Общие подходы к разработке технологии переработки углеводородного сырья

      Напомним  два существенных обстоятельства. Рентабельность производства на западных НПЗ, где глубина переработки нефти достигла 80%, составляет 2—3%. Когда отечественные НПЗ выйдут на этот уровень глубины переработки, они достигнут того же уровня рентабельности при равных налоговых условиях. Вторым обстоятельством является следующий факт: как и во второй половине 80-х годов прошлого века, в рассматриваемый прогнозный период капитальные вложения в развитие добычи нефти будут на порядок выше, чем в нефтепереработку, с целью получения того же количества нефтепродуктов.

      Таким образом, отечественным нефтяным компаниям  следует объединить с государственными органами усилия по поддержке отечественной науки и специализированного машиностроительного производства в данной области. Тогда энергоемкость отечественных установок не будет в 5,5 раз превосходить энергоемкость зарубежных аналогов, а расход катализатора на тонну сырья — в 2—3 раза превышать западные нормы. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      8. Общие требования  к проектированию  на основании ПБ-09-540-03 и ПБ-09-563-03. 

      Выписка из общих требований ПБ-09-540-03:

      2.1. Разработка технологического процесса, разделение технологической схемы  на отдельные технологические  блоки, ее аппаратурное оформление, выбор типа отключающих устройств и мест их установки, средств контроля, управления и противоаварийной защиты при обоснованной технологической целесообразности должны обеспечивать минимальный уровень взрывоопасности технологических блоков, входящих в технологическую систему.

      2.2. Проектной организацией производится  оценка энергетического уровня  каждого технологического блока  и определяется расчетом категория  его взрывоопасности (приложение 1), дается обоснование эффективности  и надежности мер и технических средств защиты, их способности обеспечивать взрывобезопасность данного блока и в целом всей технологической системы.

      2.3. Категорию взрывоопасности блоков, определяемую расчетом, следует  принимать на одну выше, если  обращающиеся в технологическом блоке вещества (сырье, полупродукт, готовый продукт) относятся к I или II классу опасности или обладают механизмом остронаправленного действия.

      2.4. При наличии в технологической  аппаратуре вредных веществ или  возможности их образования организацией разрабатываются необходимые меры защиты персонала от воздействия этих веществ при взрывах, пожарах и других авариях.

      2.5. Ведение взрывопожароопасных технологических  процессов осуществляется в соответствии  с технологическими регламентами  на производство продукции. Порядок разработки, утверждения и согласования технологических регламентов, а также внесения в них изменений и дополнений определяется в установленном порядке.

      Внесение  изменений в технологическую  схему, аппаратурное оформление, в системы контроля, связи, оповещения и противоаварийной автоматической защиты (ПАЗ) может осуществляться после внесения изменений в проектную и техническую документацию, согласованных с разработчиком проекта или с организацией, специализирующейся на проектировании аналогичных объектов, при наличии положительного заключения экспертизы промышленной безопасности по проектной документации, утвержденного в установленном порядке. Внесенные изменения не должны отрицательно влиять на работоспособность и безопасность всей технологической системы в целом.

      2.6. Для производств и отдельных  технологических процессов, связанных  с получением, переработкой и  применением конденсированных взрывчатых  веществ (ВВ) в жидкой или твердой  фазе, меры взрывозащиты и взрывопредупреждения разрабатываются по соответствующим нормативным документам. 

      Выписка из общих требований ПБ-09-563-03:

      2.1. Технологические процессы следует  разрабатывать на основании исходных  данных на технологическое проектирование  в соответствии с требованиями  обеспечения промышленной безопасности.

      2.2. Для всех действующих и вновь  вводимых в эксплуатацию производств,  опытно-промышленных, опытных установок  и мини-НПЗ разрабатываются и  утверждаются в установленном  порядке технологические регламенты. Состав и содержание разделов технологических регламентов должны соответствовать установленным требованиям на технологический регламент на производство продукции нефтеперерабатывающих производств.

      2.3. В технологических регламентах  должны быть разработаны условия  безопасного пуска нефтеперерабатывающих производств при отрицательных температурах наружного воздуха.

      2.4. Технологическое оборудование, средства  контроля, управления, сигнализации, связи  и противоаварийной автоматической  защиты (ПАЗ) должны подвергаться  внешнему осмотру со следующей периодичностью:

  технологическое оборудование, трубопроводная арматура, электрооборудование, средства защиты, технологические трубопроводы - перед  началом каждой смены и в течение  смены не реже чем через каждые 2 часа операторами, машинистом, старшим по смене;

  средства  контроля, управления, исполнительные механизмы, средства противоаварийной защиты, сигнализации и связи - не реже одного раза в сутки работниками  метрологической службы;

  вентиляционные  системы - перед началом каждой смены  старшим по смене;

  средства  пожаротушения, включая автоматические системы, - не реже одного раза в месяц  специально назначенными лицами совместно  с работниками пожарной охраны.

  Результаты  осмотров должны заноситься в журнал приема и сдачи смен.

      2.5. Для каждого взрывопожароопасного объекта должен быть разработан план локализации аварийных ситуаций (ПЛАС), в котором, с учетом специфических условий подразделения, предусматриваются необходимые меры и действия персонала по предупреждению аварийных ситуаций и аварий, а в случае их возникновения - по их локализации, исключению отравлений, воспламенения или взрывов, максимальному снижению тяжести их последствий.

      Порядок разработки и содержание планов локализации  аварийных ситуаций следующий:

      2.5.1. ПЛАС предусматриваются средства оповещения об аварии всех находящихся на территории организации лиц и меры, исключающие образование источников зажигания в обозначенных соответствующими табличками зонах.

      2.5.2. Перечень производств и отдельных  объектов, для которых разрабатываются планы локализации аварийных ситуаций, определяется и утверждается руководителем организации в установленном порядке.

      2.5.3. Знание ПЛАС проверяется при  аттестации, а практические навыки - во время учебно-тренировочных  занятий с персоналом, проводимых  по графику, утвержденному главным инженером (техническим директором).

      2.5.4. На производственных участках, для  которых не требуется разработка  ПЛАС, персонал обязан руководствоваться  в случае аварии инструкциями  по соответствующим рабочим местам  в части обеспечения промышленной безопасности, утвержденными главным инженером (техническим директором) организации.

      2.6. На взрывопожароопасных производствах  или установках не допускается  проведение опытных работ по  отработке новых технологических  процессов или их отдельных стадий, испытанию головных образцов вновь разрабатываемого оборудования, опробованию опытных средств и систем автоматизации без разработанных дополнительных мер, обеспечивающих безопасность работы установки и проведения опытных работ. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Заключение 

      В наступившем XXI в. актуальнейшей проблемой мировой экономики будет исчерпание запасов нефти. Извлекаемых её запасов в мире (140 млрд т) при сохранении нынешнего уровня добычи (3,2 млрд т) хватит примерно на 40 лет. А запасов нефти в России (< 7 млрд т) при нынешнем уровне добычи - 300 млн т/год - хватит лишь на 22 года. Запасы ее в последнее десятилетие практически не восполнялись новыми геологическими открытиями месторождений типа Самотлора и к тому же они истощались в результате неэффективной разработки и неглубокой переработки. Так, за период с 1991 по 2009 год темпы прироста извлекаемых запасов нефти по отношению к объему ее добычи уменьшились с 1,81 до 0,42. К тому же в ближайшие два-три десятилетия мы обречены работать с трудно извлекаемыми низко рентабельными запасами, малодебитными месторождениями с высокой степенью выработанности начальных запасов нефти. С ростом выработанности естественно растет обводненность добываемой нефти, снижаются дебиты скважин и темпы отбора запасов. Обводненность извлекаемой нефти в среднем по России в настоящее время составляет 82 %. Дебиты добывающих нефтяных скважин снизились за последние 20 лет более чем в 5 раз, при этом в некоторых регионах (Татнефть, Башнефть. Пермьнефтъ) их уровень составляет около 5 т/сутки.

      Таким образом, проблема дефицита дешевой  нефти для России становится исключительно актуальной. Но тем не менее Россия, как и в годы «нефтяного бума», продолжает экспортировать нефти в больших объемах (около половины добычи). Не исключено, что, если своевременно не покончить с ошибочными представлениями о «неиссякаемости, неисчерпаемости и дешевизне нашей нефти», то через несколько десятилетий придется внести её в «Красную книгу» природных ресурсов, и последующее поколение россиян будет вынуждено синтезировать ее из твердых горючих ископаемых. А чтобы этого не произошло, перед государством стоит актуальнейшая задача разрабатывать новые подходы или новые направления глубокой переработки углеводородного сырья, которые позволят осуществить безостаточную, практически 100 % конверсию любого углеводородного сырья (жидкого, твердого, газообразного) в целевые легкие углеводороды. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Список  использованной литературы 

1. Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа. Уфа, Гилем, 2002. 672 с.
2. Шафраник Ю.К. Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития. М:,  1996. 240 с.
3. Мановян А.К. Технология переработки природных энергоносителей.

М: Колосс, 2004. 456 с.

      4. Общие правила взрывобезопасности  для взрывопожаробезопасных химических, нефтехимических и нефтеперерабатывающих производств ПБ 09-540-03.

      5. Правила промышленной безопасности  для нефтеперерабатывающих производств  ПБ 09-563-03.