Повышение выхода светлых дистиллятов из смеси нефтей разного состава тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.17.07, кандидат наук Асатрян Альвина Аркадяевна

• Асатрян Альвина Аркадяевна
• кандидат наук
• 2018

Оглавление диссертации кандидат наук Асатрян Альвина Аркадяевна

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ

1.1. Современные проблемы нефтепереработки

1.2. Основные сорта нефтяного сырья и проблемы при поступлении некачественного сырья на НПЗ

1.3. Состав и основные компоненты нефти

1.4. Критерии и классификации разделения сырья на различные группы

1.5. Краткий обзор группового состава нефтей

1.6. Обзор технологических схем переработки нефти

1.7. Краткая характеристика методов исследования и испытания нефтей

1.8. Роль программного обеспечения в улучшении работы НПЗ

Выводы по главе

Цели и задачи исследования

ГЛАВА 2 ИССЛЕДОВАНИЯ НЕФТЕЙ РОССИЙСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

2.1. Исследование нефтей на аппарате АРН-2

2.2. Определение фракционного состава на аппарате SIMDIST методом имитированной дистилляции

2.3. Определение плотности

2.5. Определение температуры застывания

2.6. Определение кинематической вязкости

2.7. Определение температур помутнения и застывания

Выводы по главе

ГЛАВА 3 МОДЕЛИРОВАНИЕ СМЕСЕЙ НЕФТЯНОГО СЫРЬЯ ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА И ОПИСАНИЕ ПРЕДЛАГАЕМОГО НАУЧНО-МЕТОДОЛОГИЧЕСКОГО ПОДХОДА

3.1. Краткое описание использованного программного обеспечения

3.2 Четкость разделения нефтяной смеси на установках АВТ

3.3. Наработка вариантов смешения на примере модели установки АВТ

в программе ИУБУБ

3.4. Изменение технологии приготовления товарных светлых дистиллятов

3.5. Расчет экономического эффекта при использовании научно-методологического подхода и новой технологии приготовления

товарных топлив

3.6. Описание предлагаемого научно-методологического подхода и результаты его применения

Выводы по главе

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

Литература

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

Список использованных методов испытаний

ВВЕДЕНИЕ

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение выхода светлых дистиллятов из смеси нефтей разного состава»

Актуальность темы исследования.

В настоящее время общей задачей нефтеперерабатывающих заводов является повышение глубины нефтепереработки и увеличение выхода светлых дистиллятов из перерабатываемого нефтяного сырья. Согласно Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утверждённой распоряжением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года, одним из ключевых вызовов российской нефтяной отрасли является значительное повышение глубины переработки нефти [117, 135]. Для сравнения, глубина переработки нефти на зарубежных НПЗ достигает до 100 % (например, в Японии), в то время как глубина переработки некоторых российских НПЗ на уровне 50-60 % (например, глубина переработки ООО «Ильский НПЗ» 53%) [89, 32, 33, 126, 103105]. В связи с разработкой новых месторождений Татарии, Башкирии и Оренбургской области, начиная с 2009 года, состав поставляемой на отечественные НПЗ нефти изменился. Прием высокосернистой, тяжелой нефти в магистральную транспортную систему страны увеличился, что привело к ухудшению качества выпускаемых нефтепродуктов на НПЗ.

По магистральному трубопроводу поступает смесевая нефть под брендом Urals с низким потенциальным содержанием светлых дистиллятов. На некоторые заводы на переработку поступает смесь нефтей по магистральному трубопроводу и по железной дороге, причем состав их постоянно меняется. Переработка такого сырья представляет значительные сложности из-за нестабильных физико-химических показателей нефтей из разных источников поступления.

Несмотря на большое количество работ по вопросам первичной переработки, проблема подготовки смесевого сырья и определение рецептуры смешения мало освещена публикациями в современной научной литературе. Отметим, что изменение свойств добываемых нефтей носит периодический характер, нет системных и регулярных исследований качества добываемых нефтей.

Исследование узких фракций нефтей разного состава с последующим грамотным компаундированием смеси нефтей с использованием современных информационных технологий может оказать влияние на увеличение выхода светлых дистиллятов и увеличению глубины переработки.

В настоящее время большое внимание уделяется внедрению инновационных и современных материалов и методов работы в топливно-энергетическом комплексе. Для решения задач, стоящих перед нефтеперерабатывающими предприятиями, в части оперативного выбора режима работы эксплуатируемых технологических установок, возможно использование современных прикладных программ для оценки изменения режима технологических параметров работы атмосферно-вакуумной трубчатки в процессе получения продукции требуемого качества [31, 37].

Поэтому задача формулирования общего научно-методологического подхода для определения рецептуры компаундирования смеси нефтей разного состава и увеличение выхода светлых дистиллятов при одновременной ректификации смеси нефтей разного состава является актуальной и практически значимой для нефтяной отрасли [4, 6]. Научная новизна работы.

1. Впервые предложен научно-методологический подход к подготовке смеси нефтей переменного состава для подбора рецептуры компаундирования, который позволяет определить максимальный выход светлых дистиллятов и повысить глубину переработки до 74,5% с использованием программного обеспечения HYSYS.

2. Полученные экспериментальные и расчетные результаты позволяют расширить теоретические представления об одновременной ректификации смеси нефтей разного состава с учетом тенденции изменения качества нефти Urals.

3. Впервые предложена новая технология приготовления товарного экспортного дизельного топлива путем смешения прямогонной дизельной (190-370°С) и керосиновой (140-200°С) фракций, при этом

достигается увеличение выхода светлых дистиллятов на 3,8%, отбор светлых фракций от их потенциального содержания в нефти составляет 101,9%.

Практическая значимость работы.

1. По результатам расчетов в программе HYSYS установлено, что достигается увеличение глубины переработки при добавлении к нефти Urals до 35% легких нефтей без изменения технологических параметров работы установки АВТ по результатам расчета в программе HYSYS.

2. Подтверждена возможность дополнительного увеличения глубины переработки нефти до 74,5%, выход светлых фракций увеличился до 59,2% по расчетам в программе HYSYS при изменении технологических параметров работы установки АВТ (температуры, давления, подачи пара), этим достигается эффективная переработка поступающей смеси без существенных материальных вложений в производство.

3. Рассчитанный экономический эффект при использовании новой технологии приготовления товарного экспортного дизельного топлива может достигать до 3,6% от годовой прибыли предприятия.

4. Полученные экспериментальные и расчетные данные могут быть использованы для построения и актуализации иммитационных моделей установок первичной переработки нефти на других НПЗ для определения рецептур смешения нефтяного сырья, повышения глубины переработки нефтей независимо от состава перерабатываемого нефтяного сырья.

5. Проведен анализ изменения технологического режима АВТ с использованием программного обеспечения по сравнению с действующим режимом работы, который может привести к увеличению выхода светлых дистиллятов на 0,21% и достижению экономического эффекта до 234 млн. рублей в год без изменения

технологической схемы, с учетом рационального смешения 15% Зайкинской нефти, 20% Червленной нефти и 65% нефти Urals.

6. Предлагаемый научно-методологический подход может быть использован для дополнения представления об одновременной ректификации нефтей разного состава в Информационно-техническом справочнике по наилучшим доступным технологиям «Переработка нефти» ИТС 30-2017.

7. Согласно справке от ООО «РН-Туапсинский НПЗ» предлагаемый подход рекомендован для использования в производственной деятельности для прогнозирования оптимальной рецептуры смеси нефтей и увеличения глубины переработки нефтяного сырья переменного состава.

8. Согласно акту о внедрении результатов научно-квалификационной работы (диссертации) ФГБОУ ВО «Кубанский государственный технологический университет» будет дополнен курс лекций для студентов-магистров направления 18.04.01 «Химическая технология» в курсе «Современные технологии переработки нефти и газа».

Методы исследования выбирались, исходя из постановки решаемых задач, с учетом особенностей исследуемых веществ и включали: определение фракционного состава нефти на аппарате АРН-2 по ГОСТ 11011-85, определение плотности по ГОСТ 3900-85, общей серы ГОСТ P 51947 и сероводорода ГОСТ Р 50802, ГОСТ P 51947, температуры застывания ГОСТ 20287-91, кинематической вязкости ГОСТ 33-2000, температуры помутнения по ГОСТ 5066-91, экспрессный метод имитированной дистилляции (Simulаtеd Distillаtiоn — ИД) для определения фракционного состава по ASTM D 5307, использовались программные продукты. Основные положения, выносимые на защиту:

1. Новый научно-методологический подход для определения рецептуры смешения сырья различного физико-химического состава и определения выхода светлых фракций для повышения глубины переработки нефти.

2. Обоснование экономической эффективности предложенных решений для использования в системе производственного планирования НПЗ с учетом неаддитивных зависимостей выхода светлых целевых фракций от рецептуры смешения нефтей.

3. Повышение выхода дистиллятных фракций и увеличение глубины переработки нефти при внесении изменении технологических параметров режима работы АВТ по результатам адаптации технологического режима в программе HYSYS.

Обоснованность и достоверность результатов, научных положений и выводов, содержащихся в диссертационной работе, подтверждаются согласованностью полученных результатов с известными теоретическими и экспериментальными данными. Достоверность экспериментальных данных обеспечивается использованием современных средств измерений и стандартных методик проведения исследований, а также методов статистической обработки данных.

Личный вклад автора заключался в выполнении основного объема теоретических и экспериментальных исследований, изложенных в диссертационной работе, включая постановку цели и задачи исследования, выборе методик экспериментов, непосредственном участии в их проведении, анализе и обобщении экспериментальных результатов, формулировании обоснованных выводов при составлении материалов публикации и докладов. Апробация работы. Основные положения работы докладывались на III ежегодном Российском нефтегазовом Саммите «Нефтехимия и Газопереработка 2017» (город Москва, 2017 г.), VI международной научно-практической конференции «Сбор, подготовка и транспортировка нефти и газа. Проектирование, строительство, эксплуатация» (город Сочи, 2017 г.). Доказательством возможности применения описываемого автором научно-методологического подхода в процесс производства является справка о внедрении ООО «РН-Туапсинский НПЗ» (приложение А), справка о о внедрении результатов диссертационной работы ФГБОУ ВО «Кубанский

государственный технологический университет» (приложение Б). Публикации результатов работы. По материалам диссертационной работы опубликовано 5 научных работ, в том числе 5 статей в рецензируемых журналах, входящих в перечень ВАК при Минобрнауки России, 2 тезиса докладов на международных и всероссийских конференциях. Структура и объём работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов, списка использованных источников, списка приложений. Основная часть работы изложена на 136 страницах, 35 рисунков, содержит 35 таблиц, список литературы включает 151 наименование, приложения на 4 страницах.

ГЛАВА 1 ПРОБЛЕМЫ НЕФТЕПЕРЕРАБОТКИ И НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ 1.1. Современные проблемы нефтепереработки

Многие десятилетия Россия является страной-экспортером углеводородного сырья. Экспорт углеводородного сырья в несколько раз превышает экспорт качественных продуктов нефтепереработки и нефтехимии. [1]. Следует отметить, что экспортируется до 40 % нефтехимической продукции российских нефтеперерабатывающих предприятий. В основном, экспортируется продукция с низкой степенью переработки, а, следовательно, имеющая низкую добавленную стоимость. В свою очередь ввозится высококачественная продукция с высокой глубиной переработки: присадки, синтетические смолы, пластмассы и различные пластмассовые изделия.

Вопрос увеличения глубины переработки нефтяного сырья достаточно актуален в современных экономических и политических условиях [3,60].

Одной из проблем некоторых российских нефтеперерабатывающих заводов является недостаточно высокая эффективность переработки нефти. Также можно выделить невысокую глубину переработки нефти и газа на некоторых НПЗ России и недостаточную вовлеченность в переработку природного и попутного газа [10].

Все вышеперечисленное говорит о недостаточно рациональном использовании углеводородных ресурсов, о нерациональной и низкоэффективной структуре производства. Это обусловлено низким процентом вторичных процессов и низким уровнем облагораживающих процессов переработки, улучшающих качество продукции. Основными процессами, углубляющими переработку нефти, являются деструктивные процессы, например, коксование, висбрекинг, гидрокрекинг и другие.

Увеличить глубину переработки до 75%, определяемую стратегическими программными документами, такими как Энергетическая

стратегия России на период до 2035 года), возможно только при строительстве современных вторичных установок или модернизации существующих установок вторичной переработки нефти [135, 23,47,56].

Однако, строительство новых установок вторичной переработки и внедрение высокоэффективных технологий, требует значительных инвестиций в предприятия нефтепереработки, дорогостоящих проектов, закупки оборудования и катализаторов, что в нынешних условиях экономики не всегда экономически целесообразно и реализуемо на НПЗ [ 24,51].

Нефтепереработчики хотят получить быстрый экономический эффект без существенных инвестиций за счет оптимизации действующих производственных мощностей.

Этого можно достигнуть путем предлагаемого автором комплексного подхода к решению проблемы.

На многих отечественных НПЗ до 2015 года перерабатывались Западно-Сибирские нефти, качество которых достаточно хорошо изучено в различных литературных источниках [40,136]. Но в последнее время за счет расширения географии новых месторождений и старения нефти в давно разрабатываемых месторождениях существует тенденция ухудшения качественных характеристик нефти, утяжеления состава нефти, увеличения плотности, повышения содержания серы, сероводорода и серо- и азотсодержащих соединений, что в последствии ухудшает качество получаемой продукции. Развиваются, расширяются и перераспределяются в географическом плане источники исходного нефтяного сырья, что увеличивает ответственность в выборе поставщиков сырья нефти и нефтяных полупродуктов. Обеспечение соответствующего качества поставки нефтяного сырья на нефтеперерабатывающие заводы является весьма существенным для получения максимальной маржи в процессе производства. [140,29,45].

В связи с освоением новых месторождений, появляется возможность вовлекать в переработку нефти других малоизученных месторождений, а

также газовый конденсат из других источников [138, 7]. Для реализации направления вовлечения в переработку газового конденсата разрабатываются новые месторождения. На территории России есть предприятия, которые могут частично или полностью перерабатывать газовый конденсат, например, «Газпром нефтехим Салават» и предприятий Группы «ТАИФ», «Камчатгазпром» [19].

Нефти разных месторождений имеют существенные различия по своему физико-химическому составу, плотности, содержанию парафиновых соединений, асфальто-смолистых соединений, азотистых соединений и другим параметрам. Нерациональное и незапланированное смешение нефтей разного состава может привести к неприятным последствиям в процессе первичной переработки.

На зарубежных НПЗ в переработку вовлекаются смеси нефтей различных месторождений. К примеру, на нефтеперерабатывающем заводе Германии Шолвен/Хорст в городе Гельзенкирхен снабжение сырьём НПЗ осуществляется по трубопроводу Nord West Pipeline, по которому поступают нефти из России, Северного моря, Африки, Венесуэлы, Мексики и другие нефти (танкерами из Роттердама). В Шолвене перерабатываются нефти с разным содержанием серы (от 1,3 до 3% масс.), а также битуминозные (южноамериканские, мексиканские) нефти [44,146].

На нефтехимическом комбинате в городе Шведт, который расположен в 120 км от Берлина и в 55 км от польской провинции Щецина, снабжение сырьём осуществляется по нефтепроводу «Дружба» из России, который введён в действие в декабре 1963 года. Нефть может поставляться также по нефтепроводу от морских нефтяных терминалов порта Росток, расположенного на побережье Балтийского моря.

На вышеуказанных НПЗ для переработки тяжелых и легких нефтей, а также с разным содержанием серы, предусмотрены различные технологические цепочки.

Как известно, нефть поступает на НПЗ после ее смешения в

трубопроводах. Поточное компаундирование осуществляется преимущественно произвольно. Из-за неритмичных поставок сырьевых нефтей из разных месторождений, состав сырьевой нефтесмеси, поступающей на первичную переработку предприятия, может меняться в течение нескольких часов, что влечет за собой изменения физико-химических свойств получаемой продукции и влияет на технологический режим работы установок атмосферной и атмосферно-вакуумной перегонки. В виду вышеизложенного, существует практически обоснованная необходимость непрерывного контроля за качеством смеси по показателям в заданных пределах для обеспечения эффективности использования ее на предприятии отрасли, а также определения стоимости полупродуктов и продуктов переработки.

Учитывая увеличивающуюся диверсификацию источников сырья, возможность моделирования последствий выбора нефтяного сырья и его состава является важным для повышения конкурентоспособности и снижения затрат.

1.2. Основные сорта нефтяного сырья и проблемы при поступлении

некачественного сырья на НПЗ

Российская нефть имеет совершенно разное качество на месторождениях, расположенных в разных местах по всей территории страны. В Западной Сибири добывается наиболее дорогая легкая нефть с низким содержанием серы, на Урале и в Поволжье залегают "тяжелые" сорта с большим содержанием серы, стоимость которых намного меньше. В протяженных нефтепроводах все сорта нефти смешиваются, и на выходе получается "общероссийская" смесь Urals [18]. Российские компании, покупающие смеси Urals получают нефти любого качества по одной цене за один баррель.

По информации компании «Транснефть», начиная с 2009 года состав

поставляемой на экспорт и на отечественные НПЗ нефти изменился: прием высокосернистой нефти в магистральную транспортную систему страны увеличился в этот период на 20 миллионов тонн. Эти объемы не были обеспечены соответствующими мощностями на предприятиях нефтепереработки. Российские НПЗ столкнулись с нестабильным качеством поставляемого нефтяного сырья, что привело к простоям и ухудшению качества продуктов. В 2014 году российским правительством было принято решение о стабилизации качества нефти, поставляемой на отечественные НПЗ. Прирост высокосернистой нефти постановили отправлять на экспорт.

В России увеличение добычи высокосернистой нефти составляет 2 млн тонн в год. Причиной этого являются разработки месторождений Татарии, Башкирии и Оренбургской области. В транспортную магистральную систему поступает нефть с осложненными характеристиками, на это существенно влияет старение месторождений, сокращается запас среднесернистых нефтей. Качество нефти, поставляемой по трубопроводному транспорту, существенно связано с технологией получения смеси, которая формирует сорта [30].

По информации ведущей компании формируется шесть экспортных сортов: четыре среднесернистых Urals с поставкой через порты Приморск, Новороссийск, Усть-Луга и нефтепровод «Дружба», малосернистый VSTO с поставкой через порт Козьмино и Siberian Light с поставкой через Новороссийск [30]. Экспортные сорта для западного и восточного направления основаны на ресурсах различных месторождений. В западном -смесь формируется из легкой сернистой нефти Западной Сибири (65%), высокосернистой и тяжелой нефти Урало-Поволжья (31%) и сернистой нефти Тимано-Печоры (4%) (рисунок 1). В восточном - сернистая нефть Западной (50%), Центральной (16%) и Восточной (34%) Сибири (рисунок 2).

Рисунок 1. Распределение нефтей при экспорте в западном направлении.

34%

0%

Сернистая нефть Западной Сибири

Нефть Центральной Сибири

Нефть Восточной Сибири.

Рисунок 2. Распределение нефтей при экспорте в восточном направлении.

На основании всех качков добычи сернистой и высокосернистой нефти меняется качественный состав Urals, постоянно увеличивается доля высокосернистой нефти и уменьшается доля Западной Сибири, что приводит к увеличению серы в составе экспортной нефти.

Следует отметить, что в 2012 году извлекаемые запасы высоковязкой

нефти по России увеличились на 58,053 млн тонн [30]. Месторождения сверхвязкой нефти и природных битумов в России находятся территориально в Волго-Уральской (Татарстан, Удмуртия, Башкортостан, Самарская область и Пермский край), Восточно-Сибирской (Тунгусский бассейн) и Тимано-Печорской нефтегазоносных провинциях [76].

Россия является ключевым поставщиком энергоносителей на рынок Европы. Многие НПЗ региона покупают экспортную смесь Urals, поскольку были спроектированы для переработки именно российской нефти.

C российской нефтью в Европе конкурируют иракские сорта Basrah Light и Kirkuk, а после отмены санкций с Ирана в регион начнутся поставки нефти Iranian Light, качество которой сравнимо с Urals. Проекты практически всех отечественных НПЗ осуществляются в большей части по зарубежным технологиям и с использованием иностранного оборудования. Западные санкции на протяжении 2016-2017 гг. на ограничение поставок нефтегазового оборудования внесли свой негативный вклад в развитие нефтепереработки [150].

В последнее время качество Urals снижается, что вызывает обеспокоенность у потребителей. Существуют опасения, что в течение ближайших лет качество Urals упадет ниже стандартов, установленных «Траснефтью» - плотность 30,4° API (873 кг/м3), содержание серы до 1,8 % мас.

В ближайшей перспективе произойдет увеличение доли высокосернистых нефтей (с содержанием серы выше 2,0 % мас.), направляемых на переработку [95].

По данным МинЭнерго за 2017 год добыча сырой нефти (с учетом газового конденсата) составила 546 742,20 тысяч тонн, поставка нефтяного сырья на переработку составила 286 569,60 тысяч тонн сырой нефти, в первичную переработку нефтяного сырья на НПЗ поступило 279 545,30 тысяч тонн сырой нефти, на экспорт отправлено 256 925,70 тысяч тонн сырой нефти. Увеличение объемов по сравнению с 2016 годом составило до

По данным авторской колонки Кирилла Молодцова для журнала «Нефтегазовая вертикаль» глубина переработки нефти по итогам 2017 года составила порядка 81%, что на 2 п.п. больше чем в 2016 году, также увеличился выход светлых нефтепродуктов с 55,7% в 2011 году до 62,1 % в 2017 году [3,41].

Всем известно, что URALS — это российская марка экспортной нефтяной смеси. Она формируется смешением в системе трубопроводов тяжелой высокосернистой нефти Урала и Поволжья с легкой малосернистой Западно-сибирской нефтью Siberian Light. Итоговое усредненное содержание серы в нефти сорта Urals составляет 1,5%, плотность 870 кг/м3.

Другая известная марка BRENT (Brent Crude) — эталонный (маркерный) сорт нефти. Фактически является смесью нефтей, добываемых на шельфовых месторождениях Brent, Oseberg и Forties между побережьями Норвегии и Шотландии в Северном море. Цена нефти Brent с 1971 года является основой для ценообразования около 40% всех мировых сортов нефти. Эта марка классифицируется как легкая малосернистая нефть, плотность при 20°C около 825-828 кг/м3, содержание серы около 0,37%.

В соответствии с международной практикой, используемой при торговле нефтью, ее потребительскую ценность определяют в зависимости от плотности и содержания в ней серы [106].

В связи с вышеизложенным, назрела необходимость создания в России Концепции банка качества нефти. Банк качества призван устранить ценовую несправедливость - поставщики низкокачественного сырья, которое по своим качествам вязкое, с высоким содержанием посторонних механических примесей и серы, должны будут платить дополнительный "налог" своим соседям по трубе.

Аналогичные банки качества нефти существуют во многих нефтедобывающих странах. Например, база данных добычи углеводородного в Казахстане, позволяет идентифицировать партии нефти на этапах ее

транспортировки, перевалки, хранения. В России отсутствие аналогичного банка качества не позволяет проводить мониторинг транзита, что ведет к смешиванию и замещению различных сортов "легкой" и "тяжелой" нефти.

Однако, данная инициатива по своей сути поможет НПЗ узнать, какое сырье поступает в переработку и, исходя из качества нефтяного сырья, подобрать наиболее подходящий технологический режим работы установок первичной переработки нефти.

В первую очередь, для целей данной работы необходимо исследование нефтей разных месторождений по отдельности для сбора сведений по полному набору показателей для дальнейшего анализа. При прогнозировании свойств нефтяных смесей традиционно используют упрощенные модели аддитивности, построенные для описания идеальных растворов. В некоторых последних экспериментальных работах было доказана ошибочность использования традиционных моделей для расчета плотности и вязкости смесей природных нефтей [13, 20,17,42].

При наличии полной характеристики исходного сырья современные программные продукты позволяют смоделировать смесь, наиболее приближенную к реальной характеристике смеси с учетом всех особенностей изменения различных свойств.

Постоянное изучение свойств нефтяного сырья позволяет создать базу данных по его качеству, которая может решить различные вопросы по оптимальной переработке, осуществить различные прогнозные расчеты по качеству промежуточных и целевых продуктов.

1.3. Состав и основные компоненты нефти

По своим изученным химическим составам нефть представляет собой довольно таки сложную смесь углеводородов, подразделяющуюся на группы, а по плотности можно разделить на легкую и тяжелую нефть. Легкая нефть содержит в своем составе примерно на 2 % меньше углерода, но на некоторое

количество больше водорода и кислорода. Порядка 80-85% составляю углеродсодержащие соединения, а также в составе нефти установлено наличие более 460 индивидуальных соединений, например, сера, азот, кислород и другие [66].

Нефти разных месторождений по своему химическому составу практически одинаковы, что было подтверждено около 50 лет назад. На основании многочисленных испытаний Ш. Ф. Мабери определил, что сильно различающиеся между нефти содержат порядка 80 % углерода, около 11 % водорода, азот и серу до 3 % [67]. Это просто объясняется тем, что если допустить предположение, что каждая нефть представляет смесь какого-то числа гомологов углеводородов, то количество индивидуальных членов разных гомологических углеводородов может быть велико. Различие между двумя любыми нефтями заключается в разных вариациях каждого гомологического ряда и содержания углевородоров, присутствующих в каждом ряду. Фактически гомологические ряды углеводородов в составе нефти не оказывают особого влияния на общую нефтяную смесь. Таким образом получаем, что в результате по элементному составу абсолютно разные нефти могут быть одинаковыми. Данный вывод имеет очень значительное влияние для технологии, так как позволит получить приблизительно однородные нефтепродукты из нефтей различного состава.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Асатрян Альвина Аркадяевна, 2018 год

Литература

1. A.B. Березной: A.A. Еде лысина, О.И. Кар ас ев, ML А. Кчубова, Л.Ю. Матнч. Сценарии р азвнтня не ф т еперераб атывающей н не ф т ехюшч ескай отрасли Нефтепереработка н нефтехимия. - 2014. -№ 10. - C.12-L6.

2. АН Жураниев. Сотрудничество ООО «ЛЕНГИПРОНЕФТЕХИМ» с ОАО «НК «РОСНЕФТЬ» по проекту реконструкции (модернизации) ООО «РН-Туапсинский НПЗю. 1 Нефтепереработка н нефтехимия. -2015.-Кеб. - С. 6-7.

3. Авт ор екая кол онка Кирилл а Мол о дцова. Нефтепереработка^отБетна вызовы Не фт егаз о вая вертнкаль. - 2 013. - №3.

4. Александров RA, Лебедев Ю.Н.= Чекменев ВХ Исследование пар о динамики нас адкн для тепло-масс ообменньгх аппаратов. Тез. докл. 5-и научно-технической конф. «Актуальные проблемы состояния н развития нефтегазового комплекса России, М. Сент. - 2003. - С.55.

5. Александр Грицай. Прогнозирование методом экспоненциального сглажнвання (ES5 exponential smoothing). [Электронный ресурс] Forecast NOWi - 2010. - № 1. - URL http: https: fnow.ru. articles.jeksponencial-noe-sglazhivanie (26 мая 2012).

6. A.H. Азаров Состояние н перспективы развития нефтяной промышленности в современных экономических условиях России: На материалах Ставропольского края: Дне. канд. экон. наук: 03.00.05 Москва, 2006.

7. Анохин К. Государственной рукой по нефтяной отрасли И Нефть России. 2005. - №6. - 0.11—19.

3. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа: 2002.-С.672.

9. Ахметов С.А. Физико-химическая технология глубокой переработки нефти и газа: Учебное пособие. 4.2. Уфа: Изд-во У1ШУ, 1996.-С. 304.

10. Б азнков И. А. Стр ат егня р азвнтня - не о бхо дим о с ть пр о движения впер е д

Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. - №7. - С. 10-14.

11. Баннов ПГ Процессы переработки нефти^ чзсть 1 М.: - 2000. — С. 224.

12. Баннов П.Г. Процессы переработки нефти. 4L 1. — СПб.: Хнмнздат, 2009.-С. 363.

13. Б ашкат о ва С. Т.Прнеадкнк дизельным тoirnma^i. М.: Химия. - 1994. — С.251.

14. Беляевский М.Ю.: Белено в Е.А.: Бондарева Г. А. Основная колонная аппаратура установки ЭЛОУ АВТ нефтеперерабатывающих заводов и пути ее совершенствования. М:ЦНИИТЭнетехнм: 1997. - С.39.

15. Боков А.Б. Показатели работы промышленной колонны К-1 установки ЭЛОУ-АВТ с пер екрё с тнот очными насадочнымн контакгнымн устройствами // Матер. Б с ер о с. науч. конф. Теория и практика массообменных процессов химической технологии. - Уфа, 1996. -С. 163.

L 6. Боков А_ББогатых К. Ф. Ром анов Б .П. Прим ененне пер е крё с тно точ ных насадоквотбенз нннвающ ей ко л о нне К-1 установки ЭДОУ-АВТ iiAOOT Орскнефтеоргсннтез» Нефтепереработка и нефтехимия. - 1995. - № 9. - С.5-10.

17. Борисов Д. Н.. Якубов М. Р, Якубова С. Г.. Романов Г. Б. Сульфирование и окисление нефтяных асфальтенов с повышенньБ! содержанием ванадия // Химия нефти и газа. Материалы 7-ой международ ной конференции 21-26 сентября 2009 г. - Томск: Институт оптики атмосферы СО РАН= 2009. - С. 607-610.

13. Бьорклунд Б.Л. Хеккель Т.Л.: Говард Н.Д. н др. Чем меньше серы: тем труднее получить продукт. Материалы симпозиума UOP= М.: сент. 2000.

19. В.Б. Гршп1шг П.Л. Логунов, А.Г. Сычев: O.A. Белова, Д.П. Абрамов, П.А. Шнгоннн: Б.И. Кувыкнн, Б.А. Чернышева, Z.B. Пискунов. Оптимизация совместной перегонки нефн с газоконденсатом как способ повышения эффективности НПЗ и сокращения производства темных нефтепродуктов Нефтепереработка и нефтехимия. - 2017. - №6. -С.3-7.

20. BlML Капустин, E.A. Чернышева, О.Ф. Глаголева, HB. Пнскунон, А.Ю. Садыров, Б.И. Кувьпдш, А.Н. Гайнетдннова. Не аддитивные изменения свойств углеводородных систем при смешении. / Нефтепереработка и нефтехимия, 2017. - № 4. - С.3-9.

21. Вержнчннская С. В., Днгуров Н. Г., Снншшн С. А. Химия и технология нефти и газа, - М: Форум -Инфра. 2007. - С. 366.

22. Ван Лицзюнь, Ольков П. Л., Богатых К.Ф. Направление р еконструкцнн вакуумных б л оков пр омышп енных у стано век AB Т веб. Не ф т епер ер аб отка и не ф т ехю дтя пр о бп емы и пер спектнвы. Уфа, 1991.-С.70-72.

23. Гифранов P.M. Курс на модерннзапню. И Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. - №7. - С.3-10.

24. Глазов A.B. Стратегия развития. Пути достижения цели Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. - №7_ - С.6-3.

25. Голубков Ю.Б., Ермолаева Н.Б. Изопренонды в масляных смазочно-охлаждающнх жидкостях Химия и технология тошнв н масел. - М.: РГУ нефти и газа имени ИМ Губкина. - 2012. - №1. - С. 41—43.

26. Горохов В.А., Бронштейн A.C., Мазаев В.В., Тарасов А.Н. Конструирование н изготовление ректификационных колонн с р егулярной нас ад кой Хнм. Не фт егаз. Мапшно стр. - 19 99. № 9. - С. 1314.

27. Гр инь коА.А.,ГоловкоА.К.Фр акцио ннр ованне неф тяных ас ф альт ено в для у станоы е ния с труктуры м ол екул Химия не ф тн и газ а. Мат ерналы 7-ой международной конференции 21-26 сентября 2009 г. - Томск: Институт оптики атмосферы СО РАН. -2009. - С. 232-236.

23. Грнщешсо О.В. Анализ и диагностика финансово-хозяйствеиной деятельности предприятия. Учебное пособие. Таганрог: Изд-во ТТТУ, 2000.-С. 112.

29. Данилов A.M. Применение присадок в тотнвах для автомобилей. Справочник. М.: Химия. - 2000. - С. 230.

30. Данилов А.М.: Окннна Н.Г.: Митусова Т.Н. и др. Повышение эффективности использования топочного мазута. / Химия и технология топлне и масел. 2003. -№ 1-2. - С. 6.

31. Денннн Б.А. Возможные сценарии модернизации НПЗ с получением вые ококач е с тве нньк т сплнб Не фт еперер ал отка и не ф т ехимия. 2007.-№3.-С. 12-23.

32. Денннн В.А. Новый уровень переработки нефти на Ичьском НПЗ Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. - № 5. - С. З-б.

3 3. Денннн В.А. Один из возможных сценариев развития Туапсннского НПЗ Нефтепереработка и нефтехимия. - 2003. - № 11. — С. 3-13.

34. Джон Форман. Много цифр: Анализ больших данных при помощи Excel - ML: Atышна Паблишер. - 2016. - С. 241-292.

35. Е.И. Ачаторцев: В.А. Иванов Применение методов испытаний нефтепродуктов в спорных ситуациях Нефтепереработка н нефтехимия. 2014 = -№8. -С.20-22.

3 6. Е.И. Ач ат орцев Компл ексно е с о верш енствова ние контроля качества на НПЗ Нефтепереработка и нефтехимия. 2016 -№2. - С.21-25.

3 7. Е.И. Ач ат орцев Компл ексно е с овер ш енс тво ванне контролякачествана предприятиях нефтещюдуктообеспечення Нефтепереработка н нефтехимия. 2016 - №8. - С. 19-22.

3 S. Жур б ни А. В. Ис с л е до ва ние нразработка оптнмаль ных т ехно логнч е с кнх режимов и схем фракционирования газового конденсата на малогабаритных установках. Дне. . канд. техн. наук. Астрахань: АГТУ, 2009.-С. 132.

39. 3 агндул л нн P. ML По вьпп е ние эф ф ектнвно стнработыотбенз инивакпц ей колонныАВТ. Исследования:ннтенсифнкацняи оптнмнзацняхнмнко-технологических систем переработки нефти Труды НУ НПЗ. ЦНИИТЭнефтехнм. 1992. - С. -120-124.

40. И.А. Голубева, Е.В .Родина ОАО «НЕС «Роснефть» - крупнейшая нефтяная компания РФ Нефтеперераб о тка и не ф т ехнмня. — 201 б. - № 2.-С. 27-37.

41. И.А. Голуб ева, К.Х. Рахметов, Е.В. Роднна Реконструкции н перспективы развития газоперерабатывающих предприятий России // Нефтепереработка и нефтехимия. - 2017. - №6. -С.ЗО-Зб.

42. И.Н. Евдокимов, А.П. Лосев, A.A. Фесан Отсутствие аддитивности свойств нефтяных смесей, Бурение и нефть. -2012. — №1. - С. 27-2S.

43. Инструкция по составлению статистической отчетности о глубине переработки нефти по производстве иному объединению (предприятию) (форма №5-ТЭК (нефтепереработка), утвержденная постановлением Госкомстата России от 13.10.1993 №190.

44. Ирнсова К.Н., Талисман E.JL, Смирнова В.К. /. Химия и технология топтнБ и масел. - 2003. - № 1-2. -С. 21.

45. Каминский Э.Ф., Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. ML: Изд. «Техника». 2001. -С. 3S4.

46. Капустин В.ML Перспективы российской нефтепереработки в связи с вступлением в ВТО Бурение и нефть. 2006. - №4. - С. 5,6.

47. Капустин B.ML Реконструкция завода. Стратегия Тюменской нефтяной компании. Химия и технология тотнв и масел, 2000. - №5. - C.S.

4 3. Капуе тин В. ML, Куке с С.Г., Б ерт о л у сини Р.Г. Нефтеперераб атывающ ая промышленность США и бывшего СССР. ML: Химия, 1995. С - 304.

49. Кобр инец В .П., Лих авицкнн Б .Б. Оптнмнз алия пр оце с с а р ектнф нкапин нефти в колонне К-102 по максимуму выхода светлых нефтепродуктов» Физико-математические науки и информатика : труды БГТУ. Сер. 6, Минск, 2006, Вып. 14. - С. 113—121.

50. Кондрат ева Н. К., Ольков П. Л., Кондрат ев Д. О. Основы пр о ектнр о вания не ф т епер ер аб атывающ их з аводов, Уфа, УГНТУ, 2003. -С. 57 .

51. Кононова Б. Л. Реконструкция установок каталитического рнформннга

Нефтепереработка и нефтехнмня. 2005. - №5. - С. 27-31.

52. Копыснцкнй Т.И.. Рзаев Ю.Р. Сведение и оценка точности материального баланса на технологических установках НПЗ // Нефтепереработка н нефтехимия. - 2012. - №11. - С.3-7.

53. Копыснцкнн Т.И.: Рзаев Ю.Р. Материальнй батане на установках переработки нефтн НПЗ Нефтепереработка н нефтехимия. -2012. -Ш2. - С.5-9.

54. Кравцов AB, Сам бор екая МА, Вольф A.B. Расчет и анатнз степеней с во б оды хнмнко-технологических систем для моделирования процесса фракционирования нефтн Нефтепереработка и нефтехимия, 2010. -№11. - С.38—42.

5 5. Креймер М.Л: Кутлушльднн Н.Э.: Истомин H.H. Технология перегонки газового конденсата для новой крупно тоннажной установки // Нефтепереработка и нефтехимия. 2001. - №1. - С. 11-15.

56. Куприянов А.А.= .Якушев В.В.= Лнщннская А.Е.= Авакян A.C. // Нефтепереработка и нефтехимия. 2004. - № 11-е. 26.

57. Кувьплш В.И.: Мелешкевнч М.А. Интеграция систем планирования и учета нефтеперерабатывающих предприятий. Инновации в науке, 2015 -№52. - С_ 19-25.

5 S. Л е б е д ев Ю. Н.: 3 айцева Т. М.: Чекм е не в Б .Г'. Структ>рнро ванная нас адка ВАКУПАК Химия н технология теплив н масел. - 2002. - № 1. С. 29 31.

59. Лебедев Ю.Н.: Чекмене в В.Г.: Зайцева Т.М. Насадка ВАКУПАК для вакуумных ко л о ни. Химия и т ехно л огня т оплнв и масел: - 2004. - № 1. - C.4S-53.

60. Левинбук М.: Гайдук И. Нефтепереработка новые вызовы времени 7 Нефтяная вертикаль. -2001. - № 17. - С .21.

61. Лисицын Н.Б. Оптнмнз ацня не ф т епер ер аб атывающ его пр онзводс тва — СПб.: Хнмнздат. -2003. - С. 1S4.

62. Луканов Д.А.: Лубсандоржиева Л.К., Костина Т.Б.: Кузора И.Е. Оптимизационные мероприятия для снижения светлых фракций в мазуте на установках ABТ Не ф т епер ераб откан нефтехимия. — 2013. —

№1. С.3-5.

63. М.А.Лебедскон-Тамбиев, А. Б. Го лег ой. Проблемы модернизации действующего нефтеперерабатывающего производства в ООО «КИНЕФ» Нефтепереработка и нефтехимия. - 2015. -№б. -C.S-9.

64. М.И. Царева, А.Г. Савина. Математическое моделирование экосистем. УДК 502.1:519.3.

65. М.Ю. Петухов, К.А. Олнгов. Оптимизация численности персонала службы производственного учета и отчетности нефтеперерабатывающего предприятия Нефтепереработка и нефтехимия. - 2014. - №3. - С.3-7.

66. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и газа. Мт Химия. - 2001.-С. 536.

6 7. Мановян А.К. Тех но л огня пер внчной пер ер аб о тки не ф тн н прнр о д ного газа. Мт Химия. - 1999. - С. 563.

6 3. Мает епанов А. М. Тотнвно энерге тнч е скин компл екс Ро с сии на рубеже веков - состояние, пробле:мы и перспективы развития. (Информацнонно-аналнтнческий обзор). -Мт Современные тетради. - 2000.-С. 624.

69. Материалы семинара компании Shell Global Solutions. М. сентябрь, -2001.

70. Мнтусова, Т.Н., Логинов, С.А., Полина, Е.В., Рудяк, К.Б., Капустин, В.М., Луговской, А.И., ВьБкгородскнй, Б.Н. «Улучшение смазочных свойств дизельных тотнв», Химия и технология т отпив и мае ел. -2002,

3. - С.24-25.

71. Мнту сова Т.Н., Пугач И. А., Аверина Н.И. О некоторых вопросах технологии производства остаточных топчнв //Химия и технология тотнв н масел. 2001. - № 2. -С. 6.

72. Мнту сова Т.Н., Пугач И. А., Зубовнч B.C. и др. О стабильности

нефтяных остатков н остаточных тотнв .7 Наука н технология углеводородов. 2003^ № 1. - С. 43.

73. Моторные м ас л а. Р. Б ал т енас, А. С. Сафр оно в, А.И.Ушаков, В .Шергатнс. Москва - СПб.: Альфа-Лаб. - 2000. - С. 26.

74. H.A. Еремин, Ан. Н. Еремнн Цифровая модернизация нефтегазового производства Нефть. Газ. Новации. 2017 - № 12. С. - 6-9.

75. Нападовскнй В.В., Ежов В.В., БаклашовКВ. и др. Установка первичной переработки нефти на Комсомольском НПЗ .7 Химия и технология топлнб и масел. 2004. -№ 1. - С.4-10.

76. Нефти н газовые конденсаты России: Справочник. - Том 1. - М.:: 2000.

77. Новые технологии для нового тысячелетня. Материалы симпозиума Экс он-Mo бит. Москва, сент. 2001.

73. Овчаров С.Н.= Пнкатов Г.П.= Пнкатов С.Г. Оптимизация состава нефтегазоконденсатных смесей для первичной переработки .7 ХТТМ. 2005 -№ 1.-С. 37-39.

79. Овчарова A.C., Пнкатов И.С., Овчаров CH., Колесников И.М. Обоснование выбора прям ого нных бензиновых фракций для компаунднрования Нефтепереработка и нефтехнмня. -2012.- №2. -С.7-10.

30. П.Б. Болдыревскнй, Зимина C.B. Эконометрика. Учебное пособие, Ншкшш Новгород, Студопедня.Орг. - 2014-2017.-С. 1-30.

31. Петухов М.Ю.= Бороннн А.Б.= Хохлов A.C. Статья: «Подходы к ЛП-моделнрованню производства НПЗ для целей планирования», журнал «Автоматизация в промышленности», 2016. - Т. 2. - С. 22-23.

32. Пиво вар о ва H.A., Клепова H.A., Бе лине кий Б.Н. и др. Влияние магнитного поля на результаты перегонки нефтяных остатков . Нефтепереработка и нефтехнмня. 2003. -№12. - С.23-26.

33. Пнкатов С.Г. Исследование и разработка оптимальных технологических режимов и схем фракционирования нефтегазоконденсатных смесей. Дне. . канд. техн. наук. Астрахань: АГТУ, 2006. - С. 150.

34. Пне ар е ЕС кий Д. В.. Будннк В. А., Куцу е в К. А. . Жирно в Б. С. С о вр еменные методы математической обработки и их роль в оптимизации технологических процессов нефтехимии и нефтепереработки Нефтепереработка, и нефтехимия. 2011. -№3. - С. 16-21.

35. Пчехов В.Г.: Рыб овал о в И.А.: Бнзяев С.В.: Журавлев A.B. Реконструкция установки АВТ-5 .. Нефтепереработка и нефтехимия. 2009.-№12.-С.З0-31.

36. Пол Корнелл. Анализ данных в Excel. - Изд. Эксмо. 2007.

37. Попов В^.Г. Модернизация вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ Химия и технология тончив и масел. 2000. - №3. - С.З 9—40.

33. Попов Ю.В., Макаров А.К., Б слое O.A., Тыще нко В. А., Пл е шакова H. А. : Ечашева О .ML, Кадырова Н.А.: Пояркова Д.А.: Баландин Л.Н. Прогнозирование качества сырья процессов нефтепереработки с учётом корреляции свойств добываемых нефтей: поступающих на переработку' в О АО « СНПЗ »/ Не фт епер ер аб отка и не ф т ехнмня. 2012. — №7. - С. 14— 21=43^5.

39. Проектирование НПЗ будущего в Японии Э.И. ПНН. - 1997. -№13, 14.-С. 6-16.

90. Пути совершенствования поточных схем переработки нефти на НПЗ франции Э.И. ПНН. - 2000. - №11, 12.-С. 4-16.

91. Пат. № 2264430 Комаров В.В.= Рыскунов AB, Фоминых М.Ю.= 20.11.2005.

92. Пат. № 2525909 Быстров Александр Ичьнч: Деменков Вячеслав Николаевич, Ханрудннов Ипьдар Ралшдовнч . -20.03.2014.

93. Пат. №2125077 Нижегородцев В.И.; Нижегородцева C.B.: Нижегородцева Т.В. - 20.01.1999.

94. Различные варианты реконструкции установок рнформннга: разработанные Французским институтом нефти Э.И. ПНН. — 1996. -№2. - С. 9-13.

95. РакитскинВ.MТснденщшнперспектнвыразвнтняне ф т еперераб о тки в мире. СПб. - 2006. - С. 64.

96. Рассказов С.В.: Волков Б.Г.: Сидоров И.Б. Модернизация ректификационных колонн установок первичной переработки нефти Нефтепереработка и нефгехнмня. 2016. - № 3. - C.26-2S.

97. Рекламная публикация фирмы «KOCH-Glitschw. Химия и технология топлнв и масел. 1999. - №2.

9 S. Руд як КБ, Ло гнно в С. А.. Ткач ев И.И. Ул учш енневоспламе няем о с тн и эксплуатационных свойств дизельных газоконденсатных топтнв. Нефтепереработка н нефтехимия. 2001. - № 5. - С. 16-18.

99. Рудяк К.Б.: Мусненко Г.Г.: Ратовсыш Ю.Ю.: Кочанов H.H. Реконструкция вакуумных блоков установок АВТ. Химия и технология топтнв и масел. 2000. - №5. - С.40^3.

100. Рудяк КБ. = Ткачев И.И. = Гараиев A.M. н др. Организация производства дизельных топтнв с депр ее сорными присадками на заводах Тюменской нефтяной компании Нефтепереработка и нефтехнмня. -2003.- №4. -C.13-1S.

101. C.B. Разманова: НА. Мачула Развитие отечественного и мирового не фтегазохнмнче ского комплекса Нефтепереработка и нефтехимия. -2016.-№ 1. - С.25-33.

102. С.К. Чуракова: И.Д. Нестеров, КФ. Богатых Технико-эксптуатационные характеристики вакуумных колонн, оборудованных регулярньвш насадками различных типов Нефтепереработка и нефтехимия. 2013. -№4. - С.51-56-

103. С.М. Тургунбаев: В.А. Двннин: Ю.П. Ясьян Выбор сценария модерннзацнн на примере Ильского НПЗ. Час ib 1 Нефтепереработкан нефтехимия. - 2016. - № 4. -С. 25-30.

104. С.М. Тургунбаев: В.А. Двинин, Ю.П. Лсьян Выбор сценария м о дерннз ацнн на прим ере Иль ского НПЗ . Час п. 3 Нефтепереработкан нефтехимия. - 2016. - № 11. С З—8

105 . С М. Туртунбаев, В.А. Двнннн, Ю.П. Ясьян Выбор сценария модернизации на примере Ильского НПЗ. Час п. 2 / Нефтепереработка н нефтехимия. - 2016. - № 7. - С. 11-17.

106. С.Н. Хаджиев, В.М.Калустнн, А.Л. Максимов, Е.А. Чернышева, Х.М. Кадиев, ИМ Герзелиев, Н.В. Ко л есннчеико Перспективные технологии для не фт епер ер аб откн и не ф т ехнмнн Нефтепереработканнефт ехющ 2014. - № 9. - С.3-10.

107. Санфуллнн Н.Р., Ганцев В.А., Сухоруков A.M., н др. Отечественные техно л огни и кат ал из ат ор ы гидр оочис тки нефтяных фр акции. Химия и технология топчив и масел. - 2001. - № 2. - С. 13-15.

106. Салим ob З.С., Сайдахмедов Ш.М., Худойберганов A.A., Хурмаматов A.M., Худанберднев A.A. Изучение процесса отпаркн керосиновой фр акции утл е во д ор сдньош пар амн Не ф т епер ер аб о тка и не ф т ехнмня. 2012. - №9. -С. 10-13.

109. Сам сам Б ах тиар и A.M. Получение жидких топчибнз природного газа: проблемы и перспективы Нефтегазовые технологии. 2003, №2. - С. 61-62.

110. Скнннер П. Доклад компании Royal Dutch. Shell Group. Лондон. 2003. Конференция по энергетике.

Ш.Скобло А.И., Молоканов Ю.К., Владимиров А.И. и др. Процессы н алпар аты не ф т егаз опереработкнннефт ехнмнн: Уч е б ннк для вуз об. 3-е изд., перераб. и доп. - М.: - Недра. 2000. С.221-345.

112. Смирнова Л.А., Башкатова С.Г., Винокуров В.А. и др. Влияние депрессоров на оптические н низкотемпературные характеристики д из е льных т опчнв Химия и т ех но л огня т облив и м ас ел. - 2 0 0 3. - № 1 -2.-С. 55.

113. Советов Б.Я., Яковлев С. А., Моделирование систем: Учебник для вузов. - 3-е изд., перераб. и доп. - М.: Высшая школа, 2001. - С. 343.

114. Создание комплекса технологического оборудования и освоение производства регулярной насадки для ректификационных колонн.

Куликов Ю.Ф., Лнхман В_В_, Плотников В.В. // Хим. Нефтегаз. Маш иностр. - 1999. - № 9. - С. 12-13.

115. Сомов В.Е.= Садчиков И.А.= Шершун В.Г.= Кореляков JI.B. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. Под ред. В.Е. Сомова. М.: ЦНИИТЭнефтехнм, 2002. - С.

7Q7

116. Стефаненко С.= Мальцева О. Ждет ли подъем сектор downstream? И Нефть России. -2009. б. - С. 34-33.

117. Стратегии реализации инвестиционных проектов в нефтепереработке: российский опыт и лучшие практики ' Oil & Gas Journal. -2017. - №12.

113. Сухарев М.Г. Учеб. пособие: «Методы прогнозирования», Москва, 2009. Г 99

119. Геляшев Г.Г. Реконструкция н модернизация фракционирующего оборудования нефтеперерабатывающих заводов с использованием р азр аб о ток н рекомендаций Б. К. Марушкина Тез. Докл. Всеросс. Науч. Конф. «Теория и практика масс о обменных процессов хим. Техно л.» (Марушкннскне чтения). - Уфа, 1996. - С. 45-53.

120. Технология переработки нефти. Б 2-х частях. Часть первая. Первичная переработка нефти Под ред. О. Ф. Глаголевой и В.М. Капустина. - М.: Химия, КолосС. 2006.

12 I.Tom екая, Н. П. Макарова, В. Д. Рябов. Определение углеводородного состава нефтей Химия и технология тоггтнв и масел, - 2003. - №5 -С. 50-52.

122. Турчанинов В.Е., Волков ОБ. Перспективные насосы для перекачки не фт епр о дкут ов Не ф т еперер аб отка н не ф т ехнмня, -2012, -№9. —С. 5253.

123. Тынников Ю.Г. Моделирование некаталитическсго трубчатого пиролиза метана Нефтегазовые технологии. - 2011. - №9. - С. 53-64.

124. Учебное пособие по дисциплине «Математика и информатика» дчя студентов гуманитарных специальностей очной формы обучения. Сост.

Егорова Э.В.: Панюков Д.И.: То ныв; А.П. - Тольятти: ТГУ: - 2007, -раздел 6.2.

125. Фомина В. В., Катков А.Н., Абызгильднн А.Ю. Анатнз структуры н построение графической модели сложного нефтехимического комплекса

Нефтепереработка и нефтехимия. - 2010. - №2. - С.33-39.

126.Хтытчев А.И., Фролов А.Н., Двншш В.А. Состояние н перспективы р азвнтня Афнпского НПЗ Не ф т епер ер аб о тка н не ф т ехнмня, - 2 010 .— № 3. - С. 3-6.

127. Че нико в ИВ. Химия н физика нефти: Уче б.Пособне.-Кр асно дар ГО У ВПО «КубГТУ», - 2010. - С.292.

123. Чистяков В.Н., Шовош A.B., Тепло в А.Ю. Модернизация установки первичной пер ер аб откн не фтн AT-1 Не ф т еперера ботканнефт ехнмня. 2004. - №7. - С.4-7.

129. Шаталов КВ., Лих i ер она Н.М., Серегин Е.П. Система квалификационных испытаний нефтепродуктов. История и перспективы

Химия и технология топлнв и масел. - 2014. -№ 5. - С. 43^3.

130. ШевелевЮ.В.: РусоваИ.А., Дуннн Н.М.: Новикова Е.В.: Атексеев A.A. Промышленное обследование - инженер но-тех но логическое сопровождение развития завода // Нефтепереработка и нефтехимия. 2010. - №7. - С.56-61.

131. ШнрнязданоБ Р.Р.: Рахимов М.Н.: Мансуров И.С. Основные проблемы, особенности и перспективы переработки нефтезавод сии газов .7 Нефтепереработка и нефтехимия, 2010. - № 1. - С. 3 2-3 5.

132. Шалабанов А.К.: Роганов «Эконометрика», Д.А. Академия Управления «1ИСБИ», 2004:2003: Уче оно-мет одическое пособие, Казань - 2003. -С. 16.

133. Шарытина Е.В. Оценка экономической эффективности использования газового конденсата в России, г. Москва, РТУ не фтн н газа им. И.М. Губкина, - 2010. - С. 13-21.

134. Эконометрика. Учебник Под ред. И.И. Етнсеевой. - М: Финансы и

статистика. - 2002. - С. 344.

135. Эиерге тич е екая стрягегня Рос сии ш. период до 2030 года. Распоряжение Правительства Российской Фе дер алии от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

136. Эрдннева О.Г.: Сангаджнева JLX., БадмаевЧ.М. Большой практикум по химии нефтн. Часть 2. Исследования состава нефтей. - Элиста: Издательство. Калмыцкого университета, 2014. - 70 с.

137. Эрдннева О .Г., Гордадзе Г.Н., Гнруц М.В.: Бадмаев Ч.М Закономерности распределения нафтенов в нефтях. Элиста: Издательство Калмыцкого университета, - 2012. - С. - 116.

133. Эрдннева О.Г.: Дербетов А.Б. Углеводородный состав нефтн Улан-Холь ского мест сраждеши. Естественные науки. - 2013. -№4. - С. 163176.

139. Эрдннева О .Г., Сангаджнева Л.Х.: БадмаевЧ.М. Большой практикум по химии нефтн: учеб. пособие: в 2-х ч. Ч. 1. Физико-химические методы исследования нефтей и нефтепродуктов - Элиста: Изд-во Калм. университета. - 2012. - С. 30.

140. Ю.Справочннк процессов нефтепереработки. Нефтегазовые технологии (Oil & Gas Technology). 2003; -№ 2J. -С 36.

141. Якушев ВВ3 Тукач С.В.: Соловьев А.А.= ЛИ С.Л. Опыт получения дизельного топлива. с ул\чшенньшнннзкотемператл7рньвш свойствами Нефтепереработка, н нефтехимия. - 2004. —№11. — С. 29.

142. Ямпольская М.Х.: Малашкевнч А.В.: Киевский В.Я.: Пет люк Ф.Б. Способы повышения эффективности работы установок первичной переработки нефтн Нефтепереработка и нефтехимия. —2003. — №6 -С.27-34.

143 . GoualL. Piri= М Evidence for Island Structures as the Dominant Architecture оf Asphaltenes. Vol.25, 1597-1604.; - 2010 r.

144.Gripathi B.C. Нефтегазовые технологии. — 2012. — №3. - С. 39- 91.

145. bid о К. Ratulowski J. Dindomk Б. Gao J.. Asphaltene NaDoa.ggrega.tes Measured in a Live Crude Oil by Centrifugation. Energy Fuels, Vol.23: pp. 4460-4469, 2009.

146. Men on K.R., van der linde В., Halliwell К. Материалы ближневосточной конференции НПЗ. Абу-Дабн, ОАЭ. Май, - 2000.

147. Sanjeev Mullick, Steve Dziuk, Dinu Ajikutira, Aspen Technology, Inc. Преимущества интеграции точного тех но логического моделирования и моделей объемного н календарного гпаннрования в нефтепереработке. Описание и производственные результаты.

14S. Saraji S. Petrophase Panel Discussion on Standardization of Petroleum Fractions. Energy Fuels Vol.24 No.4 pp 2175-2177, - 2009.

149. Share P., G. Hawkins Снижение затрат на модернизацию благодаря модульным решению! Нефтепереработка и нефтехимия. - 2011. -№11. - С.53-59.

150. Whipple Т. Пик добычи нефти и великий спад .7 Нефтегазовые технологии. - 2012. - №1. - С. 92-96.

151 White D.: Hydrocarbon Processing. - 2010. - С. 61-70.

Сшпсок приложений.

А. Справка о внедрении результатов диссертационной работы от ООО

«РН-Туапсннскин НПЗ». Б. Акт о внедрении результатов результатов диссертационной работы. Б. Список примененных методов испытаний.

Ж

ПРИЛОЖЕНИЕ А

Справка о внедрении ООО «РН-Туапсинский НПЗ».

f

ОБЩЕСТВО С ОГРАНИЧЕННОЙ ОТВЕТСТВЕННОСТЬЮ «РН-ТУАПСИНСКИЙ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ ЗАВОД»

(ООО «РН-Туапсинский НПЗ»)

ул. Сочинская, д. 1, г. Туапсе, Туапсинский район, Краснодарский край. 352800 Телефон: [phone], факс: [phone], e-mail: [e-mail], [e-mail] ОКПО 79566035, ОГРН 1052313098683, ИНН/КПП 2365004375/230750001

пТ . OL w/lt м. ю-0'lhi

на №_ от_

Справка о внедрении.

Настоящим подтверждаем, что результаты диссертационного исследования Асатрян A.A. на тему: «Повышение выхода светлых дистиллятов из смеси нефтей разных видов» обладают актуальностью, представляют практический интерес, могут использоваться для оптимизации производства, прогнозирования оптимальной рецептуры смеси нефтяного сырья для первичной переработки, увеличения глубины переработки нефтяного сырья переменного состава.

ПРИЛОЖЕНИЕ Б АКТ

о внедрении результатов диссертационной работы

УТВЕРЖДАЮ

Проректор по проектно-инновационному развитию и международной деятельности КубГТУ профессор, д.т.н.

_Калманович С.А.

« »_2018 г.

м. п.

АКТ

о внедрении результатов диссертационной работы

Асатрян Альвины Аркадяевны

на тему «Повышение выхода светлых дистиллятов из смеси нефтей разного состава»

по специальности 05.17.07 - Химическая технология топлив и высокоэнергетических веществ направленности

1. Наименование результатов НКР:

-разработан научно-методологический подход для подготовки к первичной переработки на установках АВТ смеси нефтей переменного состава,

-предложен подбор рецептуры компаундирования нефтей из разных источников, который позволяет определить максимальный выход светлых дистиллятов и повысить глубину первичной переработки нефти,

-дополнено традиционное представление об одновременной ректификации смеси нефтей разного состава на установках АВТ.

2. Научное подразделение, в котором создан РИД: кафедра Технологии нефти и газа

3. Авторы результатов НКР: Асатрян Альвина Аркадяевна, Ясьян Юрий Павлович.

4. Сроки начала использования результатов НКР: с 04 июня 2018 года.

5. Назначение использования результатов НКР: дополнение курса лекций для студентов-магистров направления 18.04.01 «Химическая технология» в курсе «Современные технологии переработки нефти и газа».

ПРИЛОЖЕНИЕ В Список использованных методов испытаний.

1. ГОСТ 11011-85 Нефть и нефтепродукты. Метод определения фракционного состава в аппарате АРН-2.

2. ГОСТ 12329-77 Нефтепродукты и углеводородные растворители. Метод определения анилиновой точки и ароматических углеводородов

3. ГОСТ 13379-82 Нефть. Определение углеводородов С1-С6 методом газовой хроматографии.

4. ГОСТ 20287-91 Нефтепродукты. Методы определения температур текучести и застывания.

5. ГОСТ 2177-99 Нефтепродукты. Методы определения фракционного состава.

6. ГОСТ 2477-2014Нефть и нефтепродукты. Метод определения содержания воды.

7. ГОСТ 33-2000 Нефтепродукты. Прозрачные и непрозрачные жидкости. Определение кинематической вязкости и расчет динамической вязкости.

8. ГОСТ 3900-85. Нефть и нефтепродукты. Методы определения плотности.

9. ГОСТ 5066-91 Топлива моторные. Методы определения температуры помутнения, начала кристаллизации и кристаллизации.

10.ГОСТ 5475-69. Настоящий стандарт распространяется на растительные

масла и устанавливает методы определения йодного числа.

11.ГОСТ Р 51947 Нефть и нефтепродукты. Определение серы методом энергодисперсионной рентгенофлуоресцентной спектрометрии.

12.ГОСТ Р 50802 Нефть. Метод определения сероводорода, метил- и этилмеркаптанов.

13.ГОСТ Р 51858-2002 Нефть. Общие технические условия.

14. ГОСТ Р ИСО 3839-2009 Определения бромного числа дистиллятов и алифатических олефинов. Электрометрический метод.

15.ГОСТ Р ИСО 3839-2009 Нефтепродукты. Определение бромного числа дистиллятов и алифатических олефинов. Электрометрический метод.

16.ЛБТМ Э 3710-95 Стандартный метод определения интервала кипения бензина и бензиновые фракций методом газовой хроматографии.

17.ЛБТМ Э5307-97 Стандартный метод определения температурного интервала кипения сырой нефти с помощью газовой хроматографии.

18.ЛБТМ Э5307-97 Стандартный метод определения температурного интервала кипения сырой нефти с помощью газовой хроматографии

19.ЛБТМ Э 2887-08 Стандартный метод распределения температурных пределов кипения нефтяных фракций с помощью газовой хроматографии.

20.ЛБТМ Э 2892-15 Стандартный' метод перегонки сырой'нефти (ректификационная колонна с 15 теоретическими тарелками).

21.ЛБТМ Э 6352-15 Стандартный метод определения распределения нефтяных дистиллятов по интервалу точек кипения в температурном диапазоне от 174°С до 700°С с помощью газовой хроматографии.

22.ЛБТМ Э86-12 Стандартный метод перегонки нефтепродуктов при атмосферном давлении.