[Сергей Попов]

Мы имеем возможность поставки мини-НПЗ производства Канады,США,Чехии-Германии и др.Насколько востребованы они будут на нашем рынке и не повлияет финансовый критерий и сроки изготовления(от 6-24 месяцев) на потенциальных заказчиков?

[Афанасьев В.М.]

Наши самогонные аппараты дешевле и ничуть не хуже.

[Москаленко А.А.]

Translator (19 октября в 19:08) писал:

Наши самогонные аппараты дешевле и ничуть не хуже.

Поностью согласен.

[Москаленко А.А.]

Ольга (15 ноября в 1:10) писал:

Kimichу
Если вы имеете ввиду мини-НПЗ для первичной переработки, то кой ляд они нам нужны? Или я неправа?
Ольга Ивановна

А это кому как. Есть опыт когда на первичке получали из газового конденсата октан до 80, ну а дизелька и так на первичке чуть ли не по ГОСТу идёт.
Если же дабавить вторичку типа цеаформинг или что-то в этом роде, то и 92, 95 октан можно получать. Опять же не надо забывать где этот "самовар" ставить. В средней полосе России может это и не особо нужно, а вот районы где низкодебитные месторождения есть (до которых ВИНКам нет дела) мини НПЗ как раз к месту. А таких месторождений по Росси тысячи. И в глубинке как-то больше дизелька да 76 в ходу, да и мазут пригодиться. Вот и думайте, на кой ляд они нужны.
Другое дело, что у нашего бизнеса то ли руки не доходят до этой темы, то ли ещё чё. Ну не интерсно ему эта тема, а если кто и интересуется, то считают, что этого интереса вполне достаточно, чтобы деньги рекой к ним в карман потекли, а нефть в подземных озёрах находиться. И потом жутко удивляются, когда узнают, что это совсем не так.
Ну и мнение нашего премьера на эту тему: ...Четвертое. Считаю, что одним из серьезных резервов повышения эффективности отрасли может стать работа малого и среднего бизнеса. Именно такие компании во многих странах мира занимаются эксплуатацией небольших и истощенных месторождений, закрывают те важные участки и ниши, которые не заняты крупными интегрированными компаниями.
Мы должны создать для малых и средних предприятий в отрасли все условия для работы, обеспечить доступ таких предприятий к инфраструктуре, создать возможности для реализации добываемого продукта.
Более подробно: http://www.derrick.r...u/?f=n&id=15085

[Москаленко А.А.]

Ольга (15 ноября в 21:44) писал:

Alandrу
Я с вами почти во всем согласна. А вопрос такой задала, так как "продавец" в этом деле, похоже, "не тянет".
Наткнулась на любопытную статью по этой проблеме:
"Российский клондайк моторных топлив. Альтернатива нефтяным монополиям"
http://www.promved.ru/articles/article.pht...01&nomer=47
Как она вам?

Знаком с этой статьёй. Трудно что-либо возразить.

[Панкин А.А.]

Любой учебник после 90-го года - все найдете!

[Слюсарь Ю.Б.]

Не забудьте депарафинизацию воткнуть, или узел подачи депрессора (чтобы получить ДТЗ(

[Слюсарь Ю.Б.]

Все зависит от качества нефти... гидрокрекинг -слишком наворочено, проще и надежнее -депрессоры. Узел подачи присадки в компонент (например, прямогонный). Поэтому - на станции смешения (аналог АССБ) -весь спектр ДТ (включая "арктику")

[Слюсарь Ю.Б.]

Тогда уж висбрекинг+УЗК (замедленное коксование)

[Слюсарь Ю.Б.]

Может пригодится?

Прикрепленные файлы

•  Схема_1.jpg (312,06К)
  Количество загрузок:: 297
•  Схема_2.jpg (95,52К)
  Количество загрузок:: 270

[Москаленко А.А.]

Загляните на: http://oilgeogas.com...p?cat=13&page=1 может что и пригодится.

[Москаленко А.А.]

Ecolog- Group (10 февраля в 11:59) писал:

Добрый День!
Тема ключевая, денежная. Все равно что философский камень искать. МЫ ищем и уже нашли. Выход высокооктановых и высокоцетановых фракций максимально возможный.

Заинтересовали, а подробнее можно?

[Москаленко А.А.]

Загляните сюда. Вся информация достоверная, а главное разрешительная документация в прядке. Больше никого не посоветую, соотношение цена-качество в этой фирме оптимальное.

[Москаленко А.А.]

Light Sweet (8 марта в 16:01) писал:

http://www.kortes.co...ts/sprav/Z5.pdf

Спасибо за ссылку, но есть большие сомнения в достоверности приведённых данных, в частности Ставропльский НПЗ больше из области фантастики, нет такого НПЗ даже в числе строящихся., хотя проекты были. Есть и другие вопросы.

[Углов А.Ю.]

Реотек, по отзывам хорошая компания, но мы с ними не работали. Сталкивались с www.mininpy.ru. Но у них сейчас сайт почему-то не работает. Компания имеет разработки стандартного ряда МИНИ НПЗ с уже готовой проектно-конструкторской документацией.

[Москаленко А.А.]

Svetlana2005 (12 марта в 16:57) писал:

Посоветовали компанию "РЕОТЕК". Возникают сомнения, очень интересуют отзывы о работе установок.

По "Реотеку" могу вывести на спецов (на уровне гл.специалистов) работавших в компании, узнаете независимое мнение. Если интересно то в пишите в личку.
Горизонтальные колонны мы относим к классу "экзотических". Покувыркавшись с одной из рановидностей экзотических схем (так называеммых многоколонных), пришли к мнению, что лучше классики ничего пока не придумали. Да и что дают экзотические схемы, разве что компактность, а главного, -четкого разделения на фракции они не решают. Наложение фракций присутствует и без дополнительного оборудования ни одна схема не обходиться. Так зачем тогда нужна эта экзотика.

[Москаленко А.А.]

Иногда приходится сталкиваться с проблемой переработки мазута на мини НПЗ. Вроде бы должно быть рентабельно, стоимость сырья ниже нефти, а выход светлых порядка 50%, как рекламируют изготовители соответствующих установок. Так насколько это выгодно, и есть ли действующие установки?

[Углов А.Ю.]

Обратите внимание на www.mininpy.ru Если я не ошибаюсь, то именно они этим направлением занимались вплотную. На сйте о переработке мазуа не сказано, но при встрече они об этом расказывали. Вроде даже есть на что посмотреть в железе.

[Сергей Попов]

Перерабатывть мазуты можно и на мини установках, приемлемая рентабельность начинается с мощности порядка 50тыс.тонн/год. В свое время занимались установками термокрекинга с полями, акустикой и пр... Все чисто как слеза, но дня через три опять темнеет в первозданные цвета. Пробовали выщеллачивать, но как то не очень помогло. Кстати о органолептике, вонь которую издает готовое сырье отбить невозможно никакими дезодорантами.
Пришлось заняться гидрокрекингом, отработали на опытно-промышленных установках и результатами удовлетворены. Самый оптимальный вариант это прямой гидрокрекинг прямогонных мазутов, так исключается вакуумная колонна и возня с гудронами (битумами).
Выхода приличные более 75%, целевым выбирали Д/Т и на евро-3 выходили спокойно (давненько было тогда это удовлетворяло, так что и не гнались за большим).
Главный вопрос это откуда брать водород, суммарно на процесс (с учетом предгидроочистки) на мазуты серы порядка 1% , ну и всего остального дерьма в средних дипазонах, требуется его порядка 700нм3 на куб сырья. Есть наработки по экономичному использованию водорода, но еще не прошли опробацию.
Водород пока планируем с катриформинга, по самым приземленным прикидкам одной тонны бензинов в переработке хватает на две тонны мазутов.
Потребность в водороде высока когда он нацелен на бензиновый вариант, но даже в этом случае - " отдашь в гидрокрекинге, получишь обратно в катриформинге!". Эти два процесса врядли стоит рассматривать по отдельности.
Водород в традиционной нефтепереработке вообще используется безалаберно. Мы для себя определили узкие места и знаем как с этим бороться.
По стехеометрии его нужно совсем чуть...

[Москаленко А.А.]

Разговор о переработке мазута периодически возникает, вероятно потому что где-то он бывает в излишках, а может ещё по каким-либо другим причинам. И у народа возникают разные мысли, а что можно ещё с ним сделать, вроме как спалить в топке котельной. Иногда эти мысли бывают весьма серьёзные, но до практики пока не дошло, но может же и дойти, нельзя такую вероятность исключать.
Так вот глянул на один сайт http://www.riccom.ru...ket_r_np_16.htm от 1 до 3,5% получишь гарантировано. Значит "обессеренный мазут" с наших НПЗ (а откуда его ещё брать) нонсен.
Возьмём самый худший вариант 2,0 - 3,5 % и что с ним дальше будем делать?

[Москаленко А.А.]

Kimich (8 апреля в 8:52) писал:

Перерабатывть мазуты можно и на мини установках, приемлемая рентабельность начинается с мощности порядка 50тыс.тонн/год. В свое время занимались установками термокрекинга с полями, акустикой и пр... Все чисто как слеза, но дня через три опять темнеет в первозданные цвета. Пробовали выщеллачивать, но как то не очень помогло. Кстати о органолептике, вонь которую издает готовое сырье отбить невозможно никакими дезодорантами.
Пришлось заняться гидрокрекингом, отработали на опытно-промышленных установках и результатами удовлетворены. Самый оптимальный вариант это прямой гидрокрекинг прямогонных мазутов, так исключается вакуумная колонна и возня с гудронами (битумами).
Выхода приличные более 75%, целевым выбирали Д/Т и на евро-3 выходили спокойно (давненько было тогда это удовлетворяло, так что и не гнались за большим).
Главный вопрос это откуда брать водород, суммарно на процесс (с учетом предгидроочистки) на мазуты серы порядка 1% , ну и всего остального дерьма в средних дипазонах, требуется его порядка 700нм3 на куб сырья. Есть наработки по экономичному использованию водорода, но еще не прошли опробацию.

А если гудроны - битумы тоже интересны тогда без вакуумки никак не обойтись?

[Москаленко А.А.]

Kimich (8 апреля в 11:43) писал:

Водород пока планируем с катриформинга, по самым приземленным прикидкам одной тонны бензинов в переработке хватает на две тонны мазутов.
Потребность в водороде высока когда он нацелен на бензиновый вариант, но даже в этом случае - " отдашь в гидрокрекинге, получишь обратно в катриформинге!". Эти два процесса врядли стоит рассматривать по отдельности.
Водород в традиционной нефтепереработке вообще используется безалаберно. Мы для себя определили узкие места и знаем как с этим бороться.
По стехеометрии его нужно совсем чуть...

Значит с мазута где-то 75% светлых надо думать прямогон и дизелька в неизвестных пропорциях. Опять же этот прямогон частично (или весь?) нужно задействовать в техпроцессе. Ну не тащить же прямогон со стороны, тогда действительно лучше с такой переработкой не связываться.
Давления на мини НПЗ 15-30 МПа ... хлопотно всё это. А если ещё температуры с водородом вспомнить, да плюс квалификацию обслуживающего персонала, которая подчас на таких объектах бывает...

[Москаленко А.А.]

Сергей Львович (8 апреля в 11:52) писал:

МиниПНЗ, как правило, строятся в тех регионах, где высока потребность в котельном топливе. Проще этот мазут сжечь. Глубокая переработка мазута - это занятие для "больших" НПЗ, оснащённых необходимыми техпроцессами.

Позвольте не согласиться. Что-то не встречались мини НПЗ для получения только котельного топлива. Как побочный продукт, нет вопросов и то при возможности стараются его в трубу закачать. Ну если нет трубы нет то тогда продают, а в случае "самоваров" так вообще в ближайший овраг, но это крайности. А так обычно бензин, дизелька.
"занятие для "больших" НПЗ", - да в институте так и учили, но жизнь другое диктует, вот один из примеров:
http://mininpz.zx6.r...bom_tkm_500.htm До больших НПЗ явно не дотягивает.

[Сергей Попов]

Гидроочистка прямогонных мазутов ведется при давлениях не выше 4МПа и температура в районе 380град.
Гидрокрекинг 8МПа и температуры не выше 420град.
Где вы вытаскиваете на свет божий 20МПа???? Подозреваю, что у вас компот получается в представлении из собственно АБСОЛЮТНО РАЗНЫХ вариантов гидрокрекинга.
Уважаемые коллеги:
- давления процесса более 10МПа по сути нацелены на минимальную трансформацию стехеометрии, то есть логичней их называть гидроизомеризацией, компания ExMB так по честному и делает. И еще раз подчеркиаю, что такие процессы -"маслянные", правда были и бензиновые, но не хочу комментировать.
- Изменением температуры процесса в основном регулируется крекинг собственно молекул, докрекировать можно и до LPG, дело нехитрое, вопрос где тот оптимальный островок?. Отвечаю, что прекрасно и стабильно получаются выхода - до 10% бензинов и порядка 10-12% тяжелого дизеля, остальное дизтопливо, общий выход указал ранее.
Еще раз подчеркиваю, что гидрокрекигов великое множество, это самый разный процесс и по параметрам температур и давлений и соответственно выходам и целевым продуктам.
Кстати, если у кого то возникнет необходимость проводить процессы при больших давлениях, готвы предоставить наши наработки - серьезно облегчат и упростят обрамление процесса.
Конечно, не идиоты ведут процессы при высоких давлениях. Попробую объяснить зачем - таким образом снижается "стохастическое крекирование", другими словами в гироочистке гидрируются именно примеси, а в крекинге усиливается изомеризующий эффект катализатора. Но все это целесообразно, когда целевыми являются бензины...
В случае, когда целевым является дизтопливо, мое личное мнение, это оптимальный вариант, производство бензинов таким способом считаю утопией.

[Денисяко В.В.]

Подскажите, пожалуйста, у кого хорошая переработка мазутов на светлые. Хорошая- это реальная, в железе. А то у меня шеф выбил финансы на строительство завода по переработки мазута на светлые и битум. Я разослал вчера запросы со своими пожеланиями. Сечас нашел эту ветку. Вдруг, у Вас есть реальные компании.
Потребность - призводительность 18 тыс.т. в месяц по мазуту, с серой до 2%. водой до2%. Все - что после слива и разогрева до 150 градусов - требуется . Светлые должны подвергаться обработке и в итоге соответствовать ЕВРО 4. Бутум- на установку. Энергетика-по потребности (на месте нефтебазы).Место расположения Украина.
Вдруг, есть информация- поделитесь, пожалуйста.Конкретные предложения приветствуются, поскольку до 22 я должен ткнуть пальцем в список иуказать- с кем работать. Правда, предложения еще 2 человека просмотрят.
Жаль, что никого тут не знаю - но рад буду взаимовыгодному сотрудничеству.
Владимир den02@voliacable.com http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif
Да, а если сразу ограничу себя мазутом с серо 0,5 ? Как тогда по бензинам ?

[Сергей Попов]

Вопросы:

• Если не гарантированы стабильность свойств мазута в поставках, то лучше и не связываться с таким бизнесом, рано или поздно угробите оборудование, пусть даже самое и лучшее.
  
• Вопрос откуда брать водород, сказки о том, что есть процессы без водорода, это только сказки. Нужно его достаточно много не менее 700нм3 на куб сырья.
  
• Оптимальный вариант это перерабатывать композит- мазут в смеси с д/т (лучше даже керосиновой фракции) в соотношении 3:1. Такая добавка стабилизирует сам процесс и облегчает его протекание!!!!. Само д/т по ходу дела чистится и облагораживается, потери его самого не более 2% (в пересчете на углеводороды)
  

Знаю, многие лицензиары переходят на высокие давления в гидроочистке. Знаю глубинный смысл этого веяния, но обнаружил одну "дыру" которую все как то не учитывают, пока не проверю в длительной обкатке буду осторожничать, а так получается, что осернение катализатора должно слетать весьма быстро и восстанавливать его по ходу процесса очень опасно.

[Денисяко В.В.]

А что с моим вопросом по переработке? Стабильность сырья мазутного - в чем стабильность. Если в сере, воде, механике - так это возможно. А остальное - нефть тоже варьирует свои параметры.
А водород - ну, значит прийдется кислородную станцию на 1000 м. от завода ставить. Иль иначе, но вопрос решаемый ( хотя страшный).
А насчет переработки смеси мазут- д.т - да, это возможно. А если в виде дют использовать компонент прямогонный или , еще лучше - от пиролиза шин. Хотя и д.т при старте - а затем испольовать уже полученное. Однородность обеспечить кавитатором(ультразвуковым смесителем) - это еще с 1993 года можем. А что по выходу плучится?
Спасибо, хоть очертания чего-то проявляютя.

[Сергей Попов]

Под стабильность понимается химический состав.
Подмешивать дизтопливо можно и нужно со стороны, его можно брать и с серой хоть 1%.
Водород всетаки придется брать с водородной станции, так что без природного газа не обойтись.

[Денисяко В.В.]

По водороду есть такие установки
Параметры водорода на выходе из установки–чистота водорода, % 90–99,9–объемный выход газовой смеси, нм³/ч*50–50 000–давление, ати50–точка росы, °С−60…−70, а без газа - да - не обойтись.

[Сергей Попов]

Такой водород подойдет.
С получением его из мазута, с удовольствием выслушаю кто и где производит действующие установки.

[Денисяко В.В.]

Если на переработку 1 куба сырья (мазута) идет 600-700 нм3 водорода и использовать , например, установку HySTAT-A имеют следующие преимущества: низкий удельный расход электроэнергии на производство водорода-4,2 кВт.ч/Нм³,
стоимость переработки 1 куба мазута только по затратам на производство водорода составит 1400 гривен (179 дол.США).А вода, зар.плата, оборудование..?
Для Украины 2200(мазут)+1400 (водород)+затраты персонала и базы 400 (занижено)=4000грн. (это у нас такие денежки)
Результат светлые 70% =4500х0,7=3150
Битум (затраты на него считаем 0, что бред, но пусть+ потерь вообще нигде никаких)=0,3х2600=780
Итого -4000 грн +3930= -70
убыток в лучшем случае 70 грн.
Прошу поправить, но получается убыточное производство

[Имшенецкий В.В.]

DEN0260 (9 апреля в 20:04) писал:

Если на переработку 1 куба сырья (мазута) идет 600-700 нм3 водорода и использовать , например, установку HySTAT-A имеют следующие преимущества: низкий удельный расход электроэнергии на производство водорода-4,2 кВт.ч/Нм³,
стоимость переработки 1 куба мазута только по затратам на производство водорода составит 1400 гривен (179 дол.США).А вода, зар.плата, оборудование..?
Для Украины 2200(мазут)+1400 (водород)+затраты персонала и базы 400 (занижено)=4000грн. (это у нас такие денежки)
Результат светлые 70% =4500х0,7=3150
Битум (затраты на него считаем 0, что бред, но пусть+ потерь вообще нигде никаких)=0,3х2600=780
Итого -4000 грн +3930= -70
убыток в лучшем случае 70 грн.
Прошу поправить, но получается убыточное производство

Электролиз - самый дорогой способ получения водорода. Тогда уж намного дешевле паровым риформингом метанола
Самый дешевый путь, если допускается азот и аргон в составе, то паровоздушная конверсия природного газа с последующим выделением водорода на ЦКА. Можно получать и из мазута кислородным или воздушным дутьем, но потом придется отмывать синтезгаз от сажи и т.д. Это для больших предприятий только приемлимо.

[Денисяко В.В.]

На мембране сажу и т.д отделим. А вот подробности по мазуту- и, мечтательно, с параметрами на 1 единицу чего-либо - для экономики.
Спасибо заранее

[Сергей Попов]

Правильно считаете, но давайте всетаки посерьезней, без электролизов.
Обычную установку производства водорода... Чтобы оценить экономику на 1нм3 водорода прийдется 1.8 КВт условной электроэнергии (так проще, чтобы не заморачиваться на стоимости природного газа и пр..).
В условиях завода полного цикла переработки нефти экономика другая, поскольку там есть избыточный (дармовой) водород катриформинга.
Так что думайте сами.

[Денисяко В.В.]

А тогда, при такой УСЛОВНОЙ стоимости 1 нм3 водорода ОЧЧЧЕЕЕЕННЬ хотелось бы иметь представление о всем процессе
- стоимость оборудовани при условном объеме переработки 18 тыс.т в месяц (т.е 18+30% д.т.= 24 тыс. т.??? правильноли понимается обем переработки) и расходе 600 нм3 на 1 тонну,
- что на выходе и как использовать остаток
- сколько потерь и каких
Очень интересно.Для тех, кто не понял моего интереса - практический интерес в заводе по переработке мазута такой производительности.
Эти технологии на уровне опытнрых (лабораторных) образцов или промышленное исполнение.
Спасибо за возможный ответ. Извините, если "влез" так глубоко в распросах.

[Сергей Попов]

Выхода порядка 75%. Сырье необходимо обкатать на пилотных установках, сколько там асфальтенов? нужна ли соответственно битумная линия?
Поймите правильно, эффективность переработки определяется самим сырьем, не обкатав его, трудно что-то конкретное сказать. Так, обязательно будем смотреть потенциал его по выходу базовых масел, сколько их, стоит ли заморачиваться по их производству, сами понимаете, если попутно получать базовые гидрокрекинговые масла, то и общая эконмика будет намного приятней.
По железу у нас проблем нет, все сделаем на самом высоком уровне.
Сырья на пилотную обкатку нужно порядка 200 литров, процесс обкатки с обсчетом результатов и выдачей проекта ТЗ занимает месяца три.

[Денисяко В.В.]

Сырье - мазут и нет никакой гарантии, что через 7-9 месяцев он будет тот же. Если есть опыт - нужны данные, в том числе ( важнее всего)- ценовые. Вот по какому-то определенному мазуту давайте и равняться.Ожидать 3 месяца для получения результатов, которые могутне удовлетворить по цене - для меня это невозможно. В мае я должен начать проплаты.Вот такой парадокс. http://www.oilforum....tyle_emoticons/default/glare.gif

[Москаленко А.А.]

Насколько я понял для переработки мазута без термо крекинга на первой стадии никак не обойтись http://mininpz.zx6.r...nie_tkm_500.htm
Далее начинаются "шамашские пляски" с прямогоном и дизелькой с целью доведения их до необходимых требований согласно ГОСТов, ОСТов, Евро и т.д. Опять классика вспоминается,один из вариантов делать как Kimich предлагает.
А что с альтернативой. Вот сайт нашёл http://www.katrise.ru/npz.html "технология каталитического жидкофазного окислительного крекинга нефти, позволяющая получать светлых нефтепродуктов (бензин и дизельное топливо) до 75% и более при экологических показателях, отвечающих повышенным требованиям". Читаем далее:
"Процесс переработки нефти происходит в стационарном слое катализатора, который находится в жидкой среде сырья и в парогазовой среде при атмосферном давлении, в интервале температур от 170 до 350º С". Прямо таки бальзам для души (и обслуживающего персонала).
Есть у них и производство дорожного битума http://www.katrise.ru/bitum.html но там нужен бурый уголь. Хорошо это или плохо, не берусь судить, но появляется ещё одна производственная цепочка..., экономику надо считать.
А что если после термокрекинга "НОУпрома" установить реакторы "Катализа" на линии бензина и дизельки. Судя по температурам и давлениям такой вариант проходит. Гуру, что скажете?