс. т в год с получением 1047,2 тыс. т в год котельного топлива.

Кроме того, в схеме НПЗ задействованы установки для переработки газов (МТБЭ, сернокислотного алкилирования) с получением

высокооктановых добавок к моторным топливам: МТБЭ в количестве 16, 4 тыс. т в год, алкилбензина - 93,7 тыс.т в год, изобутановой фракции — 20,0 тыс.т в год.

В результате работы по схеме этого подэтапа производится следующий ассортимент продуктов:

• высокооктановый компонент бензина — 1313, 6 тыс. т в год, прямогонный бензин — 458,2 тыс. т в год;

• реактивное топливо - 679,2 тыс.т в год;

. • г/о дизельная фракция- 1693,9 тыс.т в год;

• ВСГ на гидроочистку — 42,1 тыс.т в год;

• углеводородный газ — 157,8 тыс.т в год;

• сжиженный газ — 136,4 тыс.т в год;

• гексановая и пентановая фракции в количестве 85,5 и 77,5 тыс.т в год соответственно;

• ППФ — 39,5 тыс.т в год;

• компонент котельного топлива -1138,0 тыс.т в год

• сера - 28,1 тыс.т в год.

Подвариант 2.3 — совместная переработка 6 млн.т смеси грозненской и давальческой нефти по топливно-нефтехимическому варианту

Этот подвариант отличается от подварианта 2.2 тем, что в схему вместо установки риформинга производительностью 600 тыс.т в год включается установка риформинга производительностью 300 тыс.т прямогонного бензина в год, т.е. здесь за основу взята схема переработки грозненской нефти по варианту 1, подварианту 1.1 (рис.2).

Схема предлагаемого НПЗ по подварианту 2.3 приведена на рис. 6.

Схема этого подэтапа предполагает переработку грозненской нефти в количестве 2,2 млн. т в год на установке АВТ-2 и переработку получаемого на установке АВТ прямогонного бензина в количестве 300 тыс.т в год на установке риформинга. Давальческая нефть в количестве 3,8 млн.т в год в этом случае перерабатывается по технологической цепочке, включающей установки:

• подготовки и первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-4;

• установки каталитического крекинга Г-43-107 производительностью 1200,8 тыс.т в год по сырью;

• установки ЛЧ-24-2000 производительностью по гидроочистке дизельного топлива 970,2 тыс.т в год;

• установки висбрекинга производительностью 1500,0 тыс.т в год с получением 1362,0 тыс.т в год котельного топлива.

Кроме того, в схеме НПЗ задействованы установки для переработки газов (МТБЭ, сернокислотного алкилирования) , с получением, высокооктановых добавок к моторным топливам: МТБЭ в количестве 12,9 тыс.т в год, алкилбензина — 73,8 тыс.т в год, изобутановой фракции — 15,8 тыс.т в год.

В результате работы по схеме этого подэтапа производится следующий ассортимент продуктов (табл.6):

• высокооктановый компонент бензина — 906,9 тыс.т в год, прямогонный бензин — 737,4 тыс.т в год;

• реактивное топливо - 679,2 тыс.т в год;

• дизельное топливо -1676,4 тыс.т в год;

Таблица 6 - Материальный балансов переработки 6000 тыс.т в год грозненской и давальческой нефти

Наименование нефтепродуктов II вариапт, тыс. т

Подэтап 2.1 Подэтап 2.2 Подэтап 23 Подэтап 2.4 Подэтап 2.5 Подэтап 2.6

Бензин 1562,9 1771,8 1647,0 1469,8 1577,9 1183,5

в том числе высокооктановый 1250,9 1313,6 906,9 1058,6 1364,3 1183,5

прямого шшй 312,0 458,2 737,4 411,2 213,6 -

Реактивное топливо 600,0 679,2 679,2 652,0 652,0 652,0

Дизельная фракция 1671,9 1693,9 1676,4 1574,1 1574,1 1574,1

ВСГ на гидроочистку 39,1 42,1 28,1 39,1 39,1 44,8

Углеводородный газ 141,8 157,8 129,4 134,3 134,3 166,2

Сжиженный газ 139,1 136,4 93.4 97,4 128,0 132,3

Гексановая фракция 97,2 85,5 67,4 83,8 - -

Пентановая фракция 89,5 77,5 64,9 77,3 - -

ППФ 39,5 39,5 39,5 36,0 36,0 102,7

Компонент котельного топлива 1146,0 1138,0 1452,6 1467,9 1467,9 1467,9

Сера 27,7 28,1 27,7 21,8 21,8 21,8

Твердый парафин - - - 36,8 36,8 36,8

Масло И20А - - - ' 165,8 165,8 165,8

Масло И8А - - - 20,9 20,9 20,9

Этилен - - - - - 124,3

Аллеи - - - - - 2,7

Бутадиен - - - - - 18,1

Бутилены - - - - - 20,7

Ацетилен - - - - - 2,2

Пироконденсат - - - - - 110,4

Смола пиролиза - - - - - 28,0

Потери 176,0 182,3 150,4 153,9 156,8 156,2

пгатформэт 81.8% - 439,4 тыс т

ОПОУ-АВТ-в 60СС.С тыст

0.5* - 30,0 п

3.0% - 180,0 тыст

Фр. б2-85°С 5.2% - 312,0 тыс т в&-1в0"С 8,8% - 528.0 тыг-т

_Фр. 12о-2зо°с - еоо.отыс.г.

Фр- 160-350^0 25,5%- 1530,0 тыс.т Фр-350-500"С 23,3%- 1396,0тыат _фр. ^ЬОО°С 23,0 % - 1380,0тыс.т^ 0.7% - 42.0 тыс.т

+0

5,4 % - 29тыс.Т

4,5» - 24.2 тыс,

КЭ

ВСГ-1.235. тыс.т. г/одна, фр. 95.24 -1454,4ть.с

75.0 тыс т -5.0^1 ^

4,3% - 64,5 тыс.т т топл. 90.8%- 1362.0 тыс.

бенЫн (отгон) 1Л % -19,9 тыс.т

1,8* - 9,7тыет

унт газ 222 % • 33,9 тыс.т

0,54 % - 9,8 тыс./

сера 90% -27.7 тыс;

потери 10% - 31 тыс .'

отдуа ВСГ 0.39 % • 5,9тыс.г

потери 0,48 % - 7,3тыс.г

ЕСГ- 16,5 ТЫС.Т

бензин -турбулиэатор 3,0 % - ¿5.0 тыс.т

Г- 43-107 1500,0 тыст

0,5% - 7,5 ТЫС:

р. СУ 195 С 45,6 % - 664,0 тыс т фр. 195-350^С 14,5% -217,5 гыС.т 6,9 % -103.5 тыс, 9,4% -141,0тыс фр >350°С 10,6% • 159,0 7ЫС.Т сухой газ 4,3% -64,5тыс

0,6% -9,0 тыст

1,4% -21,0тыс.т 6.7 % -100,5 тыст

►0

гутирм 07<у. -1,Утыс.-у0 пропан, фр. 6,9 % -16.8 тьну^ бутан, фр. 28,2 % - 60.4 тысл лектан.фр. 22,2% - 53,9 ть^.т геесэк. фр. 40,0 % - 97,2 тц

метанол 6.3 %-12,9 тыс.т

МТКЭ 10,5% -16? Т

_Ы МТбЭ ^ 154.0 тыс, хим. очищ. вода ^ 0.04% " 0.2 тыст

отработ.БЬФ 89.4 %-137,1 тыс.т потеря 0,1% ~0.7шс.Т

Материальный баланс переработки 6000 тыс. т в год

смеси заладно-сивирекой и грозненской нефтей

1 Бензин высокооктановым 1562,9 тьс. то»!

2 Реактивное топливо 600,0 тыс тонн

3 Дизельная фракция 1671,9 тыс. тонн

4 ВОТ на г*лроочист*у 39,1 тыс. тонн

5 Углеводородный газ 141.8 тыс. тонн

6 Сжиженный газ 139.1 тыс. тони

7 Гек самое ая фракция 97,2 тыс, тонн

в Пектиновая фракция 89,5 тыс. тонн

9 ПГИ> 39,5 тыс. тдан

10 Компонент котельного топлива 144в,0 тыс. тонн

11 Сера 27,7 тыс. тонн

Потери 17Б.0 тыс. тони

пропан, фр. 2,0 % бутан, фр. 16,6% 22.8 ь бутан, фр. 14.3 % 19,в тыс.

алкилбечзин 06.9% 91.7

Ь Щ)

Рисунок 4-

Вариант переработки 6000 тыс. т & год смеси западно-сибирской и грозненской нефтей по топпивно-нефтехимическому варианту. Подэтап 2.1

а Печтансваи фрэщю Т7£ шс. тони

Рисунок 5. - Вариакт переработки 6000 тыс. т в год западно-сибирской и грозненской нефтей по топливно-нефтехимическому варианту. Подэтап Ъ2.

Рисунок 6. - Вариант переработки грозненской и западносибирской нефти по топл и вно-нефтехи м ическому варианту. Под этап 2.3.

ОД тыс.т

Материальный бала я в переработки 6060 тыв. т в' нладмо-ембмрской и грокиивмЯ мфтей 1 Бекыш 16*7.0 тыс. тонн

Из ню пряиогеннол) 737,4 тыс. тонн

3 Диэилиия фрыцяя 1678,4 Гые. тонн

4 8СГ на гждрооимегку 28.1 тыс. тонн

6 Углеводоройны4 газ 129,4 тыс тонн в Сюжет»«тез ...

§3,4 тыс тонн

7 Текстовая франция 67.4 тс. томи в Пентяновая фракций тыс, тонн

9 ЯП® 39,5 тыс тонн

10 Компонент котельного 1452,6 тыс. тоня

топлива

11 Сам 27,7 ттс. теня ПЭТ*!*

• котельное топливо- 1452,6 тыс. т в год;

• углеводородный газ -129,4 тыс. т в год.

• сжиженный газ - 93.4 тыс. т в год;

• гексановая и пентановая фракции в количестве 67,4 и 64,9 тыс.т в год соответственно;

• ППФ - 39,5 тыс. т в год.

Кроме того, в схеме НПЗ задействованы установки для переработки газов (МТБЭ, сернокислотного алкилирования) с получением высокооктановых добавок к моторным топливам: МТБЭ в количестве 32,9 тыс.т в год, алкилбензина — 73,8 тыс.т в год, изобутановой фракции — 15,8 тыс.т в год.

Подвариант 2.4 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской

и

давальческой нефти по топливно-масляно-нефтехимическому варианту

Как видно из подварианта 2.3 при работе с включением в технологическую схему установки риформинга J1-35-11/300 вместо JI-35-600 резко уменьшается количество вырабатываемого высокооктанового бензина. Производится всего 906,9 тыс. т против 1313,6 тыс. т, что неоправданно с экономической точки зрения.

Поэтому в подварианте 2.4 в разрабатываемую технологическую схему грозненского НПЗ включается вместо установки риформинга производительностью 300 тыс. т прямогонного бензина в год, установка риформинга производительностью 600 тыс. в год (рис.7).

Схема этого подэтапа предполагает переработку грозненской нефти в количестве 2,2 млн. т в год на установке АВТ -2 по атмосферно-вакуумному варианту с последующей переработкой получаемого тяжелого остатка на установке по масляной схеме с получением масел И20А и И8А. Давальческая нефть в количестве 3,8 млн. т в год в этом случае перерабатывается по технологической цепочке, включающей установки:

-подготовки и первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-4; -установки каталитического крекинга Г-43-107 производительностью 1042,3тыс.т в год по сырью;

-установки гидроочистки дизельного топлива ЛЧ-24-2000 производительностью 1498,2 тыс. т в год;

- установки висбрекинга производительностью 1590,1 тыс. т в год с получением 1443,8 тыс. т в год котельного топлива.

Кроме того, в схеме НПЗ задействованы установки для переработки газов (МТБЭ, сернокислотного алкилирования) с получением высокооктановых добавок к моторным топливам: МТБЭ в количестве -10,5 тыс. т в год, алкилбензина - 66,4 тыс. т в год, изобутановой фракции-14,2 тыс. в год.

В результате работы по схеме этого подэтапа производится следующий ассортимент продуктов:

- высокооктановый компонент бензина - 1058,6 тыс. т в год, прямогонный бензин - 411,2 тыс. т в год;

- реактивное топливо в количестве 652,0 тыс. т в год;

- дизельная фракция в количестве 1574,1 тыс. т в год;

- ВСГ на гидроочистку - 39,1 тыс. т в год;

- углеводородный газ - 134,3 тыс. т в год;

- сжиженный газ - 97,4 тыс. т в год;

- гексановая и пентановая фракции - 83,8 и 77,3 тыс. т в год соответственно; -ППФ - 36,0 тыс. т в год;

- компонент котельного топлива - 1467,9 тыс. т в год -сера - 21,8 тыс. т в год.

Кроме того, в подэтале 2.4 расширяется ассортимент производимой продукции за счет включения в технологическую цепочку установок по производству масел. Производятся масла И20А в количестве 165,8 тыс. т в год и И8А в количестве 20,9 тыс. т в год.

Подвариант 2.5 — совместная переработка 6 млн.т смеси грозненской и давальческой нефти по расширенному топливно-масляно-нефтехимическому варианту

Анализ приведенных схем переработки грозненской и давальческой нефтей показывает наличие углеводородного сырья для производства дополнительного количества высокооктановых добавок. Так, фракция С5, С^ могут применяться как легкие компоненты низко-и среднеоктановых бензинов или направляться на изомеризацию для получения высокооктановых легких компонентов бензинов.

Кроме того, сырьем для процесса изомеризации может служить фракция 62-85°С с установки ЭЛОУ-АВТ-4. Все эти фракции являются концентратами н-алканов С5 и Сб,- Чем выше содержание суммы н-С5 и н-Сб в сырье, тем благоприятнее протекает изомеризация. Включение в схему переработку грозненского НПЗ процесса изомеризации способствует получению дополнительных количеств высокооктановых добавок к бензину.

Схема переработки по этому варианту приведена на рис. 8 (подвариант 2.5) и разработана на основе подэтапа 2.4 с включением в схему процесса изомеризации. Выход стабильного изомеризата 80-85% и он содержит сумму изомеров в количестве 50-60%. Его октановое число ОЧи = 85-87. Используется стабильный изомеризат как легкий компонент автомобильных бензинов, улучшающий их давление насыщенных паров и несколько повышающий октановое число бензинов. При включение в схему грозненского ¡НПЗ процесса изомеризации увеличивается выход высокооктановых бензинов до 1364,3 против 1058, 6 тыс. т в год по подварианту 2.4.

Уменьшается производство прямогонных бензинов с 411,2 тыс.т в год до 213, 6 тыс.т. Увеличивается производство сжиженного газа с 97,4 тыс.т до 128,0 тыс.т в год. Головка стабилизации получается в процессе изомеризации в количестве 15-18% и используется как компонент для сырья ГФУ. Выход углеводородного газа составляет 2-3% и используется как. топливный газ. В остальном количество и ассортимент продуктов по схеме подварианта 2.5 аналогичны подварианту 2.4.

Подвариант 2.6 — совместная переработка 6 млн.т смеси грозненской и давальческой нефти по топливно-масляио-нефтехимическому варианту с включением в схему процесса пиролиза

Схема переработки по подварианту 2.6 приведена на рис. 9 и разработана на основе подварианта 2.5 с включением в схему процесса пиролиза. В результате уменьшается объем производства прямогонной бензиновой фракции, идущей на риформинг.

14.Масло Иа* 20.9 тыс. тони

Петер* IS3.3TWC.TO**

Рисунок 7 - Вариант переработки 6 млн. г в год грозненской и западносибирской нефтей по топливцо-масляно-кофтехимическо^у варианту. Подзтап 2.4.

Вместо установки риформинга производительностью 600 тыс.т в год прямогонного бензина включается установка риформинга производительностью 300 тыс. т .

В качестве сырья процесса пиролиза, кроме фракции прямогонного бензина с установки АВТ-2, применяется фр. 62-85°С с установки ЭЛОУ-АВТ-4, которая состоит в основном из парафиновых углеводородов, являющихся ценным сырьем для процесса пиролиза. Производительность установки пиролиза 476,3 тыс. в год.

Продуктами процесса пиролиза являются этилен, пропилен, бутилены, ацетилен. Наряду с газом в процессе образуется некоторое количество жидкого продукта - пироконденсата, содержащего значительные количества моноциклических (бензол, толуол, ксилолы и др.) и полициклических ароматических углеводородов.

Получаемый при пиролизе этилен в количестве 124,3 тыс. т в год может быть использован для производства этилового спирта методом прямой гидратации, оксида этилена или полиэтилена. Эти производства работали в Грозном до 1994г.

Пропилен является исходным мономером для производства полипропилена, акрилонитрила, бутадиена.

Основные направления использования жидких продуктов пиролиза - это получение ароматических углеводородов или как компонентов автобензина.

Смола пиролиза также является ценным сырьем для нефтехимии, но по подэтапу 2.6 ее вырабатывается сравнительно немного (28 тыс. т в год) и она может быть использована как компонент котельного топлива.

В подэтапе 2.6 количество высокооктанового бензина по сравнению с подэтапом 2.5 уменьшается с 1577,9 до 1183,5 тыс. т в год за счет использования части прямогонного бензина в качестве сырья процесса пиролиза.

Количество реактивного топлива, дизельной фракции, котельного топлива, серы, парафина, масел, вырабатываемых в подварианте 2.6 остается таким же, как и подэтапе 2.5. .

В этом варианте переработки нефти появляется ресурс сырья для организации «малогабаритной» нефтехимии в Грозном.

Материальные балансы переработки по второму варианту представлены в табл.6.

Проведенный анализ разрабатываемых различных схем организации переработки нефти на грозненском НПЗ показывает, что наиболее предпочтительным для реализации варианта переработки нефти является вариант топливно-масляно-нефтехимического направления с производством максимальных количеств моторных топлив, т. е. подэтап 2.5 с выработкой максимального количества высокооктанового бензина 1364,3 тыс. т в год и подэтап 2.6 с выработкой сырья для нефтехимического производства.

Таким образом, для производства высококачественных моторных топлив в схеме грозненского НПЗ включаются процессы, углубляющие переработку нефти (каталитический крекинг, висбрекинг и т. д.) и улучшающие качество получаемых моторных топлив (риформинг, алкилирование, МТБЭ, изомеризацию и т. д.).

• Вариант перерабатки б млн. т в год грозненской и западна-сибирской нефтей по топливно-масляно-нефтехимичеекому варианту .Подэтап 2.6.

1 Бензин высокооггянобыА _ 2.Рввктивмое топлиао ' 3 Дизельная фракция

4.ВСГ на гидроочистку

5.Углеводородный газ в.Сжиженный га» 7.Гемсановт фрапат вПеитаиовая фракция

9.ППФ

10 Компонент котельного топлива

11.Сера

12. Твердый парафин 13-Маоло И?0А

14.Масло И8Л

15. Этилен

17. Бутадиен 1в.Бутилены

10. Ацетилен

20, Пирсмонденевт

21.Смогла пиролизе Потери

1183.5тьм. тонн 662.0 тью. тони 157-4.1 тью. тонн 44.в Тыс. то««

166.2 ТЫС. ТОНН

132.3 ТЫС. ТОНН

102.7ТЪ1С. ТОНН 1467,9 тыс. тонн

36,в Тыс. тонн 165,8 Тыс. тонн 20.9 тью. rom 124.3 ТЬЮ. ТОНН 2.7 тыс. тонн

Я.Тт

2Й.0Т1

155,2 ть

Рекомендации по внедрению основных процессов получения моторных топлив в схеме Грозненского НПЗ

1. Каталитический риформинг

В предлагаемой схеме грозненского НПЗ в технологической структуре I и II этапов задействован процесс каталитического риформинга для улучшения качества получаемых на установках АВТ бензинов.

Сырьем для установки каталитического риформинга в разрабатываемой схеме грозненского НПЗ является фракция 85-180°С от переработки западносибирской нефти и прямогонный бензин от перегонки грозненской нефти на установке АВТ -2.

В настоящее время в отечественной нефтепереработке установки каталитического риформинга со стационарным слоем катализатора получили наибольшее распространение. Они рассчитаны на непрерывную работу без регенерации в течение 1годаиболее. Установки-этого типа эксплуатировались в свое время и на грозненских заводах.

Наряду с этим, уже почти четверть века существует процесс с движущимся слоем катализатора, впервые реализованный в промышленности в 1971г. и имеющий неоспоримые преимущества: на 6-8 п больше октановое число (и.м.) при большем выходе стабильного бензина, гораздо более низком давлении в реакторе и меньшей кратности циркуляции ВСГ.

Исходя из того, что имеется опыт эксплуатации установок этой модификации на отечественных заводах, предлагается включить в разрабатываемую схему грозненского НПЗ эту модель риформинга (KP HPK).

Для значительного улучшения показателей этого процесса установка риформинга может быть дооборудована блоком процесса «Изофор», разработанного ГрозНИИ.

Процесс основан на предварительном риформировании прямогонного гидроочищенного бензина и последующей гидроконверсии в присутствии катализатора ИФ-93 М.

Катализатор ИФ-93М предназначен преимущественно для селективной гидроконверсии парафиновых углеводородов как нормального строения, так и слаборазветвленных, не претерпевших полного превращения на стадии риформирования и имеющих невысокие октановые числа.

Процесс «Изофор» допускает применения цеолитсодержащего катализатора селективной гидроконверсии как в отдельном реакторе, так и в последнем реакторе установки риформинга за счет частичной замены в нем катализатора риформинга.

2. Каталитический крекинг

В последние годы техническая и коммерческая активность по созданию на НПЗ мира новых установок каталитического крекинга в псевдоожиженном слое микросферического катализатора приобрела рекордно высокий уровень за все время применения каталитического крекинга.

В последние 10-15 лет процесс каталитического крекинга значительно усовершенствован, главным образом с целью увеличения селективности при конверсии исходного сырья в бензин на базе контролируемого каталитического крекинга. Ключевыми элементами достижения высоких рабочих характеристик процесса и роста экономической эффективности установок каталитического крекинга стали меры по совершенствованию лифт-реактора и узла ввода сырья для работы на катализаторе с более высокой плотностью.

Основной наиболее общей и важной задачей совершенствования технологического процесса каталитического крекинга в последние годы остается достижение максимального увеличения выхода бензина. Значительным этапом в повышения селективности процесса по бензину стало использование так называемой Х-образной технологической схемы, когда в стояк подается более холодный отработанный катализатор, который еще не потерял активности, что обеспечивает увеличение кратности циркуляции катализатора к сырью и вызывает большую степень превращения сырья.

Одной из последних разработок 1ЮР для увеличения выхода бензина является процесс миллисекундного каталитического крекинга (МБСС), в котором первоначальный контакт сырья с катализатором осуществляется в течение очень короткого времени и без применения лифт-реактора.

В российской нефтепереработке лучшими показателями характеризуется отечественный каталитический крекинг с лифт-реактором Г-43-107, эксплуатируемый на Московском, Омском и Уфимском НПЗ. При работе с предварительной гидроочисткой исходного сырья — вакуумного газойля — на хорошем катализаторе (микросферическом импортном или омского производства) процесс Г-43-107 мощностью 2 млн. т в год по сырью в состоянии стабильно обеспечивать выход бензина более 50% на сырье.

Для максимальной реализации высокой активности и селективности цеолитсодержащих катализаторов ГрозНИИ была разработана современная система каталитического крекинга, позволяющая осуществлять процесс крекинга при повышенных температурах (до 530-540° С) и весовых скоростях подачи сырья (10-130 ч-1), с высокой интенсивностью выжига кокса при регенерации катализатора (80-100 кг/гч), с максимальным дожитом окиси углерода в двуокись. В новой системе каталитического крекинга применены обоснованный исследованиями ГрозНИИ тип реакторной аппаратуры с использованием катализаторов различной активности, разработанная ГрозНИИ и «Грозгипронефтехимом» эффективная конструкция прямоточного реактора и способ регенерации катализатора с минимальными выбросами вредных соединений в окружающую среду.

Отличительной особенностью установки (наряду с применением прямоточного реактора, эффективных способов регенерации катализатора) является наличие в ее составе блока гидроочистки сырья, что позволяет (согласно исследованиям ГрозНИИ) не только существенно улучшить показатели крекинга и качество получаемых продуктов, но и обеспечить соблюдение требований санитарных норм по содержанию сернистых соединений в газах регенерации

Анализ действующих отечественных систем каталитического крекинга подтвердил, что система типа Г-43-107 является самой удачной из российских установок каталитического крекинга, так как выявляет все преимущества цеолитсодержащих катализаторов и делает эту установку конкурентоспособной на международном уровне. Учитывая опыт эксплуатации этого типа установки в г. Грозном, в структуре предлагаемого грозненского НПЗ, предлагается установка каталитического крекинга этого типа.

3. Алкилирование

В последнее время алкилат становится важнейшим компонентом приготовления бензинов, содержание которого в смеси можно значительно увеличивать, не нарушая требований спецификаций на компаундирование реформулированных экологически чистых бензинов.

Алкилирование — это не только процесс повышения октановых характеристик бензина при снижении в нем ароматики, но и процесс снижения

его испаряемости. Сырье, подаваемое на установку ал копирования, имеет высокое октановое число по исследовательскому методу, однако по моторному методу оно аналогично октановым числам многих прочих компонентов смешения бензина. Высокое давление насыщенных паров фракций С4 и С5 исключает возможность увеличения их использования в товарном бензине, поэтому способность алкилирования снижать давление насыщенных паров и одновременно увеличивать значение октанового числа продуктов по моторному методу имеет исключительно важное значение для производства современных автобензинов

Алкилирование олефинов дает экологически безвредный высокооктановый продукт, тогда как использование олефинов С5 непосредственно в качестве компонента бензина приводит к образованию тропосферного озона. В случае алкилирования олефины С5 с высоким давлением насыщенных паров будут заменены в бензине алкилатом с низким давлением насыщенных паров. Кроме того, повысится моторное октановое число всего вырабатываемого бензина, так как'алкилатСз имеет более высокое МОЧ, чем олефины С5. В свою очередь, получение бензина с высоким МОЧ путем замены бензола и другой ароматики в бензине на алкилат и эфиры (МТБЭ, ТАМЭ) позволяет снизить жесткость риформинга.

В мире эксплуатируются установки сернокислотного и фтористоводородного алкилирования. Выбор между этими процессами зависит от приоритета на данном НПЗ эксплуатационных затрат или безопасности производства.

Фтористоводородное алкилирование — более опасное производство (в связи с возможными выбросами аэрозолей HF) Сернокислотное алкилирование предпочтительно в том случае, когда в качестве сырья используется фракция С4 каталитического крекинга после ее переработки на установке МТБЭ. При непосредственном же использовании фракций С4 с каталитического крекинга предпочтителен процесс фтористоводородного алкилирования.. Лучшим сырьем особенно сернокислотного алкилирования являются бутилены нормального ряда, не содержащие в своем составе изобутилена

Основными зарубежными процессами алкилирования с применением серной кислоты являются процессы Stratco, Phillips Petroleum, Excon Mobil и др. Важнейшими достижениями последних лет в получении алкилбензинов является процесс алкилирования на твердом катализаторе, над созданием которого работают многие нефтехимические компании мира.

В частности, фирма UOP создала свой процесс алкилирования на базе твердого (суперкислотного) катализатора, готового для стадии промышленного внедрения. По данным UOP эксплуатационные характеристики твердого катализатора и уникальный проект процесса делают созданную технологию конкурентной с традиционными процессами HF и H2SO4.

Особые достоинства алкилата процесса Алкилен - низкие значения температур отгона 50 и 90 %, чему придается большое значение в новых технических требованиях к модифицированным бензинам.

Катализатор процесса «Алкилен» похож на катализаторы процессов гидрогенизации и конверсии, используемые обычно на НПЗ. Процесс ведется в мягком режиме в пределах условий кислотного алкилирования. Создание его не требует дорогого или специального материального оформления. В отличие от технологий алкилирования с использованием жидких кислот, для установки «Алкилен» все оборудование изготавливается из углеродистой стали.

Разработанный твердый суперкислотный катализатор и способы ведения процессов алкилирования и полной регенерации катализатора в потоке — главное новое достижение и know-how UOP, отличающие каталитическую систему «Алкилен» от систем других фирм и от ранее исследованных UOP

Наряду с процессом прямого алкилирования в процессе «Алкилен» фирма разработала процесс непрямого (косвенного) алкилирования также на твердых катализаторах 1пА1к.

В процессе 1пА1к соединяются две технологии, проверенные в промышленных условиях, — полимеризация и гидрирование олефинов.

Процесс 1пА1к более гибок, чем обычные процессы алкилирования. В процессе прямого алкилирования технологи должны сопоставлять потребность в гообутаяе с ресурсами олефинов. В процессе 1пА1к не требуется какое-либо определенное количество изобутана для выработки высококачественного продукта. Дополнительная гибкость обусловлена легкостью, с которой существующие установки каталитической конденсации или получения МТБЭ можно приспособить под процесс 1пА1к.

В отечественной технологии алкилирования наиболее распространенной является технология сернокислотного алкилирования олефинов. Назначение процесса - производство высокооктанового изокомпонента бензинов С-алкилированием изобутана бутиленами и пропиленом.

Целевой продукт процесса - алкилат, состоящий практически и нацело из изопарафинов, имеет высокое октановое число (90-95 по моторному методу). Октановое число основного компонента алкилата - изооктана - (2,2,4 -триметилпентана) - принято за 100 пунктов.

Сочетание алкилирования с получением МТБЭ является одним из перспективных направлений комбинирования этих взаимосвязанных процессов. Перспективы развитая процесса алкилирования связаны в первую оч^эедь с вовлечением в процесс в качестве сырья до 50 % ППФ без ущерба для качества алкилата. Кроме того, расширение ресурсов ББФ возможно путем дегидрирования н-бутана и получения бутенов, причем выгодно комбинировать этот процесс с ашсилированием.

В ГрозНИИ в 1992 г. был создан базовый проект сернокислотного алкилирования изобутана бутиленами с целью получения алкилбензина с октановым числом не менее 93 пункта по моторному методу.

В основу базового проекта положены научно-исследовательские данные ГрозНИИ, опыт эксплуатации промышленной установки 25-8Б в г. Бургасе (НРБ). Проект включает блок подготовки сырья, реакторный и компрессорные блоки, отделение кислотной очистки продуктов реакции от нейтральных эфиров и блок фракционирования. Реализация принятых технологических решений дает возможность резко снизить удельный расход серной кислоты с одновременным улучшением качественных и количественных характеристик и выйти на уровень современных зарубежных производств

При этом, несмотря на то, что в качестве сырья будет использоваться отработанная в синтезе МТБЭ буган-бутиленовая фракция, содержащая нежелательные технологические примеси, удельный расход серной кислоты в процессе составит не более 115 кг на тонну алкилбензина (суммарного).

В схеме разрабатываемого грозненского НПЗ рекомендуется также схема сернокислотного алкилирования, по которой имеются отечественные, в том числе и грозненские разработки.

4. Производство МТБЭ

Быстрому прогрессу в производстве оксигенатов способствовала находка удачного сочетания свойств кислородоносителя и носителя высоких октановых чисел в метил-трет-бутиловом эфире (МТБЭ) и его гомологах.

Установка производства МТБЭ предназначена для получения метил-трет-бутилового эфира на основе бутан-бугияеновой фракции установки каталитического крекинга Г-43-107 и метанола.

Сравнительные данные по антидетонационной эффективности МТБЭ и алкилбензина, позволяют сделать вывод, что эффективность МТБЭ выше, чем алкилбензина.

Эфиры добавляют к бензинам в количестве около 10-12 %, причем не один МТБЭ (он имеет относительно низкую температуру кипения и повышенное давление насыщенных паров), а в смеси с МТАЭ (1:1). В этом случае улучшается кривая 04 по легким фракциям.

В настоящее время проявляется все больший интерес к получению эфиров из третичных олефинов С6-С7, в частности путем этерификации метанолом легкого бензина каталитического крекинга. При этом достигается максимальная выработка эфиров, существенно снижается содержание олефинов в бензинах ККФ, уменьшается упругость паров и увеличивается октановое число бензина.

Из симметричных эфиров в качестве высокооктановой кислородсодержащей добавки к современным бензинам все большее внимание нефтепереработчиков мира привлекает диизопропиловый эфир (ДИПЭ). В ДИПЭ вызывает интерес тот факт, что ресурсами исходного сырья - пропилена -располагают многие НПЗ, имеющие в составе установки ККФ и пиролиза.

В разрабатываемой схеме для Грозненского НПЗ на основе приведенного литературного анализа рекомендуется получение МТБЭ на основе ББФ каталитического крекинга Г-43-107, и на основе отработанной в процессе МТБЭ ББФ осуществлять сернокислотное алкилирование с получением алкилата.

5. Изомеризация легких углеводородных фракций

Технология изомеризации легких углеводородных фракций, легких бензиновых фракций с получением из нормальных парафинов разветвленных изомеров приобретает все большее значение в производстве моторных топлив и становится по существу стратегическим «бензиновым» процессом. Этот процесс обеспечивает значительный рост октановых чисел во фракциях от С5 до 100°С и, соответственно, в целом в бензиновых фондах НПЗ.

До 1990-х годов процесс изомеризации осуществляли по аналогии с процессом риформинга с циркуляцией водородсодержащего газа. В настоящее время внедрена схема с однократной подачей водорода, которая обеспечила снижение на 20% капитальных и эксплуатационных затрат по сравнению с ранее применявшейся технологией.

Кроме того, в процессе изомеризации все шире стали применять рецикл выделяемых различными способами н-пентанов и н-гексанов.

В целом, современный технологический комплекс изомеризации легких бензиновых фракций С5-Сб состоит из нескольких основных блоков: блока гидроочистки сырья, блока реакторов изомеризации с октаноповышающим цеолитным или аморфным катализатором, блока стабилизации изомеризата, блоков выделения и циркуляции низкооктановых углеводородов нормального строения, как непрореагировавших, так и содержащихся в исходном сырье.

Может быть осуществлено несколько вариантов процессов изомеризации Сз-Сб, на одном из двух катализаторов - цеолитном или алюмохромовом:

- без циркуляции для небольшого повышения 04 с малыми затратами;

- 1рБ0гЬ Ьот - с возвратом н-парафинов в процессе для их полного превращения и для существенного повышения 04.

- НехогЬ Ьот - с полным превращением н-парафинов и со значительным превращением низкооктановых (04-75) метилпентанов для получения максимального прироста октанового числа.

В процессе Репех (1ЮР) циркуляция водорода не нужна, высокая степень превращения достигается при низкой температуре с хорошим выходом.

В ГрозНИИ в 1980-х годах был разработан оригинальный комбинированный процесс адсорбции - изомеризации, отличительная особенность которого заключается в том, что ВСГ у него является единым технологическим потоком как в изомеризации, так и блоке адсорбции (десорбент).

В российской нефтепереработке действует всего две установки изомеризации (на Ново-Ярославском и Киришском НПЗ), т. е. отсутствует развитие серийного производства изомеризата, необходимого для выпуска современных высокооктановых автобензинов.

В мировой нефтепереработке мощность процессов изомеризации постоянно возрастает и в настоящее время составляет 50 млн. т по изомеризату в год, из них более 50 % установок находится в США и до 30 % в Западной Европе,

Из всех эксплуатируемых установок изомеризации более 180 выполнены по технологии UOP, еще 27 находится в стадии проектирования и строительства.

Проведенный сравнительный анализ показал, что в предлагаемую схему Грозненского НПЗ целесообразно включить процесс, разработанный по технологии UOP, с широким выбором вариантов переработки исходного сырья. Наиболее простой и менее капиталоемкой представляется схема изомеризации Репех, осуществляемая на цеолитных и аморфных катализаторах с однопроходным пропуском углеводородного сырья через реакторы.

6. Гидроочистка дизельных топлив

В ближайшей перспективе важнейшей технологической целью в комплексе улучшаемых свойств моторных топлив становится значительно более резкое снижение содержание в них серы.

Если в прошлые 10-15 лет содержание серы в моторных топливах в среднем было снижено в 4-6 раз, то к 2010-2015 гг. в автобензинах оно должно быть уменьшено еще в 10 раз, а в дизельных топливах - в 70-80 раз от новой точки отсчета - достигнутого в 2000г. уровня.

По состоянию достигнутого в России уровня качества бензинов и дизельных топлив это выглядит почта фантастически. Российские НПЗ еще не освоили уровень обессеривания дизельных топлив до 500 ррм (0,05 %), а в Европе уже установили новый норматив - не более 350 ррм (0,035 %). Более того, в Финляндии, а также в Англии своими стандартами ввели норму серы в дизтопливе с максимум 50 ррм (0,005 %), а в Швеции давно действует норматив -10 ррм (0,001 %).

В производственной практике зарубежной и отечественной нефтеперерабатывающей промышленности для получения высококачественных бессернистых дизельных топлив применяют процессы гидроочистки, гидрооблагораживания и гидрокрекинга.

Нефтепереработка России и стран СНГ располагает дня этих целей преимущественно установками гидроочистки трех отечественных поколений технологий. В процессе гидроочистки на большинстве действующих в России и странах СНГ установок гидроочистки реакторное оборудование работает при 3,0 МПа, т. е. ориентировано на устаревшие нормативы по обессериванию и не рассчитано на деароматизацию топлива в процессе необходимого для этого более глубокого гидрирования.

Новые требования к качеству дизельных топлив выдвигают задачу перехода от процессов обычной сероочистки к процессам гидрооблагораживания и гидрокрекинга. Это требует комплектации установок реакторным оборудованием, рассчитанным на давление 6-12 МПа и более в зависимости от состава и происхождения сырья.

В настоящее время гидроочистка дизельных топлив является одной из острых проблем за счет ужесточения экологических норм выбросов оксидов

серы. Соответственно, содержание серы в очищенном дизельном топливе должно быть не более 0,05 % .

С целью увеличения ресурсов качественных дизельных топлив актуальной является задача облагораживания газойлевых фракций термодеструктивных процессов.

Нами исследованы закономерности превращения легкого газойля термического крекинга (ЛГТК) малосернистого мазута (фр.185-285°С) и прямогонной дизельной фракции 190-340°С (ПДФ) смеси нефтей ЧР и прямогонной дизельной фракции 180-340°С (ПДФС) смеси сернистых нефтей Западной Сибири в присутствии деалюминированных термопарообработкой и химическим способом цеолитов типа У и в среде углеводородного газа-разбавителя.

В работе были синтезированы и испытаны две серии цеолитсодержащих катализаторов (ЦС К) с содержанием цеолитов, деалюминированных различными способами, в количестве 10, 20 и 30% в аморфной алюмосиликатной матрице (ААС), а также исходная матрица ААС и два образца промышленных катализаторов крекинга - Цеокар-ЗМ и ДА-250.

Изучение влияния содержания цеолита в ЦСК от 0 до 30% при облагораживании ЛГТК и ПДФ показало, что введение в ААС уже 10% цеолита при выходе облагороженного ЛГТК 96,5% сводит к минимуму (2%) содержание в нем НеУ (йодное число 2-Зг 12 / ЮОг), незначительно снижает плотность и облегчает фракционный состав, а также, несколько снижая температуру вспышки и застывания, не влияет на цетановое число. Облагороженный ЛГТК по всем основным показателям качества соответствовал техническим нормам на низкозастывающие малосернистые дизельные топлива марок 3 и А.

Обессеривающая и изомеризующая активность ЦСК была изучена при превращении ПДФС и ПДФ. Установлено, что ЦСК снижают содержание серы от 0,56% в исходной ПДФС до 0,11-0,13% в облагороженном продукте, обеспечивая глубину обессеривания »80%, снижают температуру застывания ПДФ от -8 °С до -18-21 °С и позволяют использовать ПДФ со значительным запасом по качеству как компонент малосернистого дизельного топлива марки Л.

Способ деалюминирования вводимого в катализатор цеолита не влияет на выход и качество облагороженных продуктов, т.е. их введение в ААС нивелирует различия в каталитических свойствах цеолитов различных серий.

Изучение влияния природы газа-разбавителя, как представлено в табл.7, показало, что наилучшие результаты получены при использовании изубутана.

Эти данные в настоящее время прошли лабораторные испытания и рекомендованы для исследования в опытно-промышленных условиях.

В схему грозненского НПЗ предлагается включить установку по гидроочистке дизельных топлив Л-24 /2000. Такая же установка гидроочистки действовала в технологическом комплексе грозненских установок на НГНПЗ им. Н Анисимова до 1996 г.

7. Висбрекинг

Процесс висбрекинга применяется в отечественной нефтепереработке для производства маловязких стабильных котельных топлив, а также является источником сырья для нефтехимического синтеза в виде углеводородных газов, хотя они и вырабатываются в небольших количествах. Кроме того, в процессе вырабатывается нестабильный бензин, который после гидроочистки и риформирования может применяться в качестве компонентов товарного автобензина, и фракция 180-350°С, которая используется после гидроочистки в качестве компонента товарного дизельного топлива и имеет цетановое число 4447 п.

Процесс висбрекинга в промышленности осуществляется в двух вариантах: печном и с выносной реакционной камерой.

Таблица 7

Влияние природы газа-разбавителя на облагораживание ЛГГК* Катализатор -АЦ-22; Т=300°С;'\У=2ч ; N=3:1

Газ- разбавитель Выходы, % Групповой состав,% яГ Фракционный состав,% изо/я-алкан ы Т заст. Цве Расч цета ново

■ катал. газ кокс НеУ АрУ ПНУ 10% 50% 90% балл е числ о

изобутан 98,6 - 1,4 2,3 38,9 58,9 0,8139 138 220 275 0,785 -58 0,5 51

н-буган 98,7 - 1,3 2,7 33,7 63,6 0,8127 139 212 271 0,750 -56 0,5 51

пропан 97,6 - 2,4 2,4 41,0 56,6 0,8136 ¡24 213 271 0,745 -55 0,5 50

метан 97,4 - 2,6 2,8 33,3 63,9 0,8130 131 212 271 0,702 -54 0,5 52

азот 98,2 - 1,8 5,3 33,1 61,6 0,8116 135 211 271 0,489 -53 0,5 52

гелий 97,3 - 2,7 1,8 31,9 66,3 0,8121 129 212 271 0,511 -53 0,5 52

без разбавления 96,7 - 3,3 6,9 33,9 59,2 0,8106 114 207 267 0,446 -55 1,0 50

20

""Показатели качества исходного ЛГТК: Рц - 0,8251; содержание, %: НеУ-38,3, АрУ-15,6, ПНУ-46,1; Фракционный состав, °С: 10%-200; 50%-221; 90%-261; отношение «изо/налканы» - 0,520; Тзаст. - 53°С цвет - 1,5 балла; расчетное цетановое число -51.

Технологические схемы, режим и расходные показатели типовых российских и зарубежных (американских) установок висбрекинга не имеют существенных различий. В отечественной нефтепереработке процесс висбрекинга в основном входит в состав комбинированных установок ГК-3 и КТ-1.

В развитие технологии висбрекинга большой вклад вносит ГрозКИИ, который с 70-х годов занимается внедрением процесса висбрекинга на отечественных НПЗ. По его технологии построены установки висбрекинга на Павлодарском, Омском, Мажейкяйском НПЗ, в составе комплекса Г-43-107 в г. Бургасе Р. Болгария, реконструированы установки термического крекинга на процесс висбрекинга на многих российских и зарубежных НПЗ.

В структуре будущего грозненского НПЗ с вводом в эксплуатацию установки каталитического крекинга Г-43-107 на мощность 1,5-2 млн. т в год вакуумного газойля, встает проблема переработки тяжелых вакуумных остатков с тем, чтобы довести их качество до требований, предъявляемых ГОСТом к котельным топливам.

8. Переработка попутного и природного газа

ЧР, обладая запасами нефти, имеет также значительные ресурсы попутного газа. По оценкам специалистов, при прогнозированном уровне добычи Грозненской нефти до 2010 г. до 2-2,5 млн.т/год, объем добычи попутного газа должен составлять более 450 млн.м /год.

В настоящее время практически весь попутный нефтяной газ, получаемый при добыче грозненской нефти, безвозвратно теряется, сгорая на факелах, принося этим республике огромный экономический и экологический ущерб. По разным оценкам, ежесуточно «сгорает» 300-350 тыс.руб.

К сожалению, в ЧР в настоящее время это бросовое по своей сути сырье нефтедобычи не перерабатывается, а сбрасывается в атмосферу или на факел, загрязняя воздух углекислым газом и сажей.

Поэтому, переработка попутного газа является одной из важнейших задач, стоящих перед нефтепромышленниками Республики.

Переработка нефтяного попутного газа позволит решить ряд экономических и социальных задач:

• стабилизация экономического и финансового положения ЧР;

• привлечение в республику инвестиций;

• создание дополнительных рабочих мест (строительство и ввод в эксплуатацию газоперерабатывающего завода);

• обеспечение экологической безопасности окружающей среды, путем ликвидации токсичных и вредных выбросов сжигания нефтяных попутных газов.

Вопрос об использовании нефтяного газа_ имеет в России и в ЧР давнюю историю. Впервые в СССР в промышленных масштабах бензин из нефтяного газа был получен в городе Грозном на газолиновом заводе № 5 в 1924 г. В 1928-29 гг. в Грозном для переработки натурального газа проведено значительное строительство: переработка газа производилась на пяти газолиновых заводах, которые располагались в Ново-Грозненском, Старо-Грозненском и Заводском районах.

В послевоенные годы была окончательно решена проблема обеспечения республики ресурсами и продуктами переработки попутного нефтяного газа. Позже часть топливного газа стала поставляться в соседние республики и промышленные районы. Для решения грандиозной задачи переработки газа грозненцы создали мощную газоперерабатывающую промышленность. С 1924 по 1973 гг. в ЧИАССР было построено 12 заводов по переработке газа. До 1991г. года в ЧИАССР работало 3 крупных газоперерабатывающих завода: Карабулакский, Вознесенский, Долинский.

Газы различных районов ЧР значительно различаются по составу (табл.8). По итогам 1-го квартала 2009г. состав попутного газа по месторождениям Хайн-Корт, Гойт-Корт и Брагуны представлен в таблице 9 .

Данные по динамике добычи попутного и природного газов в ОАО «Грознефтегаз» представлены в таблице 10 , из которой видно, что что добыча газа в ЧР имеет тенденцию к увеличению.

Таблица 8

Состав газов Грозненского района

Газы Октябрьского района Газы Гудермесского района Газы Старогрозненского района Газы Горагорского района Газы Малгобекского района

Удельный вес 1,194 1,0 1,006 0,658 0,6-07

Состав, % мае.:

С02 1,4 - 2,6 12

С, 28,8 37,0 37,9 76,9 80

с2 6,1 7,0 7,2 4,1 2

Сз 15,2 15,0 10,0 4,2 1,0

с4 19,8 22,0 19,4 6,7 С4+Бысшие5}0

с5 15,9 С5+высшие 19,0 Сз+высшие 22,9 8,1

Сб-высшие 12,8 - -

За период 2001-2008гт. добыча газа увеличилась в 11,4 раза, при этом добыча попутного газа возросла в 29,6 раза. Содержание метана в газе

грозненских месторождений находится в пределах 68-80% , этана от 10,36 до до 15,44 %, пропана от 4,49 до 6,76% об. Кроме того, в грозненских газах содержатся такие ценные для нефтехимического синтеза углеводороды, как бутаны, пентаны и гексаны.

В настоящее время при снижении объемов добычи и переработки нефти, решение вопроса об обеспечении производства моторных топлив и нефтехимической продукции надежной и стабильной сырьевой базой требует нестандартных решений, в том числе ориентацию нефтехимии на расширение сырьевых ресурсов с применением газового сырья.

Роль попутного и природного газа как источника моторного топлива и химического сырья в настоящее время в мире имеет большое значение, и в перспективе будет возрастать, поскольку эти газы из многих альтернативных видов сырья (уголь, сланцы, битуминозные пески, биомасса и др.) являются наиболее доступными и эффективными.

Таблица 9

Состав газов некоторых месторождений Чеченской Республики (2009г.)

Компоненты Хайн-Корт Гойт-Корт Брагуны

метан 79,90 77,95 68,28

этан 10,36 10,48 15,44

пропан 4,49 4,37 6,76

изо-бутан 0,71 0,73 1,62

н-бутан 1,34 1,13 2,20

изо-пекган 0,28 0,23 0,30

н-пентан 0,20 0,11 0,16

гексаны 0,44 0,33 0,47

двуокись углерода 3,34 2,36 2,94

азот 1,79 2,14 1,55

кислород 0,15 0,17 0,28

плотность, кг/м3 0,908 0,908 0,971

Предлагаемые нами направления переработки попутного и нефтяного газов ЧР приведены на рисунках 10-13.

Все эти направления могут быть использованы для получения моторных топлив и их компонентов, а также нефтехимических и химических продуктов из грозненского природного и попутного нефтяного газа.

Известны различные варианты получения моторных топлив из природного газа. Еще более разнообразны направления использования природного газа в химическом синтезе. Основные из этих направлений - синтез на основе метанола и синтез-газа, плазмопиролиз природного газа с последующей переработкой ацетиленсодержащего газа, а также непосредственный синтез из метана. При переработке природного (богатого этаном) газа также можно получать практически всю гамму нефтехимических полупродуктов и мономеров.

Индивидуальные углеводороды (пропан,бутан и изобутан, пентаны, изопентан,гексан)

Моторные топлива и их компоненты

Химический синтез

Химические и нефтехимические продукты

Рисунок 10 Направления переработки попутного нафтяного газа

Рисунок 11. Варианты получения моторных топлив из природного газа

Природный газ

Получение Щ1йш~|—-|~Перерабстиа ситаз-гзза""

Получение метанола

Переработка метания

Переработка аригшдеряцега сырья

Планширом

Прямой синтез

Наметана

Химические продукта (огфны, спирты, гшш, ароматические У'лезедороды, шслоты, антдридыидо.

Рисунок 12 Навравлш переработки природного газ в жиме продукты

Природный газ —ь Низптермрэтуркая переработка Этан Пиролиз Этилен —► 'едратацкя -> Эпгакй ирт

Сшеэдыегззы как моторное и коммунально-бытовое топливо

Рисунок 13 На-раагения переработка природа (богатого этаном) газа

Таблица 10

Динамика добычи газа в ОАО «Грознефтегаз» за 2001-2008 гг.

Показатели Ед. изме рения 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2003

1.Валовая добыча газа, всего млн. м3 54,0 261,0 457,9 513,3 457,9 445,17 507,94 613,66

в т.ч. природного 33,4 81,2 19,9 8,3 3,7 3,7 3,64 4,87

попутного , млн. м3 20,6 179,8 438,0 505,0 454,2 441,7 504,3 608,9

2. Товарная добыча газа, всего млн. м5 49,0 241,2 429,3 483,0 424,5 412,4 471,2 590,62

в т.ч. природного млн. м3 29,8 73,8 19,3 8,2 3,5 3,61 3,55 4,67

попутного млн. м3 19,2 167,4 410,0 474,8 489,0 408,8 467,67 585,96

ВЫВОДЫ

1. Проведен анализ становления, развития и современного состояния нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли ЧР и выявлена тенденция преимущественного восстановления нефтедобывающей отрасли ЧР в сложный период экономического кризиса 1994-2008гг. при практически полном отсутствии восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли. Обоснованы организационные, технические и экономические предпосылки восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

2. Установлено, что в новых условиях рыночной экономики, создания вертикально-интегрированных компаний и сложившееся в период 1994-2008 гг. в РФ размещение производственных мощностей по переработке нефти, привело к формированию неравномерного и недостаточного нефтепродуктообеспечения (НПО) отдельных экономических районов, в частности, ЮФО и, особенно, ЧР. Рассмотрены варианты организации качественного нефтепродуктообеспечения ЧР.

3. Определен объем переработки нефти в ЧР для обеспечения республики собственными горючесмазочными материалами. Полное обеспечение республики моторными топливами возможно при объеме переработки нефти 1,4 млн.т/год, а для покрытия потребностей республики в маслах и парафинах необходимо увеличить объем переработки нефти до 2,2 млн.т./год.

4. Разработано технико-технологическое обоснование основных направлений восстановления нефтепереработки ЧР с применением современных технологий нефтепереработки и нефтехимии с производством необходимого количества и ассортимента высококачественных топлив.

5. Предложены этапы восстановления НПиНХК ЧР, с выбором места строительства в г. Грозном, использованием сохранившихся на площадках заводов коммуникаций и очистных сооружений, и проведением необходимых ремонтных и восстановительных работ.

б. Разработаны технологические структуры предложенных этапов восстановления нефтеперерабатывающего комплекса 4P по топливному, топливно-масляному, нефтехимическому и топливно-масляно-нефтехимическому вариантам, которые адаптированы к региональной ресурсной базе запасов углеводородного сырья, а также нефтяных ресурсов других регионов России,

7. Впервые в качестве углеводородного сырья для переработки на грозненских заводах, кроме грозненской нефтесмеси, природных и попутных газов, проанализированы и предложены нефтепродукты техногенного происхождения.

8. Впервые комплексно использована методика составления материального баланса технологических установок нефтепереработки и нефтехимии с целью выявления ассортимента получаемой продукции, количества производимых топлив и других видов продукции, определения потерь сырья в технологической цепочке нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса 4P.

9. Для получения высококачественных моторных топлив, соответствующих европейскому качеству в схему Грозненского НПЗ предлагается включение комплекса современных процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество получаемых моторных топлив,

10. На основе качественного и количественного анализа попутного и природного нефтяного газов, добываемых в 4P, предложены рациональные схемы их переработки, направленные на получение компонентов товарных моторных топлив и широкого спектра продукции нефтехимического профиля.

Основные публикации автора по теме диссертации:

1. Махмудова, JI.HI. Получение высокооктановых компонентов из бензинов термодеструктивных процессов (доклад)./ Л.ПГМахмудова, Т.М. Гайрбеков, М.И. Такаева, А.К. Мановян // Материалы совещания конференции ВУЗов нефтегазового профиля по проблемам глубокой переработки нефти. - М.: МННГ им. И.М. Губкина. - 1990,- С. 56.

2. Гайрбеков, Т.М. Облагораживание легкой газойлевой фракции термокрекинга (тезис),/ Т.М. Гайрбеков, А.К. Мановян, Л.Ш. Махмудова //Тезисы доклада региональной конференции «Толстовские чтения».-Грозный.-1991.- С.87.

3. Гайрбеков, Т.М. Облагораживание легкого газойля термокрекинга на цеолитах типа У (тезис)./ Т.М. Гайрбеков, А.К. Мановян, Л.Ш. Махмудова // Тезис доклада 3-ей региональной конференции «Химия Северного Кавказа народному хозяйству». -Нальчик,-1991.- С.222.

4. A.c. №1772134, Способ каталитической переработки газойлевых фракций / Т.М. Гайрбеков, С.Н.Хаджиев, А.К.Мановян, С.М.Гайрбекова, Л,А Яндиева, Л.Ш. Махмудова.//Бюлл. Изобретений.-1991.-№40.-С.82

5. Гайрбеков, Т.М. Облагораживание легкого газойля термокрекинга на термообработанном цеолите типа НУ / Т.М. Гайрбеков, А.К. Мановян, Л.Ш. Махмудова //Нефтепереработка и нефтехимия, -1992.- № 3- С.14.

6. Махмудова, Л.Ш. О корреляционной связи между кислотностью деалюминированных цеолитов типа НУ и механизмом превращения непредельных углеводородов в их присутствии. / Л.Ш. Махмудова, Т.М Гайрбеков - Деп. в ВИНИТИ 30.10. 96.-№3147-В96.

7. Махмудова, Л.Ш. Облагораживание JITTK и прямогонных дизельных фракций на цеолитсодержащих катализаторах / Л.Ш. Махмудова,ЗА. Абдулмежидова // Тезис доклада научно-практической конференции, посвященной 80-летию Грозненского нефтяного института.- Грозный. - 2000.-С.66.

8. Махмудова, Л.Ш. Переработка легкого газойля термокрекинга (ЛГТК) и сернистой прямогонной дизельной фракции (ПДФС) в присутствии цеолитсодержащих катализаторов/ Л.Ш. Махмудова // Сборник тезисов научно-технической конференции молодых ученых «нефтяные топлива и экология». - Уфа.- 2002. - С. 43-45.

9. Ахмадова XX. Гидрогенизационная переработка гудрона / Х.Х.Ахмадова, И.М. Герзелиев, Х.М.Кадиев, Р.А-В.Турлуев, Л.Ш.Махмудова // Сборник тезисов II Всероссийской научной конференции «Химия многокомпонентных систем на рубеже ХХ1века.» - Махачкала.- 2002.- С.115-120.

10. Турлуев, РА-В. Влияние модифицирования цеолитов типа У и СВК на их активность и селективность в превращении нормального пентана / РА-В.Турлуев, Т.М. Гайрбеков, ЛЛШахмудова, ЗА. Абдулмежидова, Х.Х. Ахмадова // Сборник тезисов П Всероссийской научной конференции «Химия многокомпонентных систем на рубеже XXI века». -Махачкала,- 2002. -С.120-124.

11. Абдулмежидова, З.А. Превращение нормального пентана и нормального гексана на деалюминированных фожазитах / ЗА.Абдулмежидова, Т.М.Гайрбеков, Р.А-В. Турлуев, Л.Ш.Махмудова // Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. М,Д. Миллионщикова.- Выпуск 2. - Грозный: ГГНИ.- 2002,-С.10.

12 Ахмадова, Х.Х. Экологические проблемы Чеченской Республики/ Х.Х. Ахмадова, Х.М.Аюбов, РА-В.Турлуев, Л.Ш.Махмудова // Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. М.Д. Миллионщикова,- Выпуск 3,- Грозный: ГТНИ,- 2003 -С.140.

13. Ахмадова, Х.Х. Суперкислотный механизм превращения неопентана на цеолитах типа Y и СВК / Х.Х. Ахмадова, Т.М.Гайрбеков, Л.Ш.Махмудова, РА-В.Турлуев // Труды Грозненского государственного нефтяного института им. акад. М.Д. Миллионщикова. Выпуск 3.- Грозный: ГГНИ.- 2003 - С.146.

14. Ахмадова, Х.Х. История, проблемы и перспективы развития процессов получения смазочных масел в Грозном./ Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Х.МАюбов, Р.А-В.Турлуев // Материалы Всероссийской научно- практической конференции «Наука, образование и производство». - Грозный, 4 декабря 2003 г. -Грозный: ГГНИ.-2004,- С. 105.

15. Ахмадова, Х.Х. Перспективы восстановления и развития нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Чеченской республики / Х.Х.Ахмадова, Р.А-В. Турлуев, Л.Ш.Махмудова // Материалы Всероссийской научно- практической конференции «Наука, образование и производство»,- Грозный, 4 декабря 2003 г. - Грозный: ГГНИ.- 2004.- С. 314

16. Махмудова, Л.Ш. Первые американские и отечественные системы каталитического крекинга / Л.Ш.Махмудова, ЗА.Абдулмежидова, А.М. Сыркин

// Материалы V Международной научной конференции «Современные проблемы

истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела»,- Т.1.- Уфа: Реактив,- 2004. - С. 3-4.

17. Махмудова, Л.Ш. Этапы совершенствования технологических схем каталитического крекинга / Л.Ш.Махмудова, З.А. Абдулмежидова // Материалы V Международной научной конференции «Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела». Т.1. -Уфа: Реактив- 2004. - С. 76-77.

18. Ахмадова, Х.Х. Организация системы нефтяных научно-исследовательских институтов в СССР в 30-е годы / Х.Х. Ахмадова, Р,А-В.Турлуев, ЛЖМахмудова, З.А. Абдулмежидова // Труды ГГНИ.- Грозный: 2004,- Вып.4.-С. 105-114.

19 Ахмадова, Х.Х. Предпосылки для возникновения нефтяного научно-исследовательского нефтяного института в г .Грозном / Х.Х. Ахмадова, Р.А-В.Турлуев, Л.Ш. Махмудова, З.А. Абдулмежидова // Труды ГТНИ,- Грозный: 2004.- Вып.4.-С.115-123.

20. Ахмадова, Х.Х. Становление научно-исследовательской работы по переработке нефти в Грозном / Х.Х.Ахмадова, Р.А-В.Турлуев, Л.Ш.Махмудова, З.А. Абдулмежидова // Труды ГГНИ,- Грозный: 2004.- Вып.4.-С. 123-133.

21. Абдулмежидова, З.А. Первые работы ГрозНИИ по получению цеолитсодержащих катализаторов каталитического крекинга нефтяных фракций /. З.А. Абдулмежидова, Л.Ш.Махмудова, А.М. Сыркин // Башкирский химический журнал,- Т.Н.- №5.- 2004. -С. 55

22. Абдулмежидова, З.А. Некоторые аспекты получения и применения катализаторов из асканглин / З.А. Абдулмежидова, А.М. Сыркин, Л.Ш. Махмудова // Башкирский химический журнал. -Т.Н. - №5. -2004. - С.60

23. Ахмадова, Х.Х. Первые Грозненские лауреаты Государственной премии по переработке нефти /. Х.Х. Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Р.А-В. Турлуев, 3.А.Абдулмежидова Н Труды ГГНИ.- Грозный: 2005- Вып.5.-С.78-81.

24. Махмудова, Л.Ш. Становление процесса производства синтетического шарикового катализатора в г.Грозном / Л.Ш.Махмудова, З.А. Абдулмежидова, А.М.Сыркин // Материалы Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук». -Уфа: Изд-во УГНТУ.- 2005. - С.13-15.

25. Ахмадова, Х.Х. Освоение первого процесса каталитического крекинга в промышленном масштабе / Ахмадова Х.Х., Абдулмежидова З.А., Сыркин А.М, Махмудова Л.Ш. // Материалы Международной научно-технической конференции «Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук». - Уфа: Изд-во УГНТУ.- 2006. с.7-8.

26. Ахмадова, Х.Х. Исследования Грозненского нефтяного института по переработке тяжелых нефтяных остатков / Ахмадова Х.Х., Турлуев Р.А-В., Махмудова Л.Ш., Абдулмежидова З.А. // Материалы Международной научно-технической конференции «Нефтегазопереработка и нефтехимия - 2006» (Уфа, 24 мая 2006 г.). - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП РБ,- 2006. -С.67-69.

27. Ахмадов а Х.Х. Процессы переработки тяжелых нефтяных остатков, разработанных ГрозНИИ / Х.Х.Ахмадова, Р.А-В. Турлуев, Л.Ш.Махмудова // Материалы Международной научно-технической конференции «Нефтегозопереработка и нефтехимия - 2006» (Уфа, 24 мая 2006 г.). - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП РБ, 2006. - С.71-73.

28. Махмудова, Л.Ш. Переработка легкого газойля термического крекинга (ЛГТК) на цеолитсодержащих катализаторах / Л.Ш.Махмудова, З.А.Абдулмежидова // Материалы Международной научно-технической конференции «Нефтегазопереработка и нефтехимия - 2006» (Уфа, 24 мая 2006 г.). - Уфа: Изд-во ГУП ИНХП РБ,-2006.-С. 100-101.

29. Ахмадова Х.Х. Переработка тяжелых нефтяных остатков на гидридах переходных металлов /Х.Х.Ахмадова, Р.А.-В.Турлуев, Л.Ш.Махмудова, //История науки и техники.-2006.-№2.-С.107-111

30. Махмудова Л.Ш. Влияние активирующей добавки на каталитическое облагораживание легкого газойля термокрекинга. / Л.Ш.Махмудова // Нефтепереработка и нефтехимия.- 2007. - №7. - С.19.

31 .Ахмадова Х.Х. Совершенствование систем и конструкций первых промышленных крекинг-установок / Х.Х.Ахмадова, З.А.Абдулмежидова, А.М.Сыркин, Л.Ш.Махмудова // Башкирский химический журнал. Т.14.- №3.- 2007.- С.58-59.

32. Ахмадова Х.Х. Развитие процессов подготовки тяжелых нефтяных остатков к переработке каталитическим крекингом / Х.Х.Ахмадова,

Р.А-В.Турлуев, А.М.Сыркин, Л.Ш. Махмудова // История науки и техники, М.: 2007.-№1.- С.101-104.

33. Ахмадова Х.Х. Пути углубления переработки тяжелых нефтяных остатков / Х.ХАхмадова, Р.А-В.Турлуев, Л.Ш.Махмудова, A.M. Сыркин //Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела. Материалы VII Международной научной конференции. - Т.2.-Вып.7,- Уфа.: Реактив.- 2007.- С.79-86.

34. Ахмадова Х.Х. Развитие крекинг-процесса в США в 1920-1930-е годы 20 века. / Х.Х. Ахмадова, А.М.Сыркин, Л.Ш. Махмудова // Современные проблемы истории естествознания в области химии, химической технологии и нефтяного дела. Материалы VII Международной научной конференции.-Т.2.- Вып.7- Уфа.:Реактив. -2007. С.54-60.

35. Махмудова Л.Ш. Получение компонентов товарных дизельных топлив на У-цеолитсодержащеч катализаторе / Л.Ш. Махмудова // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2007. - №8. С.20-22.

36. Махмудова Л.Ш. Сравнительная характеристика промышленных катализаторов крекинга н синтезированного У-ЦСК при превращении прямогонных и вторичных дизельных фракций (статья). /Л.Ш. Махмудова //Нефтепереработка и нефтехимия,- 2007.- №8. - С.22-23.

37. Махмудова Л.Ш. Каталитическая переработка легкого газойля термокрекинга на цеолитах на цеолитах с различным отношением Si / Al / Л.Ш. Махмудова // Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии. Реактив-2007. Тезисы докладов XX международной научно-технической конференции. - Минск: -2007.-С.95.

38. Махмудова Л.Ш. Получение компонентов товарных дизельных топлив из ( низкокачественного легкого газойля термического крекинга / Л.Ш. Махмудова II Нефтепереработка и нефтехимия,- 2007.- №10.-С.24-26.

39. Махмудова Л.Ш. Влияние технологических параметров на каталитическую переработку легкого газойля термокрекинга / Л.Ш. Махмудова // Нефтепереработка и нефтехимия.- 2007.- №11.- С.23-27.

40. Махмудова Л.Ш. Кислотные свойства и активность деалюминированных цеолитов типа У при превращении непредельных углеводородов легкого газойля термокрекинга / Л.Ш.Махмудова, Т.М.Гайр беков И Нефтепереработка и нефтехимия.- 2007.- №12.- С.16-18.

41.Ахмадова Х.Х. Вклад грозненских ученых в становление переработки грозненской нефти в период 1900-1926гг. / Х.Х. Ахмадова, Л.Ш. Махмудова // История науки и техники.- М.: 2008.- №3. - С.45

42.Ахмадова Х.Х. Вклад грозненских ученых в развитие нефтеперерабатывающей промышленности / Х.Х.Ахмадова, Махмудова Л.Ш., Р.А-В.Турлуев // История науки и техники. - М,:- 2008. - №3. - С.50

43.Махмудова Л.Ш. Анализ становления, разрушения и развития нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской республики / Л.Ш. Махмудова // Химические реактивы, реагенты и процессы малотоннажной химии. Реактив-2007. Тезисы докладов XXI международной научно-технической конференции,- Уфа.- 2008. - С.275-277.

44. Ахмадова Х.Х. Основные этапы становления и развития ГрозНИИ / Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Ж.Т.Хадисова, З.А.Абдулмежидова, А.С.Садулаева // Башкирский химический журнал. -2008,- Т.15.-№2.- С. 149-151.

45. Ахмадова, Х.Х. Вклад ГрозНИИ в области синтеза технологии цеолитов и цеолнтсодержщих катализаторов/ Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Ж.Т.Хадисова, М.А.Мусаева // Башкирский химический журнал.- 2008. - Т.15. - №2. -

С. 155-156.

46 Ахмадова Х.Х. Разработка первой отечественной системы каталитического крекинга / Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Ж.Т.Хадисова, З.А.Абдулмежидова// История науки и техники,- 2008.- №5.- Спец.выпуск №2.- С.21-23.

47. Ахмадова Х.Х. Разработка технологий производства синтетического алюмосиликатного катализатора крекинга учеными ГрозНИИ за период 19441950гг. / Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Ж.Т.Хадисова, З.А.Абдулмежидова // История науки и техники.- 2008. - №6,- спец.выпуск №3.- С.38-40.

48. Ахмадова Х.Х. Становление и развитие процесса' висбрекинга тяжелого углеводородного сырья / Х.Х.Ахмадова, А.М.Сыркин, Л.Ш.Махмудова /1М.: Изд-во «Химия», 2008.-208с.

Подписано в печать 16.09.09. Бумага офсетная. Формат 60x84 1/16. Гарнитура «Times». Печать трафаретная. Усл. печ. л. 2. Тираж 90. Заказ 207. Типография Уфимского государственного нефтяного технического университета Адрес типографии: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, 1

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ СТАНОВЛЕНИЯ, РАЗВИТИЯ и

РАЗРУШЕНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕГО

КОМПЛЕКСА ЧЕЧЕНСКОЙ РЕСПУБЛИКИ.

1.1. Начало промышленной переработки нефти (1895г.).

1.2. Строительство первых нефтеперегонных заводов (1900-1920 г.г.).

1.3 Национализация нефтяной промышленности (1920г).

1.4 Первый восстановительный этап грозненской нефтепромышленности (1920-1926 гг.).

1.4.1. Основные товарные продукты переработки грозненской нефти в период 1895 -1926 гг.

1.5.Период термодеструктивной переработки грозненской нефти 1928-1940гг.).

1.5.1. Строительство установок термокрекинга в Грозном.

1.5.2. Строительство Грозненского нефтемаслозавода.

1.6. Грозненская промышленность в годы войны (1941-1945гг.).

1.6.1. Эвакуация и восстановление Грозненских заводов.

1.6.2. Создание процессов получения высокооктановых бензинов-каталитического крекинга и алкилирования-в 1940-1945гг.

1.7. Послевоенное восстановление грозненской нефтеперерабатывающей промышленности, создание каталитических и нефтехимических процессов переработки нефти в Грозном (1945-1960гг.).

1.7.1. Динамика добычи нефти в 1945-1960гг.

1.7.21 Строительство Новогрозненского нефтеперерабатывающего завода в 1953 г.

1.7.3. Строительство Грозненского нефтехимического комбината в 1954г43.

1.7.4. Работы грозненцев по усовершенствованию и развитию процесса каталитического крекинга.

1.7.5. Развитие нефтеперерабатывающего завода им. А. Шерипова.

1.8. Период наивысшего развития грозненской нефтеперерабатывающей промышленности (1970-1980-е годы).

1.8.1. Основная продукция, производимая грозненскими заводами в 1970-1980-ее годы.

1.9. Анализ состояния предприятий нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики в 1990 -начале 2000-х годов.

1.9.1. Нефтеперерабатывающий комплекс в период 1990-1994гг.

1.9.2. Анализ формирования и функционирования нефтяного комплекса Чеченской Республики в период 1994-1999гг.

1.9.3. Разрушение нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики в период 1999-2000 гг.

1.9.4. Анализ состояния нефтяной отрасли Чеченской Республики в

2001 -2008 гг.

1.9.4.1. Полное разрушение нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики.

1.9.4.2. Восстановление нефтедобывающей отрасли в период 2000-2008 гг.;.

1.10 Восстановительные периоды нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики.

ГЛАВА 2. К вопросу восстановления системы нефтепродуктообеспечения в Чеченской Республике.

2.1. Ситуация с обеспечением нефтепродуктами в Южном

Федеральном Округе (ЮФО).

2.1.1.Отгрузка основных нефтепродуктов в регионы и республики Южного федерального округа.

2.1.1.1 Отгрузка автомобильного бензина.

2.1.1.2 Отгрузка дизельного топлива.

2.1.2. Потребление основных нефтепродуктов в регионах и республиках Южного Федерального округа.

2.1.2.1. Потребление автомобильного бензина.

2.1.2.2. Потребление дизельного топлива.

2.1.2.3. Потребление мазута топочного.

2.1.2.4. Потребление сжиженных газов.

2.2. Определение объема переработки нефти в Чеченской Республике для обеспечения республики собственными горючесмазочными материалами.

2.3. Перспективы для восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности Чеченской Республики.

2.4. Выбор места строительства нефтеперерабатывающего комплекса.

2.4.1. Обоснование строительства завода в г. Грозном.

2.4.2. Обоснование строительства завода в ст. Червленной.

2.5. Обоснование направления переработки грозненской нефти.

ГЛАВА 3. ТЕНДЕНЦИЯ РАЗВИТИЯ ОТЕЧЕСТВЕННОЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ.

3.1. Основные проблемы нефтеперерабатывающей отрасли РФ.

3.2.Современные и перспективные требования к моторным топливам.

3.3. Состояние вторичных процессов на НПЗ России.

3.4. Новые отечественные технологии переработки углеводородов.

ГЛАВА 4. ОБОСНОВАНИЕ И ВЫБОР ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ И СХЕМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ В 4P.

4.1. Ресурсы сырья для грозненского НПЗ.

4.1.1 .Грозненская нефтесмесь.

4.1.2. Сырье - нефтепродукты техногенного происхождения.

4.2.Строительство грозненского НПЗ.

4.2.1. Первый этап строительства грозненского НПЗ.

4.2.2. Второй этап строительства грозненского НПЗ.

4.3. Краткая характеристика подэтапов второго этапа строительства грозненского НПЗ.

4.3.1. Подэтап2.1 - совместная переработка б млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти.

4.3.2. Подэтап2.2 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти.

4.3.3. Подэтап2.3 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти по топливно-нефтехимическому варианту.

4.3.4.Подэтап 2.4 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти по топливно-масляно-нефтехимическому варианту.

4.3.5.Подэтап 2.5 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти по расширенному топливно-масляно-нефтехимическому варианту.

4.3.6. Подэтап 2.6 - совместная переработка 6 млн. тонн смеси грозненской и давальческой нефти по расширенному топливно-масляно-нефтехимическому варианту с включением в схему процесса пиролиза.

ГЛАВА 5. ПЕРЕРАБОТКА НЕФТЕПРОДУКТОВ ТЕХНОГЕННОГО ПРОИСХОЖДЕНИЯ.

5.1. Исследование нефтепродуктов техногенного происхождения.

5.1.1 .Характеристика сырья.

5.2. Исследование товарных свойств нефтепродуктов, полученных от перегонки нефтепродукта техногенного происхождения.

5.2.1. Бензиновая фракция.

5.2.2. Реактивное топливо ТС-1.

5.2.3. Дизельная фракция.

5.3. Материальный баланс.

ГЛАВА 6. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ВНЕДРЕНИЮ ОСНОВНЫХ ПРОЦЕССОВ ПОЛУЧЕНИЯ МОТОРНЫХ ТОПЛИВ В СХЕМЕ ГРОЗНЕНСКОГО НПЗ

6.1. Рекомендации по включению процесса каталитического риформинга в схему Грозненского НПЗ для производства экологически чистых бензиновых фракций.

6.1.1.Краткая история становления процесса риформинга.

6.2. Обоснование включения процесса каталитического крекинга в схему Грозненского НПЗ для получения экологически чистых бензинов.

6.2.1. Установка Г-43-107.

6.2.2. Вклад грозненцев в становление и развитие процесса каталитического крекинга в Грозном.

6.3. Рекомендации по внедрению процесса алкилирования в схему Грозненского НПЗ для производства высокооктановых бензинов.

6.3.1. Основные способы осуществления процесса алкилирования для получения алкилата - важнейшего компонента высокооктановых экологически чистых бензинов.

6.3.2.Вклад грозненцев в становление и развитие процесса сернокислотного алкилирования.

6.4. Рекомендации по процессу производства МТБЭ в технологической схеме Грозненского НПЗ.

6.4.1. Краткая историческая справка развития процесса синтеза МТБЭ.

6.4.2. Предпосылки для создания процесса МТБЭ в России.

6.5. Рекомендации по процессу изомеризации легких углеводородных фракций в схеме Грозненского НПЗ.

6.6. Установка гидроочистки дизельных топлив в структуре Грозненского НПЗ.

6.7. Рекомендации по осуществлению процесса висбрекинга на будущем грозненском НПЗ.

ГЛАВА 7. ЭКСПЕРМЕНТАЛЪНОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ УЛУЧШЕНИЯЧСАЧЕСТВАКОМПОНЕНТОВ ДИЗЕЛЬНЫХ ТОПЛИВ (легкого газойля термического крекинга и ирямогонной дизельной фракции).;.

7. Г. Применение активирующих добавок и различных процессах переработки нефти и их влияние на процесс облагораживания • олефинсодержащих газойлевых фракциштермических процессов.'.

7.2. Влияние качества исходного сырья и типа активирующих-добавокгна показателт процесса>;каталитического крекинга.291?.

7.3. Экспериментальное изучение облагораживания легкого газойля термического крекинга на деалюминированных различными способамищеолитах типа .;. 294:

7;4. Из5^чение механизма-превращения легкого^азойля? ; термического крекинга, на1 деалюминированных; цеолитах типа^У.-.:.

7.5: Результатытгидрооблагораживанияадегкогошазойлятермическоро . крекингашшрямогонных-дизельных фракциш.3:Г

ЕЛАВАа 8L К РАЗВИТИЮ' Г АЗОПЕРЕРАБ АТЫВАЮ II \ ЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ В ГРОЗНОМ*

8ü. Переработка; попутного? газа.;.;.

8; Г. 1. Краткая-история:становленияшереработки газаяв «Грозном;.

8:1.2'. Иёреработкатазан в.Ерозном'в; 1920-е годы.322"

8.1.2.1 Грозненские газолиновые, заводы №№ 4 и 4а.

8-;ia:Z Газолиновый завод,№ 2.;.,.„.330'

81Г.2°31Газолиновый'Завод № 2аи.!.:.;.

8ЛСЗ«Переработка газа;в Грозном в 40-50-е.годы,.:.

8.1.4. Переработка газа в Чеченской Республике в 1960г. и последующие годы.;.:.

8.2. Жёрспективышспользования природного и попутного газов для получения моторных топлив и нефтехимической продукции^в современном нефтекомплексе Чеченской Республики.

8.2.1 Предпосылки ориентации нефтехимической промышленности на использование газового сырья.

8.2.2. Использование природного газа в качестве моторного топлива и сырья для получения высокооктановых добавок.

8.2.3. Использование газового сырья для получения химической продукции.

8.2.4. Ресурсы газов Чеченской Республики для получения моторных топлив, химической и нефтехимической продукции.

8.2.5. Варианты переработки и использования газов и широкой фракции легких углеводородов.

ВЫВОДЫ.

Начало промышленной переработки нефти в г. Грозном относится к концу Х1Х-столетия, когда на территории Грозненского нефтеперерабатывающего комбината датской фирмой была установлен первый перегонный куб для перегонки нефти.

С тех пор г. Грозный превратился в крупный нефтеперерабатывающий и нефтехимический центр на Северном Кавказе, имеющий современные комплексы по переработке многих видов нефти, развитую научно-исследовательскую базу, высококвалифицированные кадры.

Суммарная мощность по переработке нефти в концу 80-х годов составляла 20,0 — 21,0 млн. тонн в год. На предприятиях нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса вырабатывалось более 70 наименований различной продукции, соответствующей мировым стандартам. Вырабатываемые продукты полностью удовлетворяли потребности Чеченской Республики (ЧР), а значительная часть их экспортировалась в ближнее и дальнее зарубежье.

Нефтепереработка г. Грозного более чем на 70% обеспечивала Северный Кавказ моторными топливами и другими нефтепродуктами и занимала ведущее место в промышленном потенциале республики. Нефтеперерабатывающий комплекс ЧР представлял собой крупное современное производство, в состав которого входили нефтеперерабатывающие заводы, Грозненский химкомбинат, а также вспомогательные предприятия, обеспечивающие функционирование основных производственных мощностей.

Нефтеперерабатывающий комплекс ЧР был обеспечен транспортными магистральными нефтепроводами, связывающими нефтепереработку с нефтедобывающими районами стран СНГ и крупнейшими потребителями нефтепродуктов.

Начиная с 1991 года, нефтеперерабатывающая промышленность ЧР постепенно пришла в упадок.

I В результате кризисов 1991-2000гг. нефтегазовый комплекс и энергетика ЧР по своему техническому состоянию и производственному потенциалу оказались отброшенными на десятки лет назад, а многие направления нефтепереработки безвозвратно потерянными. Уникальный по I составу и количеству установок и процессов грозненский нефтеперерабатывающий комплекс оказался полностью разрушенным и в настоящее время фактически не существует. , При всей трагичности положения, сложившегося в настоящее время в нефтекомплексе ЧР, нефтепереработка способна возродиться и вывести из 1 кризисной ситуации не только себя, но в значительной мере, и экономику

Республики. Целесообразность восстановления нефтеперерабатывающей отрасли не имеет альтернативы.

Анализ истории развития нефтепереработки ЧР показывает, что I кризисные ситуации повторялись неоднократно. О возможности восстановления и развития нефтеперерабатывающего комплекса говорят события 20-х годов XX в., когда грозненские заводы также практически создавались заново после трагических событий гражданской войны. В 19411942гг. в связи с создавшимся военным положением, дважды 1 демонтировалась вся материально-техническая база предприятий

Грознефтекомбината, которая затем была восстановлена на более высоком техническом и технологическом уровне.

Перед нефтепереработчиками Республики в настоящее время стоит I сложная задача возрождения и развития нефтеперерабатывающей отрасли, которая напоминает ситуацию 20-х годов «восстановления нефтепереработки из небытия» [1].

Вопрос заключается и в том, что сегодня объемы добычи нефти не столь велики, как раньше, когда в Республике перерабатывалось до 20 млн. 1 тонн нефти в год. Тогда еще в самой республике добывались значительные объемы нефти, много нефти завозилось из других регионов. Сегодня из-за ситуации, сложившейся в Республике, ввозить большое количество нефти в

ЧР не представляется возможным, а собственная максимальная добыча на ближайшую перспективу не превысит 2,0-2,5 миллиона тонн в год.

Для восстановления и развития нефтеперерабатывающего комплекса ЧР, исходя из существующего объема добычи нефти, удовлетворения внутренних потребностей республики в нефтепродуктах и наиболее эффективного использования имеющегося опыта восстановления и развития нефтеперерабатывающего комплекса республики и использования современных технологий необходимо определить наиболее эффективные направления переработки нефти. Необходимо усовершенствовать схему переработки нефти с учетом повышения в настоящее время требований к качеству продуктов и экологической безопасности. Поэтому необходимо приобретение инновационных ресурсосберегающих технологий нефтепереработки и нефтехимии, позволяющих перерабатывать углеводородное сырье с учетом повышения требований" к качеству нефтепродуктов и их экологической безопасности.

Проблему восстановления и введения в строй нефтеперерабатывающей отрасли необходимо рассматривать в комплексе общего* восстановления предприятий энергетики, добычи, подготовки и транспортировки нефти, водозаборных и очистных сооружений.

Для восстановления НПК ■ в ЧР имеются определенные организационные, технические и экономические предпосылки [2-5]:

1. Промышленные запасы месторождений нефти ЧР составляют 35 млн. т, имеются еще перспективные запасы порядка 20 млн. т. По I свидетельству ученых, нефтяная жила ЧР является ответвлением большого Каспийского месторождения, а качество нефти — лучшее в мире. Легкая, маловязкая, малосернистая (содержание общей серы 0,05-0,1%), малосмолистая, с высоким (до 68%) содержанием светлых нефтепродуктов, она даже лучше легкой аравийской по содержанию парафинов (всего 5% против 15% в иракской или иранской), а малая глубина залегания нефтяных пластов делает ее доступной и дешевой;

2. По данными Министерства- экономики; ЧР и геофизических исследований в недрах ЧР находится от 3 до 5 млн. т продуктов техногенного происхождения, которые- можно вовлекать в переработку совместно с нефтью грозненских месторождений; 3. Наличие: в ЧР транспортно-энергетической системы,: включающей; магистральные1 нефтепроводы и нефтепродуктопроводы, железные дороги? создает благоприятные1 условия, для поставок; в республику давальческого сырья на переработку;, ,

4. Восстановление производств по переработке нефти позволит обеспечить республику нефтепродуктами; что значительно снизит затраты ' на их приобретение и транспортировку из других регионов;

5. Имеется достаточно развитая/ сетьу АЗС различных форм? собственности и возможности для создания! в ЧР сбытовой инфраструктуры нефтепродуктов;. ; . . ! • ,

6. Имеются возможности многоуровневой подготовки кадров для НПЕС в Грозненском государственном нефтяном институте и Грозненском нефгяном.колледже;

• 7. Имеются научные разработки ГрозНИИ по технологиям переработки нефти; не имеющие; аналогов в мире, поювоей значимости;

8. Реализация программы восстановления позволит использовать-имеющиеся в республике трудовые ресурсы и сохранившийся - потенциал квалифицированных специалистов нефтепереработки.

Возрождение нефтеперерабатывающей отрасли ЧР, имеет огромное значение не только для республики, но и для всего Южного федерального округа (ЮФО) России:

Необходимо учитывать и факторы, отрицательно влияющие назначало восстановительных работ [2-5]: •'.

1 .Отсутствие государственной' программы; восстановления - и развития; НИК ЧР;

2. Необходимость, привлечения; крупных инвестиций!: для реализации программы восстановления и развития НИК ЧР;

3. Несмотря на. значительную: стабилизацию политической обстановки} в республике, для привлечения финансов извне, все-таки существует неблагоприятный; инвестиционный климат, связанный? с * ' • ' » наличием экономических, социальных ^криминальных рисков.

4.- Для определения; объемов вовлекаемого в? переработку углеводородного сырья необходим серьезный анализ; рынка сбыта1 нефтепродуктов;в>ЧP^peгиoнax (Sëвepнoгo:Kaвкaзa иtЗaкaвкaзья^ являвшихся традиционными потребителями! , продукции? грозненских нефтеперерабатывающих заводов.

Восстановление нефтеперерабатывающего комплекса ЧР необходимо осуществлять путем строительства новых производств с целыо создания современного высокотехнологического! ресурсосберегающего комплекса^ состоящего из. процессов, углубляющих переработку нефти (каталитический крекинг, висбрекииг, производства масел: и? парафинов);, а? также процессов, обеспечивающих и«, улучшающих, качество? вырабатываемой; продукции, (каталитический риформинг бензинов, изомеризация, . алкилирование, производство МТБЭ).

В настоящей работе проведен анализ становления, развития и. существующего состояния нефтеперерабатывающего комплекса ЧР. На основании этого материала ш.на . основе! .' анализа? огромного научного и промышленного опыта, нефтепереработки с- безусловной; тенденцией нач ее углубление, в работе даны практические. рекомендаций по двухэтапному возрождению нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

1. Проведен анализ становления, развития и современного состояния нефтяной, нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли ЧР и выявлена тенденция преимущественного восстановления нефтедобывающей отрасли ЧР в сложный период экономического кризиса 1994-2008гг. при практически полном отсутствии восстановления нефтеперерабатывающей и нефтехимической отрасли. Обоснованы организационные, технические и экономические предпосылки восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР.

2. Установлено, что в новых условиях рыночной экономики, создания вертикально-интегрированных компаний и сложившееся в период 1994-

2008 гг. в РФ размещение производственных мощностей по переработке нефти, привело к формированию неравномерного и недостаточного нефтепродуктообеспечения (НПО) отдельных экономических районов, в частности, ЮФО и, особенно, ЧР. Рассмотрены варианты организации качественного нефтепродуктообеспечения ЧР.

3. Определен объем переработки нефти в ЧР для обеспечения республики собственными горючесмазочными материалами. Полное обеспечение республики моторными топливами возможно при объеме переработки нефти 1,4 млн.т/год, а для покрытия потребностей республики в маслах и парафинах необходимо увеличить объем переработки нефти до

2,2.млн.т/год.4. Разработано технико-технологическое обоснование основных направлений восстановления нефтепереработки ЧР с применением современных технологий нефтепереработки и нефтехимии с производством необходимого количества и ассортимента высококачественных топлив.5. Предложены этапы восстановления НПиНХК ЧР, с выбором места строительства в г. Грозном, использованием сохранившихся на площадках заводов коммуникаций и очистных сооружений, и проведением необходимых ремонтных и восстановительных работ.6. Разработаны технологические структуры предложенных этапов восстановления нефтеперерабатывающего комплекса ЧР по топливному, топливно-масляному, нефтехимическому и топливно-масляно нефтехимическому вариантам, которые адаптированы к региональной ресурсной базе запасов углеводородного сырья, а также нефтяных ресурсов других регионов России.7. Впервые в качестве углеводородного сырья' для переработки на грозненских заводах, кроме грозненской нефтесмеси, природных и попутных газов, проанализированы и предложены нефтепродукты техногенного 'происхождения.8. Впервые комплексно использована,методика составления материального баланса технологических установок нефтепереработки и нефтехимии с целью выявления ассортимента получаемой продукции, количества производимых топлив'и других видов продукции, определения потерь сырья в технологической цепочке нефтеперерабатывающего и нефтехимического комплекса ЧР.

9. Для получения высококачественных моторных топлив, соответствующих европейскому качеству в схему Грозненского НПЗ* предлагается включение комплекса современных процессов, углубляющих переработку нефти и улучшающих качество получаемых моторных топлив.10. На основе качественного и количественного анализа попутного и природного нефтяного газов, добываемых в ЧР, предложены рациональные схемы их переработки, направленные на,получение компонентов товарных моторных топлив и широкого спектра продукции нефтехимического профиля.

1. Итоги исследования грозненских нефтей. / Труды Центральной лаборатории Грознефти.-М. ;-Л., 1927.-С.654.

2. Геиева, Л.А.Технико-экономический анализ современного состояниянефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики / Л.А.Геиева, В.П. Мешалкин, Р.А.-В. Турлуев, Н. Хаджиев // Труды ГГНИ им. акад. М.Д. Миллионщикова. -2002.-Вып. 2.-С.ЗЗ-38.

3. Геиева, Л.А. Организация и технико-экономический анализ восстановлениянефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики / Л.А.Геиева, В.П.Мешалкин, П.Д.Саркисов, Р.А.-В.Турлуев, Н. Хаджиев // Химическая технология.- 2003.- № 7. - 14-18.

4. Геиева, Л.А. Нефтепереработка Чечни: проблемы и перспективы / Л.А.Геиева,В.П. Мешалкин // «Наука, образование и производство»: сб. науч тр. Всерос. научно-практич. конф., - Грозный: ГГНИ.- 2003.- 239-242.

5. Герман, Р.И. Большой пласт асфальта в Малой Чечне / Р.И. Герман //Вестник естественных наук.-1858.- № 6.-С. 189-190.

6. Всеподданейший доклад Министра Государственных имуществ по Горнойчасти на Кавказе.- 1889.- СПб.

7. Карпов, Ф. Нефтяное дело в Терской области / Ф.Карпов — Владикавказ, 1890.74с.

8. Акты кавказской археологической комиссии Сб. документов.- 1900. — Т.1.Ю.Скальковский, К.А. Керосиновое производство на юге России / К.А. Скальковский // Горный журнал. -1867.- Т.З. -№ 9.- 461-477.

9. I . Гулишамбаров, С И . Новые материалы для истории фотогеновогопроизводства / С И . Гулишамбаров //Кавказ.-1872.- № 280.

10. Дорогочинский, А.З. Изобретение крепостных крестьян братьев Дубининых(история зарождения нефтеперерабатывающей промышленности). / Дорогочинский А.З., Суманов В.Т. - Грозный: ЧИ книжн.изд-во, 1973.-70с.

11. Юшкин Е.М. Материалы по грозненской нефтяной промышленности./Юшкин Е.М. - Грозный.: -1908.

12. Сельский, Л.А. Из прошлого Грозненской нефтяной промышленности / Л.А.Сельский - ЦГА НТД СССР.- Фонд Р - 235.- Опись 4-1.- Дело 59.

13. Сельский, Л.А. Начало Грозненской нефтяной промышленности / Л.А.Сельский.- Грозный.-1920.

14. Коншин, A.M. Геологическое описание Грозненской нефтяной площади инефтяных месторождений Терской области и Каспийского побережья / A.M. Коншин. .-1892.- Сер.2.- Кн.2. 17. 75 лет отечественной нефтяной промышленности (1871-1946).- БТЭИ.-1946.

15. Госархив Ставропольского края.- Т. 29.Д.3205.-Св.258.

16. ЦГИА.- Ф.1268.-Оп.2.- Д.602.

17. Государственный архив Ставропольского края.- Ф. 101.-Д. 1025.

18. Юшкин, Е.М. Начало Грозненской нефтепромышленности в очерках / Е.М.Юшкин -Екатеринодар.:- 1909.- 50 с.

19. Притула, А.Ф. Грозненская нефтяная и терская горная промышленностьперед национализацией ./ А.Ф. Притула. - М.-Л.: Издание Совета нефтяной промышленности, 1925.-179 с.

20. Грозненская нефтяная промышленность.- Грозный, 1910.

21. Притула, А.Ф. Грозненская нефтяная промышленность и ее ближайшиеперспективы/А.Ф. Притула -Грозный, 1920.

22. Ибрагимов, Л.Х. Нефть и газ Чечни и Ингушетии. К 100-летию Грозненскойнефтяной промышленности 1893-1993 гг./ Л.Х. Ибрагимов - М.: Недра,1993.С.272.

23. К В Д А Ш С 0 ^ - Ф и 69-0Ш 1^Даа 5 -Щ\\.

24. Стрижов, И.Н. Естественный газ. Часть 1.1 И.Н. Стрижов. -Баку.: 1925- 95 с.

25. Аккерман, И.Н. Производство натурального газолина из газа в Грозном / И.Н.Аккерман // Нефтяное и сланцевое хозяйство.- 1925- № 5- 875-876.

26. Богаевский, П.И. Переработка натурального газа в Грозном / П.И.Богаевский //Нефтяное хозяйство.-1929.- № 11-12.- 694-703.

27. Суханкин, Е.И. Газовое хозяйство Грознефти / Е.И. Суханкин // Грозненский нефтяник.- 1930- № 1- 33-36.

28. Арутюнов, Л.Х. Краткий очерк развития газовой промышленности в ЧеченоИнгушетии / Л.Х.Арутюнов, К.А. Юргенсон. - Грозный: ЧИ книжное изд-во, 1968.-74с.

29. Джафаров, К.И. ПО лет Грозненской нефтяной промышленности./К.И.Джафаров, А.К. Джафаров.- М.: 2008. 30.

30. Елин, И.И. Перспективы грозненской нефтеобрабатывающей промышленности . / И.И. Елин // Нефтяное и Сланцевое Хозяйство.-1922.

31. Ростомян, М. Разрешается ли проблема грозненских нефтей методомразложения / М.Ростомян //Грозненское Нефтяное Хозяйство.-1922.-

32. Ростомян, М. Производственная программа Грознефти на 1922-23 г. /М.Ростомян //Грозненское Нефтяное Хозяйство.-1923.

33. Ростомян, М. Возможности рациональной переработки грозненских нефтей /М.Ростомян //Грозненское Нефтяное Хозяйство.-1923.

34. Стрижов, И.Н. Задачи Грозного / И.Н. Стрижов// Нефтяное и СланцевоеХозяйство.-1923.

35. Косиор, И.В. Товарные проблемы грозненской нефтяной промышленности ирынок/ И.В. Косиор //Нефтяное и Сланцевое Хозяйство.-1924.

36. Стрижов, И.Н. Задачи Грозного / И.Н. Стрижов //Нефтяное и СланцевоеХозяйство,-1923.

37. Косиор, И.В. Товарные проблемы грозненской нефтяной промышленности ирынок/И.В. Косиор//Нефтяное и Сланцевое Хозяйство.-1924.

38. Косиор, И.В. К вопросу о товарных проблемах грозненской нефти / И.В.Косиор //Нефтяное Хозяйство.- 1925.

39. Ахмадова, Х.Х.Вклад грозненских ученых в развитиенефтеперерабатывающей промышленности / Х.Х.Ахмадова, Л.Ш.Махмудова, Р.А. Турлуев // История науки и техники.- 2008.-№3.- 50-53.

40. Ахмадова, Х.Х. Становление и развитие процесса висбрекинга тяжелогоуглеводородного сырья. Дис. канд.техн.наук.- Уфа., 2008.-С.209.

41. Абубакарова, З.Ш. Становление процесса термического крекинга на Кавказе.Дис. канд.техн.наук.- Уфа., 2008.-С.229.

42. Иголкин, А.А. Нефтяная промышленность в годы второй пятилетки: планыи реальность/ А.А. Иголкин // Экономическая история. Обозрение. Под редакцией Бородкина. М.: 2005. №. 10 -. 132-145.

43. РГАЭ.-Ф.8627.-Оп.Ю.- Д. 119.Л.6.

44. Индустриализация Советского Союза. Новые документы. Новые факты.Новые подходы. Часть II.- М.: 1999.- 173 с.

45. РГАЭ.- Ф.4372. - Оп. 10.- Д.119.- Л.7-8.

46. РГАЭ. - Ф.4372. - Оп. 31.- Д.662.- Л.5.

47. РГАЭ. - Ф.4372.- Оп. 31 - Д.662.- Л.5.

48. Саханов, А. Н. / А.Н. Саханов// Нефтяное хозяйство.-1930.-№ 3.- С- 339.

49. Грозненский нефтяник.- 1931.- №7.- 33.

50. Дунаев, Ф. Ф. / Д Ф. Ф.унаев, Н. 3. Звягин // Нефтяное хозяйство,- 1932.- №2.-С.69.

51. Грозненский нефтяник.- 1931.- № 8-10.- 95.

52. Межерицкий, Л. М. / Л. М. Межерицкий // Грозненский нефтяник.-1937.- №12.- 30.

53. Переработка нефти // Грозненский нефтяник.-1937.- № 9.- Стр. 8.

54. Дельман О.А., Яковлев А.Е. Региональный рынок нефтепродуктов всовременных условиях / Дельман О.А., Яковлев А.Е. - Чебоксары: Изд-во Чувашского университета.- Р32.- 2001. - 615 с. .

55. Научно-технический отчет ГрозНИИ. Разработать концепцию восстановленияи развития нефтеперерабатывающего комплекса Чеченской Республики. Контракт № 5/96 от 26.03.1996. -Грозный, 1997.-С. 195.

56. Российская Федерация и регионы Северо-Кавказского экономическогорайона в 1993 году: Статистический сборник / Госкомстат России. - М.: Республиканский информационно - издательский центр, 1994.- 205 с

57. Разумов, В.В. Оценка природного потенциала и экологического состояниятерритории Чеченской Республики./ В.В.Разумов, М.И. Тлисов и др. // - СПб.: Гидрометеоиздат. -2001. - 158 с.

58. Алексеев, Б.Н. Экологические проблемы восстановления ЧеченскойРеспублики./ Б.Н. Алексеев // - 2001.- 10.

59. Отчеты министерства промышленности и энергетики Чеченской Республикиза 2001г. 81 .Данные Департамента региональной политики Правительства Чеченской Республики за 2000-2008гг.

60. Нефтегазовая вертикаль.- №1.- 2008.- 117.

61. Одинцов, А.Б. Дни нефтяного Перекопа. / А.Б. Одинцов - Грозный: ЧИ:книжное изд-во.- 1985.- 96 с.

62. РГАСПИ.-Ф. 670.-Оп.1.-Д.38.-Л.70.

63. Геиева, Л.А. Анализ емкости рынка сбыта нефтепродуктов в ЮжномФедеральном Округе./ Л.А.Геиева //Всероссийская научно-практическая конференция «Наука, образование и производство». Материалы конференции. Грозный.- 2003.- 236-241.

64. Мельникова, А. Нефтехимия, нефтепереработка и газопереработка вРоссийской Федерации / А.Мельникова, Т.Л.Канделаки, Н.В. Авраменко.- М.: ИнфоТЭК-КОНСАЛТ.-2001.- Т.1

65. Регионы России. Социально-экономические показатели. -2003: Стат. сб.Госкомстат России- М., 2 0 0 3 - 895 с.

66. Гохберг, М.Я. Федеральные округа Российской Федерации: анализ иперспективы экономического развития/ М.Я. Гохберг. — М.: Финансы и статистика, 2002. — 360 с.

67. Регионы России. Основные характеристики субъектов Российской Федерации.2003: Стат. сб. Госкомстат России.- М.- 2003.- 807 с. •'•• •. '.'•' • .''•' • '••'•'' '•• 366 . : . ;•. • : v ":.- •'. ,'.•'..

68. Сводные: технологические показатели нефтеперерабатывающих: заводов РФ за;январь-декабрь2002т. //Бурение инефть.:— 2003; №3;-G.55—56;\ .

69. Стратегические: приоритеты, российских нефтеперерабатывающихпредприятий:, / В:Е:Сомов; И.А;Садчиков, ВФ.Шершун, Л.В1 Кореляков; М!:ЦНИИТЭнефтехим^2002.-292 е. - ' . л .

70. Нефтеперерабатывающая промышленностьРоссиишшедущихстрангмйршзаг: 1995;2003;ш200Фгг. Аналитико-конъюнктурнышобзор^справочник^МгбАО)1 «ЦНИИТЭнефтехим», 2005: -С.550Г- '••.:

71. ТЭК России. Нефтегазодобывающая? и нефтеперерабатывающаяпромышленность; Ежемесячный бюллетень.2002-2007гг;,

72. Еалиев, Р: Нефтеперерабатывающая* промышленность - проблемы; иперспективы^ / Р.Ралиев, BiCXaBKHH, A.M. Данилов.-HF Энергия, 2006;

73. ЮШевинбук, М; Ш О некоторых проблемах российской нефтепереработки':/М. Й;Левинбук, Э.Ф. Каминский, О.Ф: Глаголева // Химия й! технология; топлив; имасел.- 2005:-№2. ' :

74. Капустин, В:М. Перспективы развития производства катализаторов;нефтепереработки в России / В . М . Капустин // Нефтепереработка и нефтехимия:-2004.-№ 4.-С. 4-8.

75. Рекламный проспект ЗАО «ГрозНИИ». Катализатор полифункциональный ИФ93М для процесса «Изофор».-1993.

76. Levinbuk, M. I. Some problems of Petroleum Refining in Russia / M. I.Levinbuk, E.F.Kaminskii, O. F. Glagoleva // The Catalyst Review.- 2000.- №12.- P.l 1-13.

77. Нефтепереработка и нефтехимия в Российской Федерации 2002 год. 1 том.Москва: Инфо ТЭК - Консалт.- 2003 .-С.2.

78. Капустин, В.М. Нефтеперерабатывающая промышленность США ибывшего СССР./ В.М.Капустин, Г. Кукес, Р.Г. Бертолусини. - М.: Химия, 1995.-С.300. П7.Каминский, Э.Ф., Демиденко К.А. //Химия и технология топлив и масел.1993.-№ 9.- 6-7.

79. Калинин, А. Экономические проблемы современной нефтепереработки вРоссии./ А.Калинин // Экономист.-2006-.№ 5.

80. Калинин, А.А. Возможные направления совершенствования переработкинефти в России./ А.А.Калинин, А.А. Калинин // Отрасли и межотраслевые комплексы. 2008.С.73. www.

81. Joseph, М Colucci. Future Automotive Technologies / Joseph M Colucci. //World Refining Magazine.- 2004.- September/October.-P. 70.

82. Swaty, T. E. Global refining industry trends: the present and future / Т. E. Swaty//Hydrocarbonprocessing.- 2005.- September.- P. 35-46.

83. Стратегический анализ технической реструктуризации предприятияВ.А.Балукова, Г.Д.Залищевский, М.Л.Колесов и др./ Под ред. В.Е. Сомова.-СПб.: СП6ГИЭУ,2001.-СЛ47.

84. Нефтепереработка и нефтехимия в Российской Федерации 2002 год. 1 том.Москва: Инфо ТЭК - Консалт, 2003.-с.28.

85. Radler, М. Oil to lead US energy demand growth in 2005./ M.Radler //Oil & GasJournal, January 17- 2005.-P. 18-30.

86. Hydrocarbon processing. -2006.- March.- P.21.

87. Ахметов, А. Технология глубокой переработки нефти и газа. / А.Ахметов.- Уфа: Изд. «Гилем» ,2002.- 671.

88. Мановян, А.К. Технология переработки природных энергоносителей./ А.К.Мановян.- М.: Химия.- Колос.-2004.-С455.

89. Amico, V. D. Consider new methods to debottleneck clean alkylate production. /V. D'Amico, J. Gieseman, E. Van Broekhoven, E. Van Rooisem, H. Nousianen. // Hydrocarbon processing.- 2006.- February.- P. 65-70.

90. Базовый проект технологии сернокислотного алкилирования изобутанабутиленами. Книга 1. Исследовательская часть и инженерная разработка. Грозный. ГрозНИИ.- 1992.- 155.

91. Базовый проект ГрозНИИ технология процесса синтеза МТБЭ. Книга1 .Исследовательская часть и инженерная разработка.- Грозный.-1992.-С.115.

92. Герзелиев, И.М. Отчет «Разработать экономичную, улучшающую экологию,схему переработки нефтепродуктов техногенного происхождения на НПЗ им. Шерипова»./ И.М. Герзелиев, З.А.Халикова, Х.Х. Ахмадова. - Грозный.: 1999.С.43.

93. Абдулмежидова, З.А. Научные и проектные работы по созданиюпромышленных процессов каталитического крекинга. Дис. канд. техн. наук.Уфа.2007.-С.150.

94. Америк, Б.К. Исследование некоторых вопросов каталитическогокрекинга. Дис. канд. техн. наук.-Грозный-1946.

95. Майдебор, Л.К. Кинетика бензино- и газообразования при каталитическом крекинге керосино-газойлевой фракции нафтенового основания на алюмосиликатном катализаторе. Дис. канд. хим.наук. - 1952.

96. Станулис, И. А. Исследование закономерностей изменения давленияв потоке газа при фильтрации его через гранулированные материалы в термоконтактных каталитических процессах. Дис. канд.техн. наук. - 1968.

97. Америк, Б.К. Разработка и осуществление отечественной системыкаталитического крекинга (1944 -1947 гг.) (На соискание государственной премии). / Б.К. Америк. Научно-технический отчет ГрозНИИ.- № 1710.- 1947.

98. Америк, Б.К. Разработка отечественной системы каталитического крекинга./ Б.К. Америк. Научно-технический отчет ГрозНИИ1945-1946.

99. Старостин,И.И. Разработка и освоение способа приготовленияалюмосиликатного катализатора для каталитического крекинга./ И.И. Старостин. Научно-технический отчет ГрозНИИ.- 1946.

100. Старостин, И.И. Разработка способа приготовления бусинковогокатализатора (крекинга)./ И.И.Старостин. Научно-технический отчет ГрозНИИ.1946-1947.

101. Америк, Б.К. Техническая помощь заводам в освоении промышленногопроцесса каталитического крекинга. / Б.К. Америк, З.Г. Оркина. Научнотехнический отчет ГрозНИИ.- 1951.

102. Бондаренко, Б.И. Каталитический крекинг./ Б.И.Бондаренко, Д.Д.Никулин,В.П. Суханов - М.: Гостоптехиздат. -1956. - 208с.

103. Прокопюк, Г. Промышленные установки каталитического крекинга./СГЛрокогоок, P.M. Масагутов. М.: Химия, 1974.- 176с. 149.0тчетНГНПЗза 1953г.

104. Майдебор, Л.К. Обследование установок каталитического крекинга типа 43102. / Л.К.Майдебор, Б.В.Матаева, Б.К. Америк. Научно-технический отчет ГрозНИИ.- 1954.

105. Америк, Б. К. Каталитический крекинг вакуумного дистиллята узеньскойнефти. / Б.К.Америк, О.И.Светозарова, И.К. Романкова и др. // Труды ГрозНИИ. -1968.-Вып. 22.

106. Америк, Б.К. Получение экспортного автомобильного бензина путемодноступенчатого каталитического крекинга дистиллята./ Б.К.Америк, О.И.Светозарова, Л.К.Майдебор и др. // Труды ГрозНИИ. - 1966.- Вьп. 20.

107. Америк, Б. К. Промышленный опыт переработки вторичного сырья./ Б.К.Америк, Г.И.Казьмин, О.И. Светозарова и др. // Новости нефтяной техники. Нефтепереработка.- I960.- № 2.

108. Америк, Б. К. Промышленный опыт переработки вторичного сырья дляполучения высокооктанового авиационного бензина на установке каталитического крекинга. / Б. К. Америк, Г.И. Казьмин, О.И. Светозарова // Труды ГрозНИИ.-1960.- Вып. 7.

109. Америк, Б. К. Повышение октанового числа автомобильных бензинов./ Б.К.Америк, Л.А. Байбурский//Нефтяник. -1962.- № 5 .

110. Америк, Б.К. Работа установок каталитического крекинга 43-102 ипути увеличения их производительности. / Б.К.Америк, М.Б. Матаева, Л. К.Майдебор , И. Г. Пригорнев 7/Труды ГрозНИИ,-1959.-Вып. 4.

111. Барышев; Hi В; Увеличение; мощности . пневмоподъемника катализатора;/ШВ;Барышев'.' //Труды,' РрозНИИ; - 1960;-Вып.7. •.':..

112. Америк, Б; К. Отвод тепла из регенератора с кипящим-слоем./ Б.К.Америк,Я1Е.МутовингВ.И; Прохоренко // В сб;: Тепло- и массоперенос в дисперсных системах. . Труды института тепло- и= массообмена. Минск.: изд-во Наука и техника. - 1968.-Т. 5.

113. Светозарова; О.И. Влияние состава сырья; на качество продуктов,получаемых при крекинге с применением катализатора Цеокарт2. / 0 . И:Светозарова, И.К.Романкова, Э.П. Левашова и др. .11 Труды ГрозНИИ: -1974.Вып.27.-Ч;П:

114. Иванова, Л. В. Изменение свойств цеолитсодержащих катализаторов прииспытании на пилотной установке - ГрозНИИ. / Л.В.Иванова, Е.М.Брещенко, B.F. Ремизов // Труды Гроз НИИ.- 1974.-Вып. 27.- Ч. II.

115. Мирский, Я.В. О выходе бутиленов при крекинге керосино-газойлевыхфракций* на . катализаторе типа Цеокар-2./ Я. В.Мирский, Л. В. Иванова и др. // Труды ГрозНИИ.-1974.-Вып. 27.- Ч. П.

116. Головенко, А. М. Каталитический крекинг тяжелого сернистого сырья насмесях аморфного и цеолитсодержащего, катализаторов. / А. М.Головенко, А.Немченко, И. К. Романкова и др. // Труды ГрозНИИ- 1975.-Вып. 29.

117. Левашова, Э. П. Облагораживание бензина методом* каталитическойочистки на цеолитсодержащем катализаторе./ Э.П.Левашова, В.П.Трофимова, Л: Б. Головащенко//ТрудыГрозНИИ.-1975.-Вып. 29.

118. Америк, Б.К.Каталитический крекинг тяжелого дистиллятного сырья всквознопоточных реакторах. / Б. К.Америк, О.И.Светозарова, И.К. Романкова, Б.В. Матаева, Э.П. Левашова, Л.Б, Головащенко, A.M. Головенко //Труды ГрозНИИ. 1975.- Вып. 29.G.207-216

119. Авторское свидетельство СССР № 353467. — Бюллетень изобретений.1971.-№29.

120. Авторское свидетельство СССР № 463465. — Бюллетень изобретений.1975.-№ 15.

121. Хаджиев, Н.Механизм каталитического крекинга- нефтяных фракций нацеолитсодержащих катализаторах. / Н.Хаджиев, А.З.Дорогочинский, Б.О. Беляев и др. // Всесоюзная конференция по механизму гетеротеннокаталитических процессов.- М.:- 1974.

122. Беляев, Б.О. Некоторые вопросы кинетики каталитического крекингауглеводородов./ Б.О.Беляев, Н. Хаджиев, А.З. Дорогочинский // Труды ГрозНИИ.- 1975.-Вып. 29. - 193-197.

123. Вотлохин, Ю.З. Газодинамика прямоточного реактора переменногосечения./ Ю.З.Вотлохин, Ю.П.Суворов, М.Ф.Сапон, Б.В. Матаева; Р. А. Мартиросов // Труды ГрозНИИ.- 1974.-Вып. 27. -Ч. П. -С.48-53.

124. Суворов, Ю.П. Гидродинамика восходящего газокатализаторного потока./Ю.П.Суворов, И.Б'. Ривкинзон // Производство высокооктановых бензинов (алкилирование и каталитический крекинг)./ Труды ГрозНИИ. -1976.- Вып. XXX.-С. 151-157.

125. Ривкинзон, И. Б. Изучение эрозии циклонов в промышленных установках. /И. Б.Ривкинзон, Б. К. Америк, Ю. П. Суворов //Производство высокооктановых бензинов (алкилирование и каталитический крекинг) / Труды ГрозНИИ! 1976.-Вып. XXX. - 167-174.

126. Радченко; У. Д. Метил-трет-бутиловыйэфир как компонент: автомобильныхбензинов. 7 У.ДШадченко;Р1Чикош,Б;А;Энглин и др;://Химия итехнологияз топлив и масел.-1976.-№ 5.-G:6-9.

127. Chase, J. D. MTBE and TAME -a good octane boosting combo. / J: D. Chase,H.J. Woods //Oil and Gas J. -1979.-V 77.-N.15.-P. 149-152.

128. Базовый проект технологии процесса синтеза МТБЭ (метил-трет-бутиловогоэфира).- Грозный .-1992.- 115.

129. Стряхилева, М.Н. Производство метил-трет-бутиловых эфироввысокооктановых компонентов бензинов./ М.Н. Стряхилева, Г.Н. Крымова, Д.Н. Чаплиц, Н.П. Павлов, A.M. Баунов. // В сб. трудов НИИМСК, ЦНИИТЭНефтехим. - 1988 .'- Вып. 8."

130. Lux, М. Wird МТВЕ Ein Petrochemisches Grobproduct./ M.Lux // Chemie furlabor undBetvied.- I981.-Jg.32.-Hg.s.408-411.

131. Brunner, E., Schubert, E., et.st. Verfahren zur Gewinnuns von Isobutenenthaltenden C4 -Kohlenwessor -stoffgemischem.

132. Hydrocarbon Procesing.'-1979.-Section 2.- Febr.

133. Лазарева,Е.В. Перспективы производства альтернативных моторныхтоплив./ Е.В.Лазарева, В.Н.Моисеева, Е.Б. Циркин, Л.А.Белицкий // Тематический обзор.М.: ЦНИИТЭНефтехим.- 1980.- 51.

134. Chase, J.D. МТВЕ and TAME - a good octane boosting combo / J.D.Chase, H.J.Woods. // Oil and Gas J.- 1979. -V. 77.-№ 15.-P.149-152.

135. Перспективные технологии производства автомобильных бензинов сулучшенными экологическими характеристиками./ Э.Ф.Каминский, В.А.Хавкин, М.Н. Пуринг, В.М. Курганов, А.С. Прокопюк.- М.: ЦНИИТЭНефтехим.-1995.

136. Каминский, Э.Ф. Разработка технологий глубокой переработки нефти дляполучения моторных топлив с улучшенными экологическими характеристиками Дис. д-ра техн. наук. -1996.

137. Каминский, Э.Ф. Новые технологии производства моторных топлив сулучшенными экологическими характеристиками. /Э.Ф.Каминский, В.А.Хавкин, Л.Н.Осипов, В.М. Курганов // Российский химический журнал.- 1997.-Том. XII.№б.-С56.

138. Прокопюк, А.С./ Прокопюк А.С., Каминский Э.Ф: и др. //ХТТМ.-1996.-№ 1.С.18.

139. AIChe Summer Meeting in SanDiego.-Calif.-1990.-August.

140. Birch S., Dunstan A.F., Fidler F.A., Pim F.B., Tait T.,Am.Chem.Soc.,Bul.MeetingMilwaukee (1938).

141. Birch, S / S.Birch, A.F.Dunstan, F.A.Fidler, F.B.Pim, T. Tait /find. Eng. Chem.1939.-31.-884; Oil a. Gas J.-1938.- 37- № 49.

142. Дорогочинский, А.З. Сернокислотное алкилирование изопарафиноволефинами. / А.З.Дорогочинский, А.В.Лютер, Е.Г. Вольпова. - М.Химия, 1970.216 с.

143. Головати, А.А. / А.А. Головати, В.М. Мишин. // Новости нефтяной техники.Нефтепереработка.- 1960.-№ 9.

144. Новейшие достижения нефтехимии и нефтепереработки. Гостоптехиздат.1961-Т.2.-С.131.

145. Суханов, В.П. Каталитические процессы в нефтепереработке. / В.П.Суханов.- Гостоптехиздат,1963,- 233. 239i Нефтеперерабатывающие заводы США. / Г.И.Казьмин, Л.А. Гвоздецкий, В*А. Касаткин; B.C. Семенов.- Гостоптехиздат,1962.- G.80:

146. Смидович, Е.В. Технология переработки'нефти и газа,ч.2. / Е.В. Смидович.-М::Химия.-1968.-С.80.

147. Resen, I./ I.Resen // Oil a.Gas J.- 1957.-55, -№ Т.- p.108.

148. Resen, I./ I.Resen //Oil^a.Gas J.- 1959-57.- № 8.-p.l05.

149. Putney, D.«. / D.HPutney, OiS. Webb // Petrol. Ref.- 1959.-38.- № 9.-p.466. 150. Payne, R.B. / R.B. PayneV/ Petroleum Refiner.- 1958.-37.- № 9.- 316.

151. Peter, H: Spite./ H. Spite Peter // Chem. Eng. Progress,-1976.-v.72.- № 11.- p. 13:

152. Шальковский, Н.Г. Обобщение опыта переработки олефинсодержащегосырья- на установках алкилирования./Н.Г.Шальковский, В.Т.Суманов, Н.А.Гордиенко, З.Ф.Равдина // Алкилирование изопарафиновых и ароматических углеводородов. М.: 1980.- 23-29!

153. Байбурский, В.Л. Новейшие достижения в области производстваалкилбензина и пути его развития / В.Л.Байбурский, Н.Хаджиев, А.С.Леонтьев // Алкилирование изопарафиновых и ароматических углеводородов. Ук: 1980. 3-23.

154. Суманов, В.Т. Очистка продуктов сернокислотного, алкилированияизобутана8 олефинами от алкилсульфатов./В.Т.Суманов; Ю.А.Кирилин, В.П.Овсянников, Л.А. Далакова // Алкилирование изопарафиновых и ароматических углеводородов. М.: 1980.- 43-48.

155. Миначев, Х.М./ Х.М.Миначев, Я.И.Исаков, В.И. Гаранин // ДАН GGCP.1965.-165.-С.831-834.

156. Миначев, Х.М. / Х.М.Миначев, Я.И.Исаков,* В!И. Гаранин // Нефтехимия,1966.- 6.-С.53-56.

157. Мортиков Е.С., Зеньковский СМ., Мостовой Н.В1 и др. // Химия итехнология топлив и масел. 1974, № 7, с. 13-16.

158. Venuto, Р.В:/ P.B.Venuto , Н B.A.amilton, P.S.Landis, J.J. Wise // J.Catal.1966.-5.-P.81-98.

159. Venuto, P.B./ P.B.Venuto, B.A.Hamilton, P.S. Landis // J.Catal- 1966.-5.- P.484493.

160. Kirsch, F.W./ F.W.Kirsch, J.D. Potts, D.S. Sarmby // Amer. Chem. Soc, Div.Petrol. Chem.- 1966.-Prenprinte 13.-P. 153.

161. Варфоломеев, Д.Ф. Висбрекинг нефтяных остатков. Тематический обзор.Серия «Переработка нефти»./ Д.Ф. Варфоломеев, В.В.Фрязинов, Г.Г. Валявин.М.Л982.-С.51.

162. Ахмадова, Х.Х. Становление и развитие процесса висбрекинга.тяжелогоуглеводородного сырья./ Х.Х.Ахмадова, А.М.Сыркин, Л.Ш. Махмудова.М.:Химия.2009.- 208.

163. Пивоварова:, Н.А. Висбрекинг нефтяного сырья;/ Н.А. Пивоварова, Б.П.Туманян, Б.И. Белинский.- М.': Техника1.- 2002.- 64 с.

164. Макарьев, С В . Комбинированная5система глубокой переработки КТ-1. /С.В.Макарьев, Н.Хаджиев, Т.Ф. Круглова, А.К. Имаров. // Технология глубокой переработки нефтяного сырья: сб. науч. трудов/ ГрозНИИ.- 1981.Вып. 36.- 3-9.

165. РГАНТД: - Ф.238.- Оп.5-6.- Л. 1-28.

166. Хаджиев, Н. Комбинированный комплекс глубокой переработки нефти./С.Н. Хаджиев, А.К. Имаров, Т.Ф. Филиппова, Л. Андреев // Перспективные процессы и катализаторы нефтепереработки шнефтехимии: сб. научных статей. 1990:- Вып. 43.- 21-28.

167. Ангелова, Г. Висбрекинг нефтяных остатков в присутствии добавок. / Г.Ангелова, В.Николова, Ф.Фахед // Тез.докл. Седьмого нефтехимического симпозиума.-Киев.- 1990.- с.54.

168. Саранчук, В.И. Получение жидких углеводородных продуктов в процессегидрирования в тетралине соленых углей Украины./ В.И. Саранчук, Т.Г. Шендрик , П.Н. Кузнецов // Тез.докл. Седьмого нефтехимического симпозиума. -Киев.-1990.-с.200.

169. Stenberg, V.L. H20-H2S.A novel hydrogen transfer solvent./ V.L.Stenberg,J.Wowok //Chem.tech. -1987.-V.17.-N10.-P.636-640.

170. Bloss, R. Hydrogenation of brown coal in petroleum derived solvents.- Part VI.1.fluence of solvent prehydrogenation, catalyst and slurry-ratio/ R.Bloss, R.Bosse, H.H. Oelert//ErdolundBas.-1987.-V.40.-N8.-S.360-361.

171. Fisher, J.P.* Residuum' catalytic cracking: influence of"diluents on the yield'ofcoke / J.P. Fisher //Fuel.-1986.-V.65.-N4.-P:473-479r

172. Kubo J.Cracking of heavy oils by combination- of hydrogen^ donor- solvent withcatalyst. Part I. Pilot plant studies of the process./ J. Kubo //Sekiyu'bakkaishi.-1988. V.31-N3.-P.194-202.

173. Пат. ЕВП(ЕР).МК 4 с 10665/12. Verfahren zur Hydrokrackinq.eines Schwerols/Nishi Shimbashu'//Nippon Oil Corp. (Japan). ITD. 265233.

174. Пат. 4451354 США MKU с IO G 65/12 Process for upgradinghydrocartonaceous oils / Stuntz Gordon F. // Exxon Research1 and Engineering Co. С

175. G 69/02 Заявл. 03.01.83 №454875. Опуб. 29. 05. 84. НКИ 208/56.

176. Пат. 1191471 Канада. МКИ 4 CI0647 /02. Catalytic Hydrocracking in thePresence of Hydrogen Donor / Ian P. Fisher, Nicolas G Lamman // Gulf Canada

177. TD/ Заявл. 8:09.82. №410987. Опубл. 6.08.85. НКИ 196-148.

179. Сёробабин,'.ILK.'. Опыт добычи газа; на; промыслах «Ерознефти»./ Ш.К.Сёробабин; - Ерозный.- 1951.-Отр.88.