На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 10.07.2012. Сдан: 2010. Страниц: 8. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Содержание 

1. Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли 3
1.1 Общая характеристика нефтяного комплекса 3
1.2  Добыча и переработка нефти 11
1.3. Конъюнктура международного и отечественного рынка нефти и нефтепродуктов 15
2. Приложение 18
Список использованной литературы 21
 


    1. Нефтедобывающая и нефтеперерабатывающая отрасли

      Общая характеристика нефтяного  комплекса
 
    Нефть и нефтепродукты обеспечивают около  трети топливно-энергетических потребностей страны и являются одним из главных  источников валютных поступлений. Поэтому  состояние нефтедобывающей и  нефтеперерабатывающей отраслей в  значительной мере определяет и состояние  экономики России в целом1.
    По  запасам нефти Россия занимает шестое место в мире, уступая Саудовской Аравии, Кувейту, ОАЭ, Ираку и Ирану. В 80-е годы СССР занимал первое место  в мире по добыче нефти (более 600 млн  т). В последние годы добыча нефти  в России упала на 40% с 516 млн т (1990 г.) до 305 млн т в год (1999 г.) и тем не менее составляет 9% мировой добычи.
    Нефтедобывающая отрасль оказалась одной из наиболее дезинтегрированных отраслей народного  хозяйства, распавшейся в период приватизации госсобственности на ряд  самостоятельных компаний. Количество действующих организаций с 1990 г. по 2003 г. выросло в 6,7 раза, численность работающих – в 2,3, численность рабочих – в 2,4 раза, в то же время добыча нефти сократилась в 1,5 раза. Достигнув в 1987 – 1988 гг. максимума (569,5 – 568,4 млн т), уровень добычи нефти с конденсатом стал снижаться, достиг минимума 303 млн т в 1998 г., после дефолта стал подниматься и в 2004 г. достиг 459 млн т.
    Нефть в топливном балансе России издавна  играла и в перспективе будет  играть значительную роль. Нефтяная промышленность зародилась в России в середине XIX в. В 1913 г. на нее уже приходилось более 30% добычи минерального топлива в стране (9,3 млн т). В 1987 г. в СССР был достигнут абсолютный максимум добычи нефти (624 млн т), большая часть которой приходилась на РФ.
    До 40-х годов в СССР добывалась нефть  в основном на Кавказе — в районе Баку (Апшеронский полуостров, Азербайджан) и на Северном Кавказе (Грозный, Чеченская  Республика). Кавказская нефть составляла 87% общесоюзной добычи (для сравнения: в 1997 г. в Азербайджане было добыто около 10 млн т нефти, а в России — около 300 млн т). В Северо-Кавказском экономическом районе РФ выделяются Дагестанская, Грозненская (малосернистая нефть с большим содержанием смол). Ставропольская и Краснодарская (мало серы и смол, значительный удельный вес бензиновых фракций и попутных газов) нефтегазоносные области. Добыча в 1993 г. составляла здесь около 8 млн г нефти (в т. ч. 4 млн т — нефть Грозненского месторождения).
    К 1970 г. на первое место в стране вышел Волго-Уральский нефтегазоносный район (более 70% общесоюзной добычи). Максимальный уровень добычи был достигнут в 1975 г. — 226 млн т. в т. ч. в Татарии — 75 млнт; в Башкирии — 39 млн т. Для сравнения: в 1995 г. в Татарии было добыло 25,7 млн г нефти и в Башкирии — 15,7 млн т. Нефть Волго-Уральского бассейна (второго ныне в республике по добыче — 25%) отличается повышенной сернистостью (до 3% серы), что требует специальной очистки, но при этом содержит большое количество легких углеводородов. Залежи нефти разведаны в Татарстане, Башкортостане, Удмуртии, Самарской, Пермской, Саратовской, Волгоградской областях.
    В 60-е гг. началась разработка нефти  на месторождениях Тимано-Печорской  провинции в Республике Коми и, чуть позже, в Ненецком автономном округе (максимальный уровень добычи — 20,4 млн т, 1980 г.; в 1993 г. — всего 9,3 млн т). Площадь перспективных на нефть и газ земель в этом районе составляет 126 тыс. км2. По прогнозным оценкам запасы составляют около 3 млрд т нефти (и 1,17 трлн м3 газа). Нефть отличается высокой вязкостью, что затрудняет эксплуатацию месторождений. Крупнейшие из них — Усииское и Возейское.
    В настоящее время основной район  добычи нефти в РФ — Западная Сибирь, где открыто около 300 нефтяных и газоносных месторождений (свыше 70% общей российской добычи нефти и газа). Начало освоения месторождений Среднего Приобья относится к I960 г. Сибирская нефть имеет высокое качество. Основными месторождениями являются Самотлорское, Усть-Балыкское, Мегионское, Федоровское, Сургутское и др. В 1988 г. добыча нефти в Тюменской области (включающей в состав Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий автономные округа) достигла максимальной отметки 415 млн т. затем стала стремительно снижаться: 1991 г. — 329 млн т: 1992 г. — 274 млн т; 2001 г. — 230 млн т. Причин тому несколько, включая и технологические проблемы самой отрасли и проблемы всей экономики РФ в переходный период. Многие нефтяные скважины были даже законсервированы.
    За  пределами основных нефтяных районов  добыча нефти на территории РФ ведется также на Дальнем Востоке, где наиболее значительные месторождения находятся на острове Сахалин, в Калининградской области, в Томской области и др.
    В 2001 г. в РФ было получено (вместе с газовым конденсатом) около 340 млн т нефти, в том числе: в Тюменской области — около 230 млн т, в Татарии — около 30 млн т, Башкирии — около 11 млн т.
    В прошлом в России нефть из районов  добычи в районы потребления перевозилась по железным дорогам в цистернах  и танкерами по водным путям. В настоящее время большая часть нефти перекачивается по нефте- и нефтепродуктопроводам, протяженность которых в России составляет более 62 тыс. км (2001 г.). Они соединяют нефтедобывающие районы со всеми частями страны. Нефть России экспортируется в страны СНГ. Восточной и Западной Европы. В последние годы в результате снижения объема переработки резко сократился экспорт нефтепродуктов. А поставки сырой нефти за рубежи России наоборот выросли и составляли 110 млн т в дальнее зарубежье и 17 млн т — в страны СНГ в 1997 г. В 2001 г. экспортировалось уже 150 млн г сырой нефти (включая транзит азербайджанской, казахстанской и туркменской нефти), в т. ч. в страны вне СНГ — около 130 млн т.2 

    Современное положение отрасли. Запасы. Запасы нефти в России оцениваются, по различным источникам, от 20 до 35 млрд тонн. Такой разброс свидетельствует о приблизительности и неточности расчетов, что связано с резким сокращением геолого-разведочных работ или намеренным искажением информации о запасах для привлечения инвесторов.
    В целом нефтяная отрасль России характеризуется  ухудшением состояния сырьевой базы в количественном отношении, что  выражается в сокращении объемов запасов и добычи, и в качественном отношении, что связано с ростом доли трудноизвлекаемых запасов.
    Основными причинами такого состояния являются:
    - естественное истощение сырьевой базы на определенном этапе эксплуатации, которое приводит к уменьшению отдачи от каждой единицы вложенных инвестиций;
    - сокращение инвестиций в отрасль в абсолютном измерении в 90-е гг.;
    - направление инвестиций в 80-е гг. в другие регионы СССР: наиболее значительные бюджетные инвестиции в нефтяную отрасль направлялись на развитие крупнейшего Тенгизского месторождения в Казахстане;
    - потеря подготовленной сырьевой базы в результате распада СССР, что привело к необходимости интенсивной эксплуатации уже работающих скважин, их износу и увеличению объема трудноизвлекаемых запасов.
    Если  в 80-е гг. объем инвестиций в геолого-разведочные  работы мог компенсировать действие первой причины, то совместное действие всех перечисленных причин привело  к устойчивому падению добычи нефти в начале 90-х гг. и неустойчивой стабилизации середины 90-х гг.
    Количество  нефтяных запасов сокращается (начиная  с 1994 г. прирост запасов нефти не превышает объемов добычи, увеличиваются объемы списания неподтвердившихся запасов).
    Качество  нефтяных запасов характеризуется  ростом доли трудноизвлекаемых запасов  до 55-60%, снижением качества самих  трудноизвлекаемых запасов (если раньше 55% разрабатываемых запасов составляли запасы с дебитами скважин менее 25 тонн/сутки, то теперь эту долю составляют запасы с дебитами менее 10 тонн/сутки), общим снижением качества запасов (свыше трети разрабатываемых запасов имеют степень обводненности в 70%). В поисках новых месторождений нефтедобыча перемещается все дальше на север и восток страны, а также в пустынные районы Прикаспия. Основными нефтяными базами Российской Федерации являются Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция с шельфом Карского моря, Волго-Уральская провинция, а также перспективная Баренцево-Печорская провинция с большими ресурсами на морском шельфе. Перспективны также шельфовые зоны острова Сахалин, полуострова Камчатка и Каспийского моря. Огромные потенциальные запасы нефти выявлены в Восточной Сибири, Якутии (Вилюйская котловина), а также на шельфе Охотского, Берингова, Чукотского морей.
    Освоение  этих запасов позволит России в течение  ближайших 50—70 лет оставаться одной  из крупнейших нефтегазовых держав мира, однако суровые природно-климатические  условия арктических и дальневосточных морей потребуют принципиально новых технологических решений, приведут к удорожанию добычи, и эффективность добычи нефти в этих условиях будет постоянно снижаться.3 

    Распад  СССР привел к острой нехватке оборудования для нефтяной промышленности, т.к. 70% оборудования производилось в Азербайджане, в то же время износ фондов составляет порядка 80%. Кроме того, на состояние  нефтяной промышленности влияют тяжелые  условия разработки месторождений, отдаленность источников и уровень  транспортных тарифов на перекачку  и перевозку нефти, падение объемов  геологоразведочных работ и разведанных  запасов, износ технологического оборудования, а также высокий уровень налогов  и сложившийся уровень неплатежей. Все это происходит на фоне ограниченности инвестиций и, практически, отсутствия собственной базы воспроизводства  и разработки необходимого технологического оборудования, особенно для разведки нефтеносных приисков.
    На  начало 1998 г. Россия отставала от мировых лидеров-экспортеров в 4-5 раз по обеспеченности нефтедобычи подтвержденными запасами. Технологическая отсталость нефтеперерабатывающей промышленности обуславливает экспорт преимущественно сырой нефти, т.к. внутренняя цена отечественных нефтепродуктов оказывается выше мировых цен. Средняя глубина переработки нефти на наших нефтеперерабатывающих заводах выросла от 64% в 1985 г. до 70%, выход светлых нефтепродуктов из тонны нефти колеблется на уровне 50-60%, тогда как мировой уровень цен соответственно 85-90% и 92%.
    В 2004 г. вывоз сырой нефти составил 258 млн т, нефтепродуктов – 82,4 млн т. Падение объемов переработки нефти выше падения добычи, т.к. большая часть нефти на экспорт идет не переработанной.4
      Говоря о перспективах добычи нефти в целом по России, отмечу, что несмотря на огромный объем слаборазведанных запасов большая их часть при детальной разведке не подтверждается. В России явно недостаточно месторождений, имеющих детальную оценку и четкие технико-экономические расчеты эффективности добычи. Проводить такие расчеты крайне сложно в условиях быстрой смены правил игры на нефтяном рынке, правил транспортировки нефти и других институциональных условий. Поэтому даже при освоении новых провинций (Тимано-Печорской, Восточно-Сибирской и Прикаспийской) вряд ли следует ожидать значительного увеличения объемов добычи. Таким образом, нефтедобыча в России обречена на переход в регрессивную стадию, когда рост издержек добычи ведет к снижению доходов и нормы прибыли. Вслед за этим сократятся налоговые платежи государству, инвестиционная привлекательность отрасли (связанная со снижением рентабельности и ростом рисков, присущих нефтедобыче на поздней стадии естественной динамики), увеличится безработица и деградация регионов нефтедобычи.
Не случайно крупнейшие российские нефтяные компании собираются участвовать в разработке месторождений в развивающихся странах, поскольку диверсификация источников сырья позволит избежать значительных транспортных расходов и повысит устойчивость функционирования компаний.
    Добыча. В 2000 г. в России было добыто 313 млн тонн нефти (на 6% больше, чем в 1999 г.) и 28,7 млрд куб.м нефтяного газа (на 2,5% больше, чем в 1999 г.). Увеличилась среднесуточная добыча в 27 из 35 нефтедобывающих районах России, особенно в Сахалинской, Архангельской, Томской, Тюменской областях, Республике Коми и Татарстане. Среди федеральных округов на первом месте по добыче нефти и газового конденсата находится Уральский (66% от общего объема добычи). На долю Приволжского округа приходится 23% добычи, Северо-Западного округа - 4%. Среди субъектов Российской Федерации выделяются Ханты-Мансийский АО (181 млн тонн), Ямало-Ненецкий АО (32 млн тонн), Татарстан (27 млн тонн), Башкортостан (12 млн тонн), Республика Коми (10 млн тонн), Оренбургская и Пермская области (более 9 млн тонн каждая), Самарская область и Удмуртия (по 8 млн тонн), Томская область (около 7 млн тонн). На долю перечисленных субъектов российской Федерации приходится 94% всей добываемой в стране нефти.
    Западная  Сибирь является главным добывающим регионом страны. Однако условия нефтедобычи  в регионе заметно ухудшаются. Произошло сокращение дебитов скважин  в 5 раз (в среднем по России —  в 2,3 раза), уменьшение запасов новых  месторождений — в 8 раз, доля разрабатываемых месторождений с затратами, превышающими среднеотраслевую себестоимость, увеличилась на 10%, доля дорогостоящих запасов среди прогнозных увеличилась более чем на 50%.
    Эти показатели свидетельствуют о переходе главного нефтяного региона страны из зрелой стадии естественной динамики в позднюю, характеризующуюся ухудшением качества запасов и снижением добычи. Если раньше динамика объемов добычи нефти и ее запасов определялась не только степенью выработанности уже открытых месторождений, но и вводом в эксплуатацию новых, то теперь объемы влияния второго фактора будут весьма незначительны. Высокая степень геологической изученности Западной Сибири свидетельствует о том, что освоение перспективных месторождений нефти не сможет существенным образом повлиять на динамику добычи в связи с быстрым выбыванием староосвоенных месторождений.
    На  смену стареющей Западной Сибири должен прийти новый регион или группа регионов, как в свое время регионы  Баку и Поволжье. Однако деконцентрация ресурсов и собственности формируют новую тенденцию в нефтедобыче. Поскольку финансовые ресурсы резко ограничивают возможности освоения новых районов, оказывается более выгодным в настоящее время использовать новые технологии добычи на староосвоенных месторождениях, извлекая не 30—40% запасов, как это было в советский период, а 50—60% запасов. Как следствие возник спрос на высокотехнологичное оборудование западных фирм, позволяющих реанимировать старые месторождения. Добычей нефти стали заниматься во всех регионах России, где есть даже небольшие месторождения, поэтому обозначилась тенденция увеличения районов добычи нефти.
    Транспортировка нефти. Наряду с ухудшением качества и количества запасов нефти постоянно ухудшаются условия ее транспортировки. При распаде СССР Россия потеряла большинство нефтеналивных терминалов на Балтийском и Черном морях. Это привело к увеличению затрат на транзит и перевалку нефти через порты Прибалтики и Украины, составляющих 600 млн долл. в год.
    Кроме того, система магистральных трубопроводов, созданная в советское время, характеризуется крайней изношенностью. Из 61 тыс. км магистральных нефтепроводов  и нефтепродуктопроводов третья часть эксплуатируется уже более 30 лет, половина — более 20 лет и  лишь 12% от общей протяженности нефтепроводов  эксплуатируются от 10 до 20 лет. Значительный срок эксплуатации системы нефтепроводов, их интенсивное использование (ежегодный объем транспортировки нефти превышал 500 млн тонн), нехватка средств у предприятий приводят к высокой степени аварийности транспортировки нефти. Ежедневно происходит 75- 80 прорывов трубопроводов, сопровождающихся разливами нефти и гибелью экосистем. Кроме того, изношенность системы нефтепроводов становится причиной дополнительных затрат на ремонтно-восстановительные работы. Объем затрат для всех эксплуатируемых нефтепроводов ОАО «АК "Транснефть"» оценивается в 6,5 млрд долл. Ежегодно компанией производится ремонт 1,4тыс. км магистральных нефтепроводов, т. е. 3% от общей протяженности, которая составляет 47 тыс. км. Средняя стоимость ремонта составляет 140-150 тыс. долл./км.
    В последние годы Россия предпринимает  попытки решения транспортных проблем. Строятся новый нефтяной порт в Приморске (Ленинградская обл.) и Балтийская трубопроводная система реализуется  проект Каспийского трубопроводного  консорциума, поставляющего казахстанскую  нефть через Новороссийск на экспорт, создаются региональные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы. Однако это  весьма капиталоемкие проекты, которые  способны улучшить ситуацию, но не решить проблему транспортировки кардинально. Стоимость транспортировки будет возрастать, что также ставит под сомнение целесообразность существенного увеличения добычи.
    Помимо  геолого-разведочных работ, добычи и транспортировки нефти в  состав нефтяного комплекса входят переработка нефти и получение  нефтепродуктов.
    Переработка нефти. Нефтеперерабатывающая промышленность; всегда была самым слабым звеном российского нефтяного комплекса. Длительный период строительства нефтеперерабатывающих заводов приводил к тому, что получаемая продукция по своим характеристикам уступала продукции европейских заводов, и к 90-м гг. отставание достигло такого уровня, когда оказалось более выгодной переработка нефти на Западе, с последующим импортом нефтепродуктов. Глубина переработки нефти в России coставляла 58-59% по сравнению с 85-90% на Западе. Кроме того распад СССР привел к тому, что значительные мощности нефтепереработки оказались за пределами России, а конфликт в Чечне остановил работу Грозненского нефтеперерабатывающего завода, Резкое сокращение внутреннего спроса на нефтепродукты также: повлияло на работу нефтеперерабатывающих предприятий.
    За  последнее десятилетие производство моторного топлива сократилось в 2 раза, нефтебитума, электродного кокса, ароматики в 2-3 раза, твердых парафинов, основных продуктов нефтехимии и сырья для сажи - почти в 7 раз.
    Принятые  во второй половине 90-х гг. меры по переоборудованию нефтеперерабатывающих предприятий, подконтрольных крупнейшим нефтяным компаниям, создание специализированной нефтехимической компании «Сибур», получившей в 2000 г. специальную премию «За возрождение отрасли», привели к стабилизации производства и небольшому росту в 2000 г. Вместо 34 действовавших в 1990 г. предприятий сейчас работает около 500 нефтеперерабатывающих предприятий. Объем первичной переработки нефти увеличился в течение 2000 г. на 2,7% и достиг 173 млн тонн. Производство смазочных масел увеличилось на 15,1%, автомобильного бензина - на 3,6%, дизельного топлива — на 5,1%. Учитывая, что прирост потребления дизельного топлива в 2000 г. составил 13%, а прирост парка легковых автомобилей в России ежегодно составляет около 13% (около 1 млн штук в год), можно сказать, что российская нефтепереработка не успевает удовлетворять спрос на внутреннем рынке и резервы для роста существуют, несмотря на конкуренцию со стороны крупнейших зарубежных компаний («Бритиш петролеум», «Шелл»),
    Серьезным ограничителем развития нефтеперерабатывающей  промышленности в России является экологическая  ситуация в городах с нефтепереработкой. Ежегодно каждое предприятие нефтепереработки выбрасывает в атмосферу от 40 до 60 тыс. тонн загрязняющих веществ (всего - 736 тыс. тонн в 2000 г.), включая летучие органические соединения, на которые приходится около 55% всех выбросов, а также диоксид серы (18%), углеводороды (16%), оксиды углерода и азота. Сброс сточных вод в поверхностные водоемы составляет около 380 млн куб. м. Не случайно все города с крупными нефтеперерабатывающими предприятиями (Ангарск, Уфа, Салават, Кириши, Новокуйбышевск, Сызрань, Омск, Орск, Ярославль, Волгоград) относятся к городам с крайне неблагоприятной экологической обстановкой.
    Сбыт  нефтепродуктов. Завершающим звеном нефтяного комплекса выступает сбыт нефтепродуктов. Для оптовой торговли существует сеть нефтебаз, связанных с нефтеперерабатывающими предприятиями нефтепродуктопроводами, железнодорожным сообщением, водным транспортом. Для розничной торговли создается сеть автозаправочных станций с магазинами и техобслуживанием. В настоящее время на каждую АЗС в России приходится около 4 тыс. автомобилей, что в два раза больше, чем в Европе. Поэтому крупнейшие нефтяные компании планируют в ближайшие годы удвоить количество АЗС в России, и даже развивать сети АЗС в других странах мира, включая США и европейские страны.
    Пространственная  организация сбыта нефтепродуктов, включающая нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), нефтебазы и АЗС, является интереснейшей экономико-географической задачей, для решения которой используются ГИС-технологии. Главными факторами для размещения НПЗ служат наличие крупных потребителей нефтепродуктов, узловое транспортное положение, наличие водных ресурсов. Нефтебазы располагаются в городах и сельских районах, АЗС имеют внутригородское и придорожное размещение. К размещению НПЗ, нефтебаз и АЗС может быть применена модель Кристаллера для сферы услуг, с сетками различных радиусов (для АЗС - 0,5-5 км, для нефтебаз - 50 км, для НПЗ - 500 км).
    Конкурентоспособность российской нефтяной отрасли на мировом  рынке и перспективы  развития. Поскольку потребление сырой нефти в России будет расти более низкими темпами, чем добыча экспорт нефти должен возрастать. Предполагается, что к 2020 г экспорт сырой нефти увеличится со 130 млн тонн до 210 млн тонн (на 4 млн тонн ежегодно). Поэтому конкурентоспособность российской нефти на мировом рынке является одним из главных параметров, состояние которого необходимо отслеживать для определения перспектив развития отрасли.
    Конкурентоспособность определяется такими факторами, как  рентабельность и надежность. Рентабельность зависит в первую очередь от снижения издержек благодаря использованию  технологических новаций и сокращению непроизводительных затрат (например, на административные расходы). Надежность определяется политической и социально-экономической стабильностью в стране и районах транспортировки нефти, устойчивостью функционирования нефтяных компаний и транспортных систем.
    Сравнение России со странами ОПЕК и другими  крупными нефтедобывающими странами показывает, что издержки добычи и транспортировки  нефти в России будут возрастать. Поэтому единственным способом повышения  конкурентоспособности нефтяного  комплекса России является превращение  в сверхнадежного партнера для крупнейших потребителей нефти, которыми выступают европейские страны, США и Япония.
    Политика  В. Путина действительно увеличивает  надежность России как поставщика нефти, особенно в связи с конфликтом между исламским миром и США. Выход российских компаний на нефтяной рынок США может повысить экспортные возможности России и обеспечить дальнейший рост добычи нефти.5

1.2  Добыча и переработка нефти

 
    Нефтяная  промышленность существует более 130 лет. За это время добыто порядка 85 млрд т. Ежегодно добывается около 3 млрд т.
    После извлечения из недр сырая нефть специальными приемами очищается от растворенного  в ней газа, пластовой воды, минеральных  солей и различных механических примесей в виде песка и глины. Затем практически вся нефть, не идущая на экспорт, подвергается перегонке  на фракции. Фракционная перегонка основана на разнице в температуре кипения отдельных фракций - групп углеводородов, близких по физическим свойствам и имеющих одинаковую температуру кипения и конденсации.
    Нефть, нагретая топочными газами в печи до температуры кипения (~ 350°С), поступает в среднюю часть ректификационной колонны, работающей при атмосферном давлении Низкокипящие фракции превращаются в пар и устремляются вверх, а высококипящий мазут стекает вниз колонны. Внутри колонны установлены тарелки - перфорированные листы с отверстиями для прохода пара и жидкости.
    По  высоте колонки температура на тарелках постепенно уменьшается, таким образом  нефтяной пар конденсируется на них  в зависимости от температуры  кипения соответствующей нефтяной фракции. Самый низкокипящий слой - пары петролиумного эфира, поднимаются  до верхних тарелок и там конденсируется. Самый высококипящий слой - мазут, конденсируется и собирается в нижнем слое, затем снова подается на печь, испаряется и в ректификационной колонке, работающей под вакуумом, снова разделяется на фракции. Таким образом, на рис. 8.2 видно, как, по мере подъема по высоте ректификационной колонки, выделяются различные фракции - керосин, лигроин, бензин, петролиумный эфир
    Продукты  перегонки после выхода из колонки  охлаждаются в холодильниках
    Современные колонны строят диаметром до 6 м и высотой до 50 м, имеют до 80 тарелок и перерабатывают до 12 млн т нефти в год.
    После перегонки тяжелые фракции подвергаются термическому или каталическому крекингу. Крекинг - процесс переработки нефти и ее фракций, основанный на разложении молекул сложных углеводородов в условиях высоких температур и давления, в присутствии катализаторов или без них, для получения моторных топлив и химического сырья. 

    Термический крекинг осуществляется только под воздействием высоких температур и давления при переработке гудронов и тяжелых фракций нефти в широкую фракцию, используемую при получении моторных топлив.
    Каталический  крекинг осуществляют в присутствии катализаторов, главным образом для получения высокооктановых топлив из керосина и соляровых фракций. Крекинг низкого давления или пиролиз применяют для превращения керосина и газойля в пропилен и др газы, применяемые для получения каучука и пластмасс
    Каталический  риформинг проводится при получении высококачественных бензинов в среде водорода, что позволяет снизить содержание серы при получении его из сернистых фракций. Наибольшее распространение получил платформинг. где в качестве катализатора используется платина. При этом получается бензин, бензол и др. продукты.
    Нефтепродукты. Переработкой нефти получают продукцию более 10 тыс. наименований. По объему потребления наибольшую значимость имеет искусственное жидкое топливо (карбюраторное, дизельное, котельное, реактивное и др.). смазочные масла и консистентные смазки.
    Карбюраторное топливо предназначено для двигателей внутреннего сгорания с зажиганием от электрической искры. Основной показатель - детонационная стойкость, оцениваемая октановым числом, изменяющимся от 0 до 100. Октан число определяется процентным содержанием малосклонного к детонации изооктана по сравнению с присутствующим в топливе нормальным гептаном сгорающим со взрывом и вызывающим преждевременный износ двигателя (характерный стук двигателя). Поскольку детонационная стойкость изооктана условно принята за 100 единиц, а гептана - за 0, то качество топлива тем лучше больше в нем изооктана и, следовательно, чем выше октановое число. Автомобильные бензины имеют октановое число 66, 72 76 92. 95 и 98; авиационные - 70. 91, 95. 100; тракторный бензин - 40 и 45; тракторный лигроин - 54. Повышение октанового числа достигается использованием более совершенных приемов каталитического крекинга, риформинга, алкилирования и изомеризации нефтяных фракций, увеличением содержания ароматических углеводородов, а также добавлением к бензину тетраэтилсвинца а к воздушно-бензиновой смеси - воды или водно-спиртовых растворов в капельно-жидком виде.
    Дизельное топливо используется в поршневых двигателях дизеля, воспламеняется от сжатия, необходимая температура воспламенения 550-600 °С. Основной показатель воспламеняемости - цетановое число, характеризующее склонность дизельного топлива к воспламенению. Цетановое число определяют по эталонной смеси сравнением легко воспламеняющегося цетана и трудно воспламеняющегося а-метилнафталина. Чем больше цетановое число, т. е. чем больше в топливе парафинов и меньше ароматических соединений, тем выше качество дизельного топлива. В дизельных топливах всех марок, так же как и в карбюраторных, строго регламентируется кислотность, щелочность, а также содержание серы и влаги, поскольку они сокращают срок службы двигателя
    Котельное топливо используют в паровых котлах, электростанциях, парогенераторных и котельных установках, в промышленных, например, мартеновских печах. К этому виду топлива относятся мазуты (продукты прямой перегонки нефти), жидкие продукты переработки каменных углей и горючих сланцев, гудроныСмазочные масла
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.