9
At the end of 2009, the Kazakh-stan’s Government on the basis
of industrial plans of the Map of Industrial development has estab-lished the Program of Accelerated Industrial and Innovative develop-ment of the Republic of Kazakhstan 2014, which has become one of the most important elements of the eco-nomic policy of the new decade. Several projects are being imple-mented within the program:
modernization of the Atyrau oil refinery;
modernization of the Shymkent oil refinery;
modernization of Pavlodar oil refinery;
construction of integrated gas chemical complex on the territory of the FEZ National Industrial Pet-rochemical Technology Park.
KGNT, as the leading engineering company of the Republic of Kazakh-stan in industrial design, project management, engineering, and adaptation of international projects to the existing legal framework of the Republic of Kazakhstan, took an active part in implementation of the oil refineries modernization projects development program and carried out the following works and services:
at the Atyrau refinery: adap-tation of feasibility study of the aromatic hydrocarbons production center, advanced oil processing cen-ter, work projects for tank batteries
construction, heat of turbine units, drainage and pumping lines, receiv-ers of compressors, commercial metering stations, construction of intraplant gas pipeline, indoor input ventilation in PTS, etc.;
at the Shymkent oil refinery: adaptation of the feasibility study and project for modernization and recon-struction of the Shymkent oil refinery, sulfur recovery units, isomerization units, working draft for construction of an automatic on-spot plant;
at the Pavlodar refinery: adap-tation of Feasibility Study and an upgrade project of the Pavlodar refinery (early phase 1), intake and storage complex for 2 million tonnes of crude oil and gas oil a year, a working draft of a commissioning and start-up complex for two stand-up reservoirs-20000 sq. m. to receive Kazakhstan’s oil.
At present, the company is carry-ing out field supervision of construc-tion of the advanced oil process-ing center at the Atyrau refinery, isomerization plant with a crude oil preliminary hydrotreating unit at the Shymkent oil refinery, and other projects in oil and gas production and processing.
The end of modernization con-tributes to stabilization of the domestic fuel market, which saw some problems in 2014. Initially, completion of modernization was planned in 2016, but the timing of the project had been postponed in
connection with adopting EurAsEC Technical Regulations. Therefore, to create a world-class oil refining industry, ensure the energy security of Kazakhstan in the manufactur-ing sector, and meet the country’s demand for basic petroleum prod-ucts, there are the following funda-mental objectives:
Increase in oil processing up to 18-19 million tonnes per a year (restoration of the Shymkent oil refinery capacity up to 6 million tonnes/year, increase in capacity of the Pavlodar refinery up to 7 million tonnes/year);
Enhancing oil refining efficien-cy up to minimum of 85;
Increase in output of light oil products, control of existing short-age in high-octane gasoline, aircraft fuel;
The maximum increase in prod-uct range;
Making the quality of motor fuels consistent with the require-ments of the EurAsEC Technical Regulations of the Customs Union Commission, K-4; 5 emission stan-dards.
Compliance with the modern requirements on industrial and occupational safety in accordance with existing rules and regulations of the Republic of Kazakhstan;
Compliance with the modern requirements on environmental pro-tection in accordance with existing rules and regulations of the Repub-lic of Kazakhstan;
Compliance with the mod-ern requirements on resource conservation and energy saving in accordance with existing rules and regulations of the Republic of Kazakhstan;
To solve these problems, the Oil-Refining Industry Development Programme is established, which is long-term and involves four-stages implementation from 2008 to 2017.
ATYRAU REFINERY UPGRADE PROJECTToday, the rated capacity of
the Atyrau oil refinery is 5 million tonnes/year, but the plant’s actual capacity is below the nominal one, of vacuum gas oil conversion is not per-formed, it is sold as raw semi-finished product. The total oil refining effi-ciency is about 56%. The raw materi-al is a mixture of 80% of Mangyshlak and 20% of Tengiz crude oils.
The upgrade project of the Atyrau refinery provides:
1) modernization of the CDU /VDU-3 vacuum distillation unit and modernization of a delayed coking unit;
The upgrade will ensure: to increase vacuum gas oil output; to increase residue conver-
sion at an average of 300 thousand tonnes annually with a supplemen-tary yield of light fuels;
Kazakhstan’s Petroleum Refining and Gas Chemical Project Overview
Обзор проектов нефтеперерабатывающих и газохимических производств в Казахстане
Vyacheslav Lee, Deputy General Director, Chief Engineer of KGNT,Sergey Donskov, Deputy Chief Engineer for oil refining and petrochemistry of KGNT, Assel Aimbekova, technology department engineer of KGNTВячеслав Ли, заместитель генерального директора - главный инженер КГНТ, Сергей Донсков, заместитель главного инженера по нефтепереработке и нефтехимии КГНТ, Асель Аимбекова, инженер технологического отдела КГНТ
PETROLEUM #1 / February 2015
26
FOCUS OF THE ISSUE
to increase oil refining effi-ciency;
to substantially improve envi-ronmental performance.
2) construction of an Aromatics Production Centre (APC);
A new benzol & paraxylol pro-duction center and paraxylene will receive raw materials from the new continuous catalytic reformer with discharge capacity of heavy naph-tha of 1 million tonnes/year.
3) construction of the advanced oil processing centre (AOPC).
The AOPC is designed for pro-cessing of vacuum gas oil, heavy coker gas oil and not minimum of 40% residual bottoms after atmo-spheric distillation. The designed fresh feed rate of the main unit of will be about 2.23 million tonnes/year. The advanced oil processing center is integrated with the exist-ing units and new approved proj-ects (catalytic reforming unit and Morphylane unit of the APC). The residue fluid catalytic cracker will become the heart of the AOPC, it will turn poor-cracking stock with high coking efficiency and high in metals content into precious hydro-carbons in the form of unsaturated gas, gasoline and light gas oil. Pro-cessing the mixture of unsaturated liquefied gases C3 and C4 catalytic cracker will be resulted in output of high-octane oligomeric com-pound (polymer-gasoline), which is a component of commercial gaso-line. Processing the light fraction of catalytically cracked gasoline and methyl alcohol will result in output of high-octane tertiary amyl methyl ether (TAME), which is a valuable additive to increase gasoline octane number. The bulk of the intermedi-ate fraction of catalytically cracked gasoline is hydrotreated, then the hydrogenation product will meet the requirements for catalytic reform-ing unit raw materials and will pro-vide it and, consequently, the APC, with 100% process utilization rate. The rest of the intermediate and all heavy part of gasoline are high-
octane components of commercial gasolines. To raise the octane num-ber of gasoline, light straight-run naphtha and catalytically cracked gasoline will be isomerizated.
Also, to control shortage of low sulfur aircraft fuel, straight-run and re-refined kerosene cuts are sub-ject to selective hydrogenation and treating. Straight middle distillates in the blend with middle distillates of catalytic cracking, delayed cok-ing are hydrotreated with output of a component of commercial summer
diesel fuel that complies with the K-4,5 requirements. Involvement of straight-run vacuum residues to the composition of catalytic cracking vacuum distillates feed, will signifi-cantly reduce production of fuel oil and put the company at the up-to-date level of both product quality and oil refining efficiency.
Construction of new and mod-ernization of old plants will increase the oil refining efficiency up to 86% and receive additional quantities of gasoline and aviation kerosene
Sergey DonskovСергей Донсков
Assel AimbekovaАсель Аимбекова
Vyacheslav LeeВячеслав Ли
LPG
naphta
AI-80 gasoline
AI-92 gasoline
AI-95 gasoline
AI-96 gasoline
MF/kerosene
Diesel fuel
Sulphur
1000
800
600
400
200
0
-200
-400
Thro
ughp
ut
Quantity [thousand tonnes]: 1 - Current state; 2 - Potential; 3 - Petroleum products increase
Refinery processing capacity
1 2 3
Expected product output after modernisation at Shymkent refinery
LPG, PPF and BBF
Gasoline (АI-92 and 96)
Kerosene
Diesel
Fuel oil
Sulphur
Losses
Fuel Gas
0% 2% 3%
7%
7%
11%
36%
34%
PETROLEUM #1 / February 2015
27Full archives of all articles of Petroleum magazine for 15 years (2000-2014), texts of legislative acts, statistics on production and processing are available at www.petroleumjournal.kz
FOCUS OF THE ISSUE
consistent with K4,5 standards, while maintaining the rated capac-ity of the Atyrau oil refinery, and ensure 100% raw material input in the APC. It is expected that the Atyrau oil refinery will process the
5,000 thousand tonnes/year of oil producing 4,372 thousand tonnes/year of petroleum products, the out-put increase will be 822 thousand tonnes/year of petroleum products.
SHYMKENT OIL REFINERY MODERNIZATION (UPGRADE) PROJECTInitially, the Shymkent oil refin-
ery was constructed with the pass-port capacity of 6.0 million tonnes/year for processing West Sibe-rian low-viscosity oil. The current operating capacity of the refinery amounts to 5.2 million tonnes/year of high-paraffin Kumkol crude oil. The flow diagram of the upgraded refinery is modelled in such a way as to be able to vary several blended crudes from 100% Kumkol oil to blend composition: 50 wt% of West-ern Siberian crude oil, 25% of Kum-kol crude oil, and 25% of crude oil from Aktobe region fields.
In order to achieve the goals and objectives, the project include:
1) upgrade of existing distillate hydrotreating unit and crude unit with a view to improve the quality of diesel fuel, and reduce the sulphur content to less than 10 parts per mil-lion and achieving the capacity of 6 million tonnes/year;
2) construction of new residual cracking unit to obtain addition-al quantity of light hydrocarbons, straight-run gasoline and catalyti-cally cracked gasoline hydro-treat-ing and isomerization to comply with K-4,5 emission class in terms of content of impurities and octane number, production of MTBE (meth-yl tertiary-butyl ether) to replace tetraethyl lead, the previously used additives to increase octane number of gasolines in Kazakhstan; produc-tion of sulfur, etc.
Construction of new and mod-ernization of existing processing units in 2 stages:
1st stage. The following plants are designed and their construction has been began:
1. The construction of isomeriza-tion unit with upgrading naphtha pre-hydrotreating unit.
2. Single point loading.3. Claus sulfur plant with capac-
ity of 4.0 million tonnes per a year.4. Upgrade of the distillate
hydrotreating unit.2nd stage. Other processing units
provided by the project.Output after the upgrade in case
of processing 6.12 million tons of oil annually is shown in the chart:
The modernization results in greatly increased output of light products (from 70% to 89%) and oil refining efficiency - from 70% to 93% with drastic reduction of residu-als production and cancellation of vacuum gas oil release.
THE PAVLODAR PETROCHEMICAL PLANT AN UPGRADE PROJECTTo date, the maximum produc-
ing capacity is 4.5 mln tonnes of crude oil per a year with a designed capacity of 6 mln tonnes. The refin-ery 100% works with West Sibe-rian oil. The oil refining efficiency is approximately 65%. The enter-prise produces such oil-products as motor gasoline, kerosene, diesel fuel, heating oil, fuel oil, bitumen, liquefied gas, sulfur, coke and oth-ers. The largest share in the struc-ture of manufactured products falls on gasoline - 23%, diesel - 28.8% and heating oil - 15% (as of 2013).
The project objectives: to provide possibility of pro-
cessing Kazakhstan’s oil (a mixture of 50% Kumkol and 50% Aktobe oil);
to increase the refinery capac-ity up to 7 million tonnes of West Siberian oil per a year with the pos-sibility of processing Kazakhstan’s oil to the equivalent of about 5.2 million tonnes per year.
Technical upgrade of the refinery is done by dividing the project imple-mentation into construction com-missioning and start-up complexes. The first construction commission-ing and start-up complex will ensure production of isomerized product - a high-octane component of com-mercial gasoline, for the subsequent release of K4 class gasoline. The second construction commissioning and start-up complex will provide the West Siberian oil refining in the amount of 6 million tonnes per a year and production of gasoline and (summer) K4 class diesel fuel. The third construction commissioning and start-up complex will provide the West Siberian oil refining in the amount of 7 million tonnes per a year and processing of about 5.2 million tonnes Kazakhstan’s oil per a year, production of K5 class gaso-line and summer/winter diesel fuel.
Output after the upgrade of the Pavlodar oil chemistry refinery in case of processing 5.2 million tonnes of Kazakhstan’s oil per a year is shown on the chart:
Liguefied hydrocarbon gases*
К4 class gasoline
Kerosene
Class К5 diesel, DT-L-К5
Commercial propylene
Coke
Output products after processing of Kazakhstani oil after modernization
5,07
0,98
2,2 4,24
38,42
6,15
36,27
This January ENGINEERING COMPANY KAZGIPRONEFT-ETRANS (KGNT) organized the International Practical Con-ference- Integration of Modern Technological Developments and Standards In the Oil&Gas Industry with the official support from the Ministry of Energy of the Republic of Kazakhstan, NC KazMunaiGas JSC and KAZENERGY Associa-tion. The Conference facilitated the exchange of experience and ensured the introduction of new technologies and equipment, advanced techniques and expe-rience of technical regulation in order to further promote the inte-gration of modern technological developments and standards in the oil and gas industry to improve the efficiency, safety and competitive-ness. The Conference was attend-ed by 150 delegates from the State authorities, public organizations and mass media, petroleum and service companies from 17 coun-tries of the world: Kazakhstan, Russia, Ukraine, the United King-dom, the United States, France, Japan, Germany, Italy, the Neth-erlands, Austria, Norway, Czech Republic, Denmark, Lithuania, China and Argentina. The Confer-ence provided speaking opportu-nities for 28 participants. Upon opening ceremony of the Confer-ence, the Director of the Associa-tion KAZENERGY Aset Magauov awarded the KGNT Managing Director Gennady A.Tarassov with the medal for his personal con-tribution to the development of the petroleum industry and in the honour of his 60th anniversary.
PETROLEUM #1 / February 2015
28
FOCUS OF THE ISSUE
INTERNA TIONAL STUDEN T
PRODUCTION OF OIL&GAS
Almaty SectionYong Professionals
SPE
Organizer, SPE YP Almaty Chairman Mukhamedyarov A.contact details: [email protected]
[email protected]+7 -777 -0-78-78-31
КАЗАХСТАНСКО - БРИТАНСКИЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ (КБТУ)
И SPE YOUNG PROFESSIONALS ALMATY
с 10 по 11 Апреля 2015 года рады при-гласить Вас на 1ю Международную Сту-денческую Олимпиаду по Нефтяным Дис-циплинам в городе Алматы. Дисциплиной Олимпиады 2015 года была выбрана «Добы-чи нефти и газа».
По всем организационным и вопросам спонсорства – обращаться в Организацион-ный Комитет
THE KAZAKH BRITISH TECHNICAL UNIVERSITY, AND SPE YONG PROFESSIONALS ALMATY
are pleased to invite you to the 1st International Student Olympiad (Petroleum Sciences)!
The event will take place on the 10-11th of April, 2015 in the Kazakh British Technical University, Almaty.
The theme of this year Olympiad is “Oil and Gas Production. All enquires (sponsorship, organizational) are to be sent to
Technological upgrade of the Pavlodar oil chemistry refinery will increase the output of light oil prod-ucts (gasoline - to 38.42%, kero-sene - to 6.15%), increase the octane number of gasoline by means of the isomerization unit, to improve fuel quality bringing up to K-4, 5 stan-dard, through hydro treating plants, increase the refinery capacity in terms of the West Siberian oil, and possibility of processing of Kazakh-stan’s oil is provided.
INTEGRATED GAS CHEMICAL COMPLEX CONSTRUCTION PROJECT Within the scope of accelerated
industrial and innovative devel-opment of the country the project Integrated Gas Chemical Complex Construction is being implemented in Atyrau region in the territory of the FEZ National Industrial Petro-chemical Technology Park.
The project is implemented by phases:
Phase 1. Polypropylene produc-tion with capacity of 500 tonnes per a year.
Phase 2. Polyethylene production with capacity of 800 tonnes per a year.
Phase 1 Main refinery process units include:
propylene production unit with capacity of 503,000 tonnes/year;
polypropylene production unit, polymerization and extrusion block with capacity of 500,000 tonnes/year.
The main raw material for pro-duction of commercial products is propane, ethylene, the products are homopolymers and copolymers of propylene. The main feed gas is to be supplied through the main gas pipe-
line from Tengiz field, and liquefied propane is to be shipped by rail from Tengiz and Kashagan fields.
Phase-2 Integrated gas chemical complex construction project is also construction of a new petrochemical plant. The entire project consists of reprocessing facilities located in two sites (Tengiz and Karabatan) located
Polyethylene production
8000,000 tpa
HDPELLDPEbutene-1
Gas fractionation unit(GFU) 630 mln sq.m/y
Existing gas pipeline GEEP
Etha
nega
s pi
pelin
e
Feed
gas
Feed
gas
rec
over
y
(exp
ort g
as)
App
roac
h au
tom
otiv
e ro
ad*
23
km
3.0
km
Poly
ethy
lene
pr
oduc
tion
50
0,0
00
tpaPropane Propylene
Polypropylene
Butane
Feedstock storage
Refinery process units (11XX)(Processing area)
Utilities and handling areas facilities
ТCО
PETROLEUM #1 / February 2015
29Full archives of all articles of Petroleum magazine for 15 years (2000-2014), texts of legislative acts, statistics on production and processing are available at www.petroleumjournal.kz
FOCUS OF THE ISSUE
in approximately 200 km from each other and ethane gas pipeline con-necting the sites.
The construction objects of this project include:
Polyethylene production plant with infrastructure at Karabatan;
Gas fractionating plant (GFP) in and around Tengiz;
Ethane transportation gas-main pipeline;
Feed gas supply pipeline with the TCO to GFP, dry gas return pipeline with GFP to TCO – GEEP pipeline.
Production technology is poly-ethylene output (the final prod-uct) using dry gas from the Tengiz field (feedstock). In GFP methane, ethane, propane and butane are extracted. Ethane and heavier frac-tions are extracted from the feed gas, while the rest of the feed gas (export gas) is supplied to the exist-ing pipeline of the Capacity Expan-sion Project for the gas shipment (GEEP) in order to further use by consumers. For more extensive gas purification in GFP it is carried out mercury extraction, gas dehydra-tion at condensation point of -40оС, and removal of COS and mercap-tans remains (originally the feed gas is treated at TCO).
Gas fractionating plant near TCO provides extraction from the supplied TCO feed gas of 630 mil-lion m3/year (at 1 atm. and 20°C), extraction of ethane (833 thousand t/year), propane (400 thousand t/year) and butane (50 thousand t/year) with return of dry gas to TCO.
The extracted ethane is supplied through the main ethane pipeline to the polyethylene producing plant at Karabatan. The extracted propane and butane will be pumped through the pipeline to tank car loading rack, and then be directed to poly-propylene production (Figure 1).
Ethan is then supplied through pumps to the gas-main pipeline. Gas pipeline scheme consists of two gas-main pipelines D40” (DN 1,000 mm) called the dry gas and feed (shipped) gas pipelines. As a border of the gas pipelines chart the follow-ing is accepted:
Dry gas pipeline is the main gas pipeline output from TCO to the receiving station located on the site of GFP with a length of 23 km;
The raw gas pipeline (to be shipped) from the GFU outlet site to the export gas pipeline tie-in (GEEP), with length about 3.0 km.
The polyethylene plant will receive the full product line of linear low den-sity polyethylene (LLDPE), medium density polyethylene (MDPE) and high density polyethylene (HDPE) from 0.910 to 0.965 g/cm3.
In general, the implementation of these projects is a new step in the development of Kazakhstan’s oil and gas processing industry. KGNT and other projects are aimed at the systematic implementation of the relevant activities.
Правительством Казахста-на в конце 2009 года на ос-
нове отраслевых планов Карты индустриализации разработа-на «Программа форсированного индустриально-инновационно-го развития Республики Казах-стан» до 2014 года, которая стала одной из важнейших элементов экономической политики ново-го десятилетия. В рамках данной программы ведется реализация нескольких проектов:
модернизация Атырауского НПЗ;
модернизация Шымкентско-го НПЗ;
модернизация Павлодарско-го НПЗ;
строительство интегриро-ванного газохимического ком-плекса на территории СЭЗ «На-циональный индустриальный нефтехимический технопарк».
КГНТ, являясь ведущей ин-жиниринговой компанией Ре-спублики Казахстан в области индустриального проектирова-ния, управления проектами, ин-жиниринга, а также адаптации международных проектов к дей-ствующей нормативной базе РК, принимал активное участие в ре-ализации программы по разра-ботке проектов модернизации нефтеперерабатывающих заво-дов и осуществлял следующие работы и услуги:
на Атырауском НПЗ: адап-тация ТЭО комплекса по про-изводству ароматических угле-водородов, комплекса глубокой переработки нефти, рабочие про-екты по строительству резервуар-ных парков, обогреву турбинных агрегатов, дренажных и насосных линий, ресиверов компрессоров, коммерческих узлов учета, стро-ительства внутризаводского газо-провода, приточной вентиляции в помещениях КТП и др.;
на Шымкентском НПЗ: адап-тация ТЭО и проекта модерни-зации и реконструкции ШНПЗ, установки производства серы, установки изомеризации, рабо-чий проект на строительство ав-томатизированной установка тактового налива бензина в ж/д цистерны;
на Павлодарском НХЗ: адап-тация ТЭО и проект модерниза-ции Павлодарского НХЗ (ранняя фаза 1), комплекс приема и хра-нения 2 млн тонн нефти и газой-ля в год, рабочий проект пусково-го комплекса двух РВС-20000 м3 для приема казахстанской нефти.
В настоящий момент компанией осуществляется авторский надзор за строительством комплекса глу-бокой переработки нефти на Аты-рауском НПЗ, установки изомери-зации с блоком предварительной
гидроочистки сырья на Шымкент-ском НПЗ, а также другие проек-ты в области добычи и переработ-ки нефти и газа.
Окончание модернизации спо-собствует стабилизации вну-треннего топливного рынка ре-спублики, проблемные моменты на котором наблюдались в 2014 году. Изначально завершение мо-дернизации планировалось в 2016 году, но сроки реализации проек-та были перенесены, в связи с принятием Технического регла-мента ЕврАзЭС. Таким образом, для создания нефтеперерабаты-вающей отрасли мирового уров-ня, обеспечения энергетической безопасности РК в секторе про-изводства и покрытия потреб-ностей Республики в основных видах нефтепродуктов, выделя-ются следующие основополагаю-щие цели:
Увеличение объема перера-ботки нефти до 18-19 млн тонн в год (восстановление мощности Шымкентского НПЗ до 6 млн т/год, увеличение мощности Пав-лодарского НХЗ до 7 млн т/год);
Увеличение глубины перера-ботки нефти до показателя не ме-нее, чем 85;
Увеличение выхода светлых нефтепродуктов, устранение су-ществующего дефицита высоко-октановых бензинов, авиатоплива;
Максимальное увеличение ассортимента выпускаемой про-дукции;
Доведение качества мотор-ных топлив до требований Тех-нического регламента ЕврАзЭС комиссии Таможенного союза экологического класса К-4; 5;
Достижение современных требований по промышленной безопасности, охране труда, в со-ответствии с действующими нор-мами и правилами РК;
Достижение современных тре-бований по охране окружающей среды, в соответствии с действу-ющими нормами и правилами РК;
Достижение современных требований по экономии ресур-сов и энергосбережению, в соот-ветствии с действующими нор-мами и правилами РК.
Для решения этих задач разра-ботана Программа развития не-фтеперерабатывающей промыш-ленности РК, которая является долгосрочной и предполагает ре-ализацию в четыре этапа: с 2008 по 2017 годы.
ПРОЕКТ МОДЕРНИЗАЦИИ АТЫРАУСКОГО НПЗНа сегодняшний день номи-
нальная мощность Атырауского НПЗ составляет 5 млн т/год, од-нако завод работает с мощностью ниже номинальной, конверсия
PETROLEUM №1 / Февраль 2015
30
ФОКУС НОМЕРА
Сж. нефтяной газ
Нафта
Бензин АИ-80
Бензин АИ-92
Бензин АИ-95
Бензин АИ-96
РТ/керосин Дизельное топливо
Сера
1000
800
600
400
200
0
-200
-400
Пок
азат
ели
Количество тыс. тонн: 1 – современное состояние; 2 – перспектива; 3 – прирост нефтепродуктов.
Производительность АНПЗ
1 2 3
вакуумного газойля не произво-дится, его продают в качестве сы-рья-полуфабриката. Суммарная глубина переработки нефти со-ставляет примерно 56%. Сырье представляет собой смесь 80 мас. % мангышлакских и 20% тенгиз-ских сырых нефтей.
В рамках реализации проекта модернизации АНПЗ предусма-тривается:
1) реконструкция вакуумного блока установки ЭЛОУ-АВТ-3 и реконструкция установки замед-ленного коксования;
Реконструкция позволит: увеличить выход вакуумно-
го газойля; увеличить переработку мазу-
та в среднем на 300 тыс. тонн еже-годно с получением дополнитель-ного количества светлых топлив;
увеличить глубину перера-ботки;
резко улучшить экологиче-ские показатели.
2) строительство комплекса по производству ароматических углеводородов (КПА);
Новый комплекс по производ-ству бензола и параксилола будет получать сырье с новой установ-ки каталитического риформин-га с непрерывной регенерацией катализатора производительно-стью 1 млн т/год тяжелой нафты.
3) строительство комплек-са глубокой переработки нефти (КГПН).
КГПН рассчитан на перера-ботку вакуумного газойля, тя-желого газойля коксования и не менее 40% мазута атмосферной перегонки. Номинальная мощ-ность основного блока комплек-са по сырью составит около 2,23 млн т/год. Комплекс глубокой переработки нефти интегриро-ван с существующими установ-ками и новыми утвержденными проектами (установка каталити-ческого риформинга и установ-ка Morphylane КПА). Сердцем КГПН станет секция катали-тического крекинга нефтяных остатков, которая обеспечит пре-вращение труднокрекируемо-го сырья с высокой коксуемо-стью и концентрацией металлов в ценные углеводороды в виде непредельных газов, бензина и легкого газойля. Из смеси непре-дельных сжиженных газов С3, С4 каталитического крекинга по-лучат высокооктановый олигоме-ризат (полимер-бензин) – ком-понент товарного автобензина. Из легкой фракции бензина ка-талитического крекинга и мети-лового спирта получат высоко-октановый третамилметиловый эфир (ТАМЭ) – ценную при-садку для повышения октано-вого числа бензинов. Основная
часть средней фракции бензина каталитического крекинга под-вергается гидроочистке, гидро-генизат которой будет соответ-ствовать требованиям к сырью установки каталитического ри-форминга и обеспечит ему, а сле-довательно, и всему КПА, 100%-ю загрузку мощностей. Остальная часть средней и вся тяжелая часть бензина каталитического крекинга являются высокоокта-новыми компонентами товарных автобензинов. Для повышения октанового числа бензина легкая прямогонная нафта и бензины каткрекинга будут подвергаться изомеризации.
Также для устранения дефи-цита малосернистого авиато-плива керосиновые фракции прямогонные и вторичного про-исхождения подвергаются селек-тивному гидрированию и очист-ке. Средние дистилляты прямой перегонки в смеси со средними дистиллятами каталитического крекинга, замедленного коксова-ния подвергаются гидроочистке с получением компонента товарно-го дизтоплива летнего, соответ-ствующего требованиям К-4,5. Вовлечение в состав сырья ка-талитического крекинга вакуум-ных дистиллятов, мазута прямой гонки позволит значительно сни-зить производство котельного то-плива и вывести предприятие на современный уровень как по ка-честву товарной продукции, так и по глубине переработке нефти.
Строительство новых и ре-конструкция старых устано-вок позволит увеличить глуби-ну переработки до показателя 86% и получить дополнительные объемы бензина и авиакероси-на, соответствующих стандар-там К-4,5 при сохранении но-минальной мощности АНПЗ, а также обеспечить 100%-ную за-грузку сырьем КПА. На пер-спективу АНПЗ будет перераба-
«ТОО «ИНЖИНИРИНГО-ВАЯ КОМПАНИЯ» КАЗГИПРО-НЕФТЕТРАНС» (КГНТ) при официальной поддержке Министерства энергетики РК, АО НК «КазМунайГаз», Ассо-циации «KAZENERGY» прове-ла в январе т.г. международную практическую конференцию «Интеграция современных технологических достижений и стандартов в нефтегазовой отрасли». Конференция спо-собствовала обмену опытом и содействию внедрения новей-ших технологий и оборудова-ния, прогрессивных методик и опыта технического регу-лирования в целях дальней-шей интеграции современных технологических достиже-ний и стандартов в нефтега-зовой отрасли для повышения эффективности, безопасности и конкурентоспособности. В работе конференции приняли участие 150 делегатов, пред-ставляющих государственные органы, общественные органи-зации и СМИ, нефтегазовые и сервисные компании из 17 стран мира: Казахстана, Рос-сии, Украины, Великобрита-нии, США, Франции, Японии, Германии, Италии, Нидер-ландов, Австрии, Норвегии, Чехии, Дании, Литвы, Китая и Аргентины. На конференции выступили 28 участников. По окончании церемонии откры-тия конференции генераль-ный директор Ассоциации KAZENERGY Асет Магауов вручил управляющему дирек-тору КГНТ Тарасову Геннадию Александровичу медаль Ассо-циации KAZENERGY за лич-ный вклад в развитие нефте-газовой отрасли и в связи в 60-летним юбилеем.
PETROLEUM №1 / Февраль 2015
31Полный архив всех статей журнала Petroleum за 15 лет (2000–2014), тексты законодательных актов, статистика по добыче и переработке – на сайте www.petroleumjournal.kz
ФОКУС НОМЕРА
тывать 5000 тыс. т/ год нефти с производством 4372 тыс. т/год не-фтепродуктов, прирост продук-ции составит 822 тыс. т/год неф-тепродуктов.
ПРОЕКТ МОДЕРНИЗАЦИИ ШЫМКЕНТСКОГО НПЗИзначально Шымкентский
НПЗ был сконструирован с па-спортной производительностью 6,0 млн т/год на переработку ма-ловязкой западносибирской неф-ти. В нынешнем состоянии экс-плуатационная мощность завода составляет 5,2 млн т/год высо-копарафинистой кумкольской нефти. Технологическая схема модернизированного НПЗ смоде-лирована таким образом, чтобы имелась возможность варьиро-вать несколько смесей нефти от 100% кумкольской нефти до сме-си состава: 50% (вес.) – западно-сибирская, 25% – кумкольская, 25% – нефть с месторождений Актюбинской области.
С целью решения постав-ленных целей и задач проектом предусматривается:
1) реконструкция существую-щих установок гидроочистки ди-зельного топлива и блока атомос-ферной перегонки ЭЛОУ-АТ с целью улучшения качества дизель-
ного топлива, а также сокращения содержания серы меньше 10 частиц на миллион и доведения до произ-водительности 6 млн т/год;
2) строительство новых уста-новок крекинга тяжелых остат-ков с целью получения допол-нительного количества светлых углеводородов, гидроочистки и изомеризации прямогонных бен-зинов и бензинов каталитиче-ского крекинга для соответствия экологическому классу К-4,5 по содержанию примесей и октано-вому числу, производства МТБЭ (метилтретбутилового эфира) взамен ранее применяемой при-садки для повышения октанового числа бензинов в Казахстане – тетраэтилсвинца; производства серы и др.
Строительство новых и рекон-струкция существующих тех-нологических установок завода предусматривается в 2 этапа:
I этап. Запроектированы и на-чато строительство следующих установок:
1. Установка изомеризации с реконструкцией блока предги-дроочистки нафты.
2. Установка точечного налива нефтепродуктов.
3. Установка по производству се-ры мощностью 4,0 тыс. тонн в год.
4. Реконструкция установки ги-дроочистки дизельного топлива.
II этап. Другие технологиче-ские установки, предусмотрен-ные проектом.
Выход продукции после мо-дернизации при переработке 6,12 млн т нефти/год представлен на диаграмме:
В результате модернизации существенно возрастают выход светлых продуктов (с 70% до 89%) и глубина переработки – с 70% до 93% при резком сокращении про-изводства мазута и прекращении выпуска вакуумного газойля.
ПРОЕКТ МОДЕРНИЗАЦИИ ПАВЛОДАРСКОГО НЕФТЕХИМИЧЕСКОГО ЗАВОДАНа сегодняшний день макси-
мальная производственная мощ-ность составляет 4,5 млн тонн сы-рой нефти в год, при проектной мощности в 6 млн тонн. Завод на 100% работает на западносибир-ской нефти. Глубина переработ-ки составляет около 65%. Пред-приятие производит такие нефтепродукты, как автомобиль-ные бензины, керосин, дизель-ное топливо, мазут, котельное то-пливо, битум, сжиженный газ, серу, кокс и прочее. Наибольший удельный вес в структуре выпу-скаемой продукции приходится на бензин – 23%, дизельное то-пливо – 28,8% и мазут – 15% (по данным на 2013 г.).
Цели проекта: обеспечение возможности
переработки казахстанской неф-ти (смеси 50% кумкольской и 50% актюбинской нефти);
увеличение мощности завода до 7 млн тонн по западносибир-ской нефти в год с обеспечением возможности переработки казах-станской нефти в эквивалентном объеме около 5,2 млн тонн в год.
Модернизация завода осу-ществляется путем разделения реализации проекта на пусковые комплексы строительства. Пер-вый пусковой комплекс строи-тельства обеспечит производство изомеризата – высокооктаново-го компонента товарного бензи-на, для последующего выпуска бензинов класса К4. Второй пу-сковой комплекс строительства обеспечит переработку западно-сибирской нефти в объеме 6 млн тонн в год и выпуск бензинов и дизельного топлива (летнее) класса К4. Третий пусковой ком-плекс строительства обеспечит переработку западносибирской нефти в объеме 7 млн тонн в год и переработку казахстанской неф-ти в объеме около 5,2 млн тонн в год, выпуск бензинов класса К4 и дизельного топлива летнее/зим-нее класса К5.
Ожидаемый выход продукции после модернизации Шымкентского НПЗ
СУГ и ППФ и ББФ
Бензины (АИ-92 и АИ-96)
Авиационный керосин
Дизель
Мазут
Сера
Потери
Топливный газ
0% 2% 3%
7%
7%
11%
36%
34%
Газы углеводородные сжиженные*
Бензин класса К4
Авиационное топливо
Дизельное топливо класса К5, марка ДТ-Л-К5
Коммерческий пропилен
Кокс
Выход продуктов переработки Казахстанской нефти после модернизации
5,07
0,98
2,2 4,24
38,42
6,15
36,27
PETROLEUM №1 / Февраль 2015
32
ФОКУС НОМЕРА
Выход продукции после модер-низации ПНХЗ при переработке 5,2 млн т/год казахстанской неф-ти представлен на диаграмме:
Модернизация ПНХЗ позво-лит увеличить выход светлых нефтепродуктов (бензина – до 38,42%, авиакеросина – до 6,15%), повысить октановое число бен-зинов введением установки изо-меризации, улучшить качество топлива с доведением до стан-дартов К-4,5 за счет установок гидроочистки, увеличить про-изводительность НПЗ по запад-носибирской нефти, а также предусмотрена возможность пе-реработки казахстанской нефти.
ПРОЕКТ СТРОИТЕЛЬСТВА ИНТЕГРИРОВАННОГО ГАЗОХИМИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА В рамках мероприятий по
форсированному индустриаль-но-инновационному развитию республики осуществляется реа-лизация проекта «Строительство интегрированного газохимиче-ского комплекса» в Атырауской области на территории СЭЗ «На-циональный индустриальный не-фтехимический технопарк».
Проект реализуется по фазам: Фаза 1. Производство поли-
пропилена мощностью 500 тыс. тонн в год.
Фаза 2. Производство полиэ-тилена мощностью 800 тыс. тонн в год.
Блок основных технологиче-ских установок в фазе 1 вклю-чает:
установку по производству пропилена производительно-стью 503 000 т/год;
установку по производству полипропилена, блок полимери-зации и экструзии производи-тельностью 500 000 т/год.
Основным сырьем для про-изводства товарной продукции является пропан, этилен, про-дуктами производства являют-ся гомополимеры и сополимеры пропилена. Поставка основно-го сырьевого газа планируется по магистральному трубопрово-ду с Тенгизского месторождения, а получение сжиженного пропа-на – железнодорожным транс-портом с месторождений Тенгиз и Кашаган.
Проект строительства инте-грированного газохимического комплекса фаза-2 – это также строительство нового нефтехи-мического завода. Весь проект состоит из перерабатывающих установок, расположенных на двух площадках (Тенгиз и Кара-батан), которые находятся при-близительно на расстоянии 200 км друг от друга и магистрально-
го газопровода этана, соединяю-щего указанные площадки.
В состав объектов строитель-ства по данному проекту входят:
Завод по производству по-лиэтилена с объектами инфра-структуры на Карабатане;
Газофракционирующая уста-новка (ГФУ) в районе Тенгиза;
Магистральный газопровод транспортировки этана;
Трубопровод подачи сырьево-го газа с ТШО до ГФУ, трубопро-вод возврата сухого газа с ГФУ до трубопровода ТШО – GEEP.
Технология производства за-ключается в получении поли-этилена (конечный продукт) из сухого газа, поставляемого с ме-сторождения Тенгиз (исход-ное сырье). На ГФУ извлекает-ся метан, этан, пропан и бутан. Этан и более тяжёлые фракции извлекаются из сырьевого га-за, в то время как оставшаяся часть сырьевого газа (экспорт-ный газ) подаётся в существу-ющий газопровод Проекта рас-ширения мощностей по отгрузке газа (GEEP) в целях дальнейшего использования потребителями. С целью более глубокой очистки газов на ГФУ извлекается ртуть, производится осушка газа до точки росы -40°С, и извлекаются остатки COS и меркаптанов (пер-воначально сырьевой газ прохо-дит подготовку на ТШО).
Газофракционирующая уста-новка в районе ТШО обеспечива-ет выделение с получаемого сы-рьевого газа ТШО в объеме 630 млн. м3/год (при с.у. 1 атм. и 20°С). выделение этана (833 тыс. т/год), пропана (400 тыс. т/год) и бутана (50 тыс. т/год) с возвратом сухого газа на ТШО.
Извлеченный этан направляет-ся по магистральному газопроводу этана на площадку завода по про-изводству полиэтилена на Кара-батане. Извлеченные пропан и бу-тан будут подаваться насосами по трубопроводу на железнодорож-ную наливную эстакаду, и в даль-нейшем направляться на произ-водство полипропилена (рис.1).
Этан в дальнейшем через на-сосные установки подается в ма-гистральный газопровод. Схема газопроводов состоит из двух ма-гистральных газопроводов D40” (Ду 1000 мм) называемых: газо-провод сухого и газопровод сы-рьевого (отгружаемого) газа. Гра-ницей схемы для газопроводов принята:
Газопровод сухого газа – вы-ход магистрального газопровода с ТШО до камеры приема, распо-ложенной на площадке ГФУ, про-тяженностью 23 км;
Газопровод сырьевого газа (отгружаемого) с выхода площад-ки ГФУ до врезки в экспортный газопровод (GEEP), протяженно-стью около 3,0 км.
Завод по производству поли-этилена позволит получать пол-ную линейку продукции ли-нейного полиэтилена низкой плотности (LLDPE), полиэтиле-на средней плотности (MDPE) и полиэтилена высокой плотности (HDPE) от 0,910 до 0,965 г/см3.
В целом, реализация данных проектов является принципиаль-но новым шагом в развитии ка-захстанской нефте- и газоперера-ботки. КГНТ и другие участники проектов нацелены на систем-ную реализацию соответствую-щих мероприятий.
Производствополиэтилена
800 тыс. т/год
ПНД (HDPE)ПВД (LLDPE)бутен-1
Газофракционирующаяустановка (ГФУ)
63 млн куб. м/год
Существующий газопровод GEEP
Газо
пров
одэт
ана
Сы
рьев
ой г
аз
Возв
рат
сухо
го г
аза
(экс
порт
ный
газ)
Под
ъез
дная
до
рога
*
23
км
3 к
м
Про
изв
одст
вопо
липр
опи
лена
50
0 т
ыс.
т/го
дПропан Пропилен
Полипропилен
Бутан
Сырьевой склад
Технологические установки (11ХХ)(Производственная зона)
Объекты предзаводскойи подсобной зоны
ТШО
PETROLEUM №1 / Февраль 2015
33Полный архив всех статей журнала Petroleum за 15 лет (2000–2014), тексты законодательных актов, статистика по добыче и переработке – на сайте www.petroleumjournal.kz
ФОКУС НОМЕРА
