Основные виды сырья нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности

из "Экономика нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности "

Рост потребности в продукции нефтепереработки и нефтехимии обусловливает необходимость быстрого развития сырьевой базы, расширения ее ассортимента, удешевления и повышения качества исходного сырья. [c.37]
Нефтеперерабатывающая и нефтехимическая промышленность относится к числу производств, в формировании экономических показателей которых сырье играет важнейшую роль. [c.37]
Следовательно, затраты на сырье составляют 48--76%. Несколько ниже—35-40% затраты на сырье в себестоимости таких мономеров, как этилен, пропилен, дивинил, изопрен. Резкое возрастание сырьевой составляющей в себестоимости наблюдается в производстве товарных нефтехимических продуктов. [c.37]
Природный газ используется на нефтехимических предприятиях для производства аммиака, ацетилена, мочевины, газовой сажи и ряда других полупродуктов, на базе которых в последующем вырабатываются смолы, акрилонитрил, синтетические каучуки и синтетические волокна. В природном газе содержится до 90—98% метана, наличие более тяжелых углеводородов ограничено. Состав и высокая теплотворная способность газа, достигающая 8600 ккал на 1 м3, предопределяют его основное использование в качестве топлива. Достаточно широко он применяется в химической промышленности для производства аммиака, Мочевины и на их. основе азотных удобрений. Предполагается, что в перспективе будет использоваться на производственные цели примерно 7,6% природного газа. [c.38]
Попутный газ — ценное сырье для нефтехимических производств. В нем содержится, наряду с метаном, большое количество этана, пропана, бутанов, пентанов и гексанов. На основе попутных газов организовано производство важнейших мономеров этилена, пропилена, дивинила, изопрена, бензола, являющихся в свою очередь основным сырьем для производства спиртов, синтетических каучуков, пластмасс. [c.38]
пропан и н-бутан — прекрасное сырье для пиролиза бутан, изобутан и изопентан — основные виды сырья в производстве дивинила и изопрена. [c.38]
Масштабы получения и использования попутного газа предопределяются рядом факторов объемом добычи нефти, величиной газового фактора (объема газа, извлекаемого при добыче 1 т нефти), составом газа, степенью улавливания газа, глубиной извлечения ценных компонентов при его переработке на ГПЗ. [c.38]
Наибольший газовый фактор имеют нефтяные месторождения Западной Украины и Саратовской области. Вместе с тем эти попутные газы бедны тяжелыми углеводородами (С3, С4), а следовательно, не могут с достаточной полнотой использоваться нефтехимической промышленностью. [c.38]
Наибольший практический интерес представляют попутные газы Северо-Кавказского района, Восточной Украины, Татарии, Башкирии, Куйбышевской области и Западной Сибири. Газовый фактор на этих месторождениях составляет 50—80 м3 на 1 т нефти, добыча нефти достаточно концентрирована, в составе газа содержится большое количество этана, пропана, бутана, пентана, а также изобутана и изопентана (табл. 1). [c.38]
В настоящее время используется немногим более 60% добываемого попутного газа. Часть из него поступает на переработку на ГПЗ, часть используется в качестве топлива. [c.38]
На газоперерабатывающих заводах попутный газ осушается, очищается от твердых взвесей, серы и двуокиси углерода и разделяется на сухой газ (в основном метан) и нестабильный бензин, представляющий собой смесь этана, пропана, бутанов, пен-танов и более тяжелых углеводородов. В последующем сухой газ используется как топливо, нестабильный бензин либо передается нефтеперерабатывающим и нефтехимическим предприятиям, либо подвергается разделению на индивидуальные углеводороды на самих ГПЗ. В последнем случае товарными продуктами ГПЗ являются этан, пропан, изобутан, бутан, пентан, изопентан и газовый бензин. [c.39]
места переработки нестабильного бензина (газоперерабатывающий завод или непосредственно завод-потребитель) зависит от дальности его транспортировки и объема потребления. [c.39]
В настоящее время себестоимость индивидуальных углеводородов колеблется в широких пределах, что определяется масштабами переработки и глубиной использования сырья. [c.39]
Масштабы и экономичность извлечения газов стабилизации нефти зависят от наличия стабилизационных установок на месторождениях, глубины стабилизации нефти на них, типов сепараторов и методов распределения затрат между нефтью и газом. Глубокая стабилизация нефти в местах ее добычи требует значительных эксплуатационных затрат, которые составляют примерно 10 коп. на 1 т нефти. При отнесении этих затрат на газовый бензин себестоимость его будет выше, чем себестоимость выделения этих продуктов непосредственно на нефтеперерабатывающих заводах. В связи с этим глубокая стабилизация экономически оправдана в случае существенного сокращения потерь сжиженных газов и легких фракций нефти при перекачке. [c.40]
Методы и степень стабилизации нефти могут быть различными. Для нефтей с содержанием легких углеводородов до Се включительно 3—3,5% стабилизацию возможно осуществлять сепарацией при температуре обезвоживания нефти. Для нефтей с содержанием легких углеводородов выше 3,5% стабилизацию необходимо осуществлять с частичной ректификацией и отбором этих фракций под вакуумом. Степень стабилизации будет определяться по упругости паров нефти после стабилизации. При упругости паров 300—350 мм рт. ст. потери легких фракций при транспортировке и хранении в резервуарах будут невелики. [c.40]
В новых районах добычи и переработки целесообразно создание полностью герметизированных схем транспорта нефти от нефтяных скважин до НПЗ. [c.40]

Вернуться к основной статье