2 Конспект лекционных занятий модуль 1. Приоритеты развития нефтепереработки

Лекция 1. Задачи курса «Перспективные технологии углубленной переработки»

План:

1. Задачи курса «Перспективные технологии в нефтепереработке».

2. Характеристика состояния и перспективы развития нефтегазовой отрасли и нефтегазопереработки в Казахстане

Курс лекций «Перспективные технологии углубленной переработки» является одной из составляющих спецкурса «Химическая технология органических веществ» и связан со всеми предыдущи­ми общетехническими и специальными курсами специальности. Курс лекций предназначен для расширения и углубления знания студентов в области глубокой переработки нефти и газа, прогнозирования развития данной отрасли производст­ва, для изучения состояния и перспективы развития процессов глубокой перера­ботки нефти и газа.

Основной задачей дисциплины являются: развивать умение студентов производить анализ схем глубокой переработки нефти, нефтяных остатков, рационально ре­шать вопросы совершенствования технологических схем переработки нефти, принимать оптимальные решения по комбинированию установок на НПЗ, сопоставлять технологические и экономические показатели современных отечественных и зарубежных процессов глубокой переработки, вникать в проблемы экологии в нефтеперера­ботке.

В соответствии с требованиями, установленными Государственным стан­дартом специалист должен знать основы технологии глубокой переработки неф­тяного сырья с целью получения современного ассортимента топлив, масел и дру­гих нефтепродуктов, знать основные направления технического прогресса в области нефтепереработки.

2. Характеристика состояния и перспективы развития нефтегазовой отрасли и нефтегазопереработки в Казахстане и странах ближнего и дальнего зарубежья

Казахстан достиг огромных успехов в развитии нефтегазовой отрасли, и для страны, безусловно, важен международный опыт, но казахстанская экономика имеет свою специфику развития, поэтому необходимо использовать свои методы и собственные подходы и преимущества, добиться грамотного, цивилизованного и эффективного управления нефтегазовой промышленностью [1].

Казахстан намерен подписать Меморандум о взаимопонимании в отношении инициативы повышения прозрачности добывающей промышленности. В рамках инициативы национальные и иностранные компании, добывающие углеводородные ресурсы, должны будут представлять данные о своих отчислениях в бюджет. АО "НК КазМунайГаз" уже выразило согласие на присоединение к данной инициативе, и в дальнейшем его примеру должны последовать последуют и другие компании.

На 1 сентября 2005 г. средства Национального Фонда РК составили порядка 5.4 млрд долл. США.

Приток прямых иностранных инвестиций в 2004 г в Казахстан превысил 5.5 млрд долл. США. Среди стран СНГ Казахстан занимает второе место после России по привлечению прямых иностранных инвестиций. В 1993-2004 гг. в эконо­мику республики было привлечено более 30 млрд долл. США прямых инвестиций.

Приоритетными направлениями вложения инвестиций в сфере недропользования остаются минерально-сырьевой комплекс, разведка и разработка месторождений углеводородного сырья. Если объем инвестиций в разведку и добычу углеводородного сырья в 1997 г. составлял 1,47 млрд, долл., то в 2000 г. этот показатель удвоился и достиг 2,9 млрд долл. В 2004 г. инвестиции на разведку и добычу углеводородного сырья равнялись 7,3 млрд долл., что в 5 раз больше уровня 1997 г.

Из общего объема инвестиций за период 1997-2004 гг. доля иностранных инвестиций составила 85,4%, отечественных - 14,5%. В целом наибольшая их часть (84%) была направлена на добычу углеводородного сырья.

В первом полугодии 2005 г. объем инвестиций составил 4,2 млрд долл., или 73% общего их объема в минерально-сырьевом комплексе. Затраты на развитие социальной сферы и инфраструктуры регионов были равны 47,6 млн долларов. Общая численность занятого персонала без учета сервисных компаний составила 40 944 человека.

Энергоресурсы и доступ к ним - один из важных вопросов внутренней и внешней политики, одна из значимых составляющих национальной безопасности страны. Энергетические ресурсы Казахстана являются одним из долгосрочных приоритетов его развития. Стратегическая задача состоит в их эффективном использовании путем быстрого увеличения добычи и экспорта нефти и газа в целях получения доходов, которые будут способствовать устойчивому экономическому росту и улучшению жизни народа.

Нефтегазовый сектор стал одним из наиболее быстро развивающихся секторов экономики Казахстана и имеет стратегическое значение. Нефтедобыча представляет собой основную и наиболее динамично развивающуюся отрасль экономики Казахстана. Налоговые поступления от нефтегазового сектора обеспечивают третью часть поступлений в бюджет.

Развитие нефтехимии. Перспективы нефте- и газопереработки. Прогнозируемый рост объемов добычи нефти и попутного газа как на разрабатываемых месторождениях, так и по перспективным проектам на шельфе Каспия, требует решения ряда вопросов не только по первичной очистке сырья, но и по комплексной его переработке с получением базовой нефтехимической продукции и продукции с высокой добавленной стоимостью. Важнейшим направлением инвестиционной политики Казахстана на ближайшую и долгосрочную перспективу станет развитие нефтеперерабатывающих мощностей и производства нефтехимической продукции.

Возможные направления развития нефтехимического комплекса. Раз­работана отраслевая Программа развития нефтехимической промышленности на 2004-2010 гг. В ее рамках определены базовые условия для строительства и развития нефтехимических производств в Республике Казахстан, разработана и утверждена законодательная, нормативно- правовая база, обеспечивающая привлечение инвестиций для строительства нефтехимических производств.

Инвестиционные преференции в нефтехимии. Для создания благоприятных условий для развития производственного потенциала нефтехимической промышленности и привлечения инвестиций в строительство комплекса взаимосвязанных нефтехимических производств Правительством Казахстана установлены следующие налоговые преференции:

Налоговый кодекс республики дополнен статьей 119-1 "Налогообложение отдельных организаций, осуществляющих деятельность в нефтехимической промышленности", согласно которой вводится льготный режим обложения корпоративным подоходным налогом инвестиционных проектов создания нефтехимических предприятий в течение пяти лет со дня принятия в эксплуатацию объектов производственного назначения государственными приемочными комиссиями;

Постановлением Правительства РК от 07.06.2004 г, №632, утвержден перечень видов деятельности по переработке продукции из нефти и (или) газа, добываемых из недр Республики Казахстан;

Постановлением Правительства РК от 13.06.2005 г., №590, утвержден порядок применения положений об уменьшении на 100% суммы корпоративного подоходного налога организациям, осуществляющим деятельность в нефтехимической промышленности, на срок от 5 до 10 лет.

Кроме того, для привлечения инвестиций в строительство комплекса взаи­мосвязанных нефтехимических производств разрабатываются предложения по формированию Национального индустриального нефтехимического технопарка в Атырауской области с использованием преимуществ специальной экономи­ческой зоны. Активные действия по созданию и развитию нефтехимических про­изводств на основе углеводородного сырья начали отечественные инвесторы.

Атырауский нефтеперерабатывающий завод (НПЗ), являющийся дочерней организацией АО "Разведка Добыча "КазМунайГаз", - старейший из трех заводов НПЗ Казахстана. Он был сооружен по топливному профилю переработки на северном побережье Каспийского моря в 1945 г.

Коренное изменение в экономике Атырауского НПЗ осуществимо с реализацией проекта реконструкции предприятия.

В рамках заключенного в 2001 г. между АО НК "КазМунайГаз" и ТОО "Атырауский НПЗ", с одной стороны, и компаниями "Марубени Корпорейшн" и "JGC Корпорейшн" (подрядчик) - с другой, контракта на реконструкцию АНПЗ на условиях "под ключ" в настоящее время идет к завершению реконструкция завода.

Главные цели реконструкции - увеличение глубины переработки, повышение качества продукции до международных стандартов, реконструкция морально и физически изношенного оборудования, приведение технологии и оборудования в соответствие с региональными требованиями по экологии и выбросам в окружающую среду, повышение коммерческой эффективности работы предприятия.

Ожидаемая мощность после реконструкции по переработке сырой нефти составит 3,1 млн т/год, в том числе 1,2 млн т/год легкой нефти. Общий срок строительства 36 месяцев - с 17 марта 2003 г. по 17 февраля 2006 г. Сдать в эксплуатацию новый комплекс планировалось в июне 2006 г. После завершения реконструкции завода глубина переработки нефти составит не менее 82%. Срок реализации проекта 2003-2015 гг.

На средства в размере 225,71 млн. долларов США, полученные от кредитов Японского банка международного сотрудничества и банков-кредиторов "Marubeni Europe PLC", "BNP Paribas" и "HSBC Bank Kazakhstan", осуществляется финансирование контракта "под ключ", который предусматривает строительство пяти современных технологических установок: гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива, гидроочистки и фракционирования широкой бензиновой фракции, изомеризации, производства серы и водорода. Следующей стадией реконструкции завода является строительство установки по производству бензола. В состав работ подрядчика также включена модернизация существующих установок первичной переработки нефти АТ-2, каталитического риформинга и установки замедленного коксования. Кроме того; будет профинансировано строительство здания центральной операторной, биологических очистных сооружений и новой водооборотной системы водоснабжения.

Гидроочистка дизельного топлива и бензина позволила достичь такой степени очистки нефтепродуктов, которая соответствует уровню требований стандарта "Евро-2005", что дает возможность выйти на новые рынки сбыта нефтепродуктов. Впервые на заводе производится «зимнее» дизельное топливо и бензины марки АИ-95, А-80, АИ-93 без присадок.

В рамках проекта намечена модернизация большого ряда объектов общезаводского хозяйства (ОЗХ), крайне важных для успешной эксплуатации завода. Эти объекты необходимы для функционирования новых установок и включает межцеховые коммуникации и трубопроводы, факельные установки, промежуточные резервуары, электроподстанции, реконструкцию заводской ТЭЦ, эстакаду темных нефтепродуктов, парк сжиженного газа, строительство новых резервуарных парков с системой улавливания легких фракций. Общая стоимость строительства объектов общезаводского хозяйства, возводимых за счет собственных средств АО НК "КазМунайГаз", составляет 14 606,4 млн тенге.

В 2005 г. в соответствии с графиком реализации проекта в основном завершились строительно-монтажные работы, персонал прошел обучение на новых установках и начаты предпусковые работы.

Нефтеперерабатывающий завод в Шымкенте был запроектирован на переработку 6 млн т/год западносибирской нефти. В середине 1990-х гг. в результате прекращения поставок западносибирской нефти, перехода на переработку кумкольской нефти, изменения рынков сбыта продукции переработка нефти на заводе снизилась практически в 2 раза.

На заводе были проведены реконструкции установок в целях решения таких задач, как увеличение глубины переработки и улучшение качества продукции связанных с переработкой высокопарафинистой нефти Кумкольского месторождения. Комплекс проведенных работ позволяет заводу работать стабильно и вырабатывать высококачественную продукцию:

- сжиженные газы марок СПБТ и БТ;

- автобензины марок АИ-80, АИ-85, АИ-92 и АИ-96;

- авиакеросины марок ТС-1, РТ;

- дизельные топлива марок Л-0,2-40; ЛД-0,2; 3-0,2 минус 35;

- вакуумный газойль;

- топочный мазут марок М-40 и М-100.

ТОО "ПетроКазахстанОйлПродукт" (ПКОП) производит нефтепродукты, которые отличаются наиболее качественными показателями (низкие значения нежелательных компонентов) и улучшенными экологическими требованиями (низкие значения серы, азота). В связи с этим в автобензины вводятся красители для отличия от бензинов других производителей.

Предприятие занимается решением вопросов по улучшению экологического состояния в регионе. Так, во все виды бензинов и дизельных топлив подается моющая присадка, которая способствует более полному сгоранию топлива в двигателях автотранспортных средств, снижению нагарообразования на клапанах и уменьшению выбросов в атмосферу. Кроме того, при производстве автобензина марки АИ-96 применяется присадка, не содержащая металлы. На высокое качество продукции указывает тот факт, что американские авиабазы в Кыргызии и Афганистане используют в качестве топлива авиакеросин ПКОП.

Основными рынками сбыта продукции являются южные области Республики Казахстан. При отсутствии запретов Правительства на экспорт продукция пользуется устойчивым спросом в других странах и близлежащих регионах: Кыргызии, Таджикистане, Афганистане, КНР, Узбекистане, а также в дальнем зарубежье (ВГО).

Переработка в последние годы удерживается примерно на одном уровне, так в 2004 г. она составила 3,5 млн т, в 2005 г. - 3,94 млн т.

2005 г ознаменован для завода и таким важным событием, как вовлечение в переработку других нефтей, кроме кумкольской: западно-сибирской и нефти западноказахстанских месторождений. Полученные результаты показывают перспективность этого направления.

Ассортимент вырабатываемой продукции диктуется потребностями рынка и экономической целесообразностью. На заводе из года в год увеличивается выработка светлых нефтепродуктов и снижается выработка мазута. В структуре производства бензинов повышается доля высокооктановых бензинов. Помимо этого с каждым годом растет производство авиакеросина, в настоящее время ведутся работы по получению допуска на производство авиакеросина при переработке смеси кумкольской и западносибирской нефтей.

В настоящее время группа специалистов в Пекине разрабатывает план долгосрочного развития ПКОП. Основной его принцип заключается в том, чтобы усовершенствовать НПЗ ПКОП до уровня современного перерабатывающего завода, что значительно повысит выход легких продуктов, которые пользуются огромным спросом, и обеспечить выпуск продукции, отвечающей современным требованиям высокого стандарта качества.

Павлодарский нефтехимический завод.

Переработка нефтяного сырья на АО ПНХЗ осуществляется с недогрузкой мощностей и с низкой (относительно мировой) степенью конверсии мазута, что обусловлено особенностью потребления топлив в энергетическом балансе. В связи с этим очень важны вопросы обновления технической базы и увеличения глубины переработки нефти.

На ПНПЗ с 2001 г. начаты и продолжаются в настоящий момент работы по: поэтапному увеличению загрузки предприятия по сырой нефти до 6,0-6,5 млн т/год;

углублению переработки нефти с получением ценных продуктов, отвечающих современным требованиям по эксплуатационным и экологическим характеристикам;

повышению уровня устойчивости работы производств и снижению производственных рисков;

обеспечению экологической, пожарной и внутриобъектной безопасности производств.

С 2001 по 2005 г. проведены работы по замене катализаторов установок каталитического риформинга, гидроочистки вакуумного газойля и установки гидроочистки и депарафинизации дизельного топлива.

Замена катализаторов процесса каталитического риформинга позволила перейти на выпуск автомобильного бензина марки АИ-93 с полным прекращением выпуска автомобильных бензинов марок АИ-91, 92.

При этом необходимо особо подчеркнуть, что впервые в своей истории предприятие вышло на соотношение производства высокооктановый бензин:бензин марки АИ-80 70:30, тогда как ранее, несмотря на имеющийся потенциал предприятия и наличие таких установок, как каталитический риформинг, каталитический крекинг, 80-85% производимого бензина составлял бензин марки АИ-80.

Проведена реконструкция установки гидроочистки дизельного топлива, направленная на получение дизельного топлива зимнего с температурой застывания минус 35 °С. С этой целью приобретен пакет катализаторов, содержащий помимо катализатора гидроочистки катализатор депарафинизации. Это позволяет наряду с возможностью получения экологически чистого дизельного топлива, значительно улучшить его низкотемпературные характеристики, такие как предельная температура фильтруемости, температура помутнения, температура застывания; для увеличения выхода зимнего дизельного топлива повысить температуру конца кипения дизельной фракции; исключить необходимость приобретения и применения депрессорных присадок для получения дизельного топлива, которые к тому же не решают всей полноты проблемы получения зимнего дизельного топлива; использовать установку в двух режимах работы: гидрообессеривания и депарафинизации зимой и только гидрообессеривания летом (процесс адаптируется под сезонные требования простым изменением рабочей температуры).

В целях увеличения отбора сжиженных газов и бензина, снижения потерь внесены изменения в технологические схемы установки по первичной перегонке нефти ЛК-бу и установки абсорбции и газофракционирования комплекса КТ-1.

Так, в секции 100 установки ЛК-бу была внедрена схема абсорбции жирного газа бензином, в результате на установке увеличились отборы сжиженных газов и бензина. При переработке 4,0 млн т нефти в год это дополнительно составляет: СПБТ - 24000 т; БТ - 4000 т; бензина -12 000 т.

До внесения изменений в технологическую схему на секции 300 комплекса КТ-1 в качестве абсорбента и доабсорбента жирного газа во фракционирующем абсорбере К-303 «А» применялся стабильный бензин, при этом происходил повышенный вынос углеводородов групп С₃, С₄, С₅ с сухим газом, используемым в качестве топлива для технологических печей.

Для получения тяжелого бензина, применяемого в качестве доабсорбента, в технологическую схему была включена новая колонна К-305.

После внедрения схемы подачи тяжелого бензина в качестве доабсорбента снизилось содержание углеводородов групп С₃, С₄, С₅ в сухом газе, что дало увеличение выработки сжиженных газов и высокооктанового бензина.

Увеличение выхода сжиженных газов и компонента автомобильного бензина при переработке 4,0 т нефти в год следующее: СПБТ - 4300 т; БТ - 3500 т; бензина -10750т

В связи с необходимостью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов была проведена реконструкция вакуумной колонны комплекса КТ-1, которая была направлена на решение следующих задач:

улучшение эффективности работы внутренних устройств колонны;

улучшение качества вакуумного газойля;

снижение содержания фракции до 500 ⁰С в гудроне.

Суммарные затраты на реконструкцию составили около 2,0 млн. долларов.

Был достигнут суммарный годовой экономический эффект порядка 1,1-1,2 млн долларов в год.

Битумы, выпускаемые ПНХЗ, отличаются надежностью и устойчивостью в эксплуатации. Предприятие имеет возможность выпускать битум дорожный марок 60/90, БНД 90/130.

Производительность установки по дорожному битуму составляет порядка 1 000 т в месяц при условии своевременного вывоза продукции.

В Казахстане, как и в странах СНГ, битумы дорожные вязкие выпускают по стандарту ГОСТ 22245-90. В последнее время при строительстве дорог в республике качество битума оценивается не только по показателям качества ГОСТа 22245-90, но и по американскому стандарту ААSНТО.

В отличие от межгосударственного стандарта в американские стандарты ААSНТО заложены также показатели, характеризующие поведение битума вяжущего в период эксплуатации дорожных покрытий, т.е. определяющие свойства старения битума. Данные показатели очень важны для дорожников, так как они должны гарантировать качество дорожных покрытий не только в момент сдачи объекта, но и в течение как минимум года эксплуатации.

На основании этого ПНПЗ провел добровольно ряд экспертиз битума дорожного на соответствие этим стандартам в независимых лабораториях КазДорНИИ, Tadini Conctruzional Generai S.p.A. Э. Оказалось, что битум предприятия не соответствовал требованиям ААЅНТО по одному показателю - изменению массы после прогрева: факт - 0,52 %, норма - 0,5 %.

Как известно, нефтеперерабатывающее производство не является безотходным. За 25 лет работы в аварийных амбарах и шламонакопителях очистных сооружений предприятия накоплено большое количество нефтешлама. Перед ПНХЗ остро встала проблема по переработке нефтешлама, так как имеющиеся свободные объемы не позволяют дальнейшее его накопление. Для решения этой проблемы была приобретена установка фирмы РLОТТWEG (Германия) по центробежному и гравитационному разделению жидких неоднородных систем (нефтешламов). В июне 2004 г. установка введена в эксплуатацию.

В январе 2006 г. приобретена и запущена в эксплуатацию установка по грануляции серы, которая позволила решить острую проблему по отгрузке получаемой серы, продажа которой была невозможна из-за нетранспортабельного вида готового продукта. Сейчас гранулированная сера (гранулы с определенными размерами и формой) упаковывается в стандартные (50 кг) полиэтиленовые мешки дл перевозки в закрытом подвижном железнодорожном составе.

Ужесточение требований к экологическим и эксплуатационным характеристикам нефтепродуктов выдвигает другую важную задачу нефтепереработки - улучшение качества нефтепродуктов, в первую очередь повышение показателей, связанных с горением топлива, улучшение низкотемпературных свойств средних топлив, а также снижение содержания серы и других вредных примесей во всех продуктах нефтепереработки.

В связи с последним обстоятельством большое значение приобретает процесс очистки сырья нефтепродуктов под давлением водорода – гидроочистка. Важно, что наряду с удалением серы в этом процессе происходит общее облагораживание сырья и нефтепродуктов - снижение содержания азота, насыщение олефинов, гидрирование ароматических углеводородов.

Очевидно, что возрастание роли гидрогенизационных процессов с одновременным снижением производства водорода при изменении подхода к процессу каталитического риформинга более остро ставит проблему получения водорода отдельным процессом, например паровой конверсией.

В связи с этим ПНХЗ в 2005 г. заключил контракт на поставку оборудования новой установки производства водорода. Наилучшим вариантом выбора технологии производства водорода в условиях ПНХЗ явился паровой риформинг бензина в сочетании с двумя установками короткоцикловой адсорбции (КЦА). Установка будет построена на месте старой с использованием существующих зданий и дымовой трубы. В качестве основного технологического оборудования новой установки производства водорода выбрана печь парового риформинга запатентованной конструкции компании «Фостер Уилер» с террасной стеной «Террас-Уолл».

В связи с изменением требований к нефтепродуктам и конъюнктуры рынка будут меняться структура НПЗ, роль и направленность процессов, их значимость и взаимосвязь.

По мере углубления переработки нефти и повышения в перспективе потребления моторных топлив ПНХЗ легко может перейти как к бензиновому, так и к дизельному вариантам.

Наряду с углублением переработки нефтяного сырья важнейшей проблемой в первом десятилетии нового века для ПНХЗ является повышение эксплуатационных и экологических характеристик моторных топлив, сжиженных газов, битумов и других нефтепродуктов до уровня мировых стандартов.

До последнего времени одним из основных высокооктановых компонентов товарного бензина был риформат - продукт процесса каталитического риформинга (ароматизации) прямогонной бензиновой фракции. Однако задача снижения содержания ароматических углеводородов в товарных бензинах диктует необходимость изменения роли процесса риформинга, использования новых катализаторов, способствующих изомеризации парафиновых углеводородов, что позволит получать бензины с пониженным содержанием ароматики при сохранении высоких октановых чисел.

Решением данной проблемы является строительство и ввод в эксплуатацию установки изомеризации. Лицензиары данного процесса - известные фирмы UOP, Axens, АВВ Lummus и др.

При наблюдающейся в настоящее время тенденции (в том числе в Казахстане) к неуклонному увеличению потребления высокооктановых бензинов (с октановым числом не менее 91 пункта по исследовательскому методу планируемые ПНХЗ строительство и пуск в работу установки изомеризаци, дополнение к установке производства водорода позволят предприятию сократить выпуск автомобильного бензина марки АИ-80 вплоть до полного прекращения выпуска данного продукта.

Значительную долю в частных инвестициях занимают инвестиции в недропользование. Между тем отрасли обрабатывающей промышленности и тем более инновационного сектора пока остаются не столь привлекательными для частного инвестора. В связи с этим задачей государства является создание благоприятного инвестиционного климата для привлечения частных инвестиций в обрабатывающую промышленность.

В заключение необходимо отметить, что исходя из стратегических интересов Казахстан намерен: привлекать инвестиции в капиталоемкие проекты в сфере развития нефтехимии и нефтегазовой промышленности; создавать совместные предприятия по производству нефтегазового оборудования; максимально привлекать к сотрудничеству казахстанские компании и специалистов; способствовать дальнейшему росту взаимовыгодных отношений; обеспечивать стимулирование развития малого и среднего бизнеса.

Нефтяная промышленность в странах ближнего и дальнего зарубежья. Основополагаюшим фактором роста нефтяной промышленности России в последние годы являются высокие мировые цены на нефть, которые в 2007 г. вплотную приблизились к 100 долл. за баррель. Существующая ценовая коньюнктура на сырьевом рынке благоприятно влияет на динамику развития нефтяного комплекса России в целом и нефтеперерабатывающей отрасли промышленности в частности.

Объем первичной переработки нефтяного сырья за 2007 год составил 228,51 млн.т (103,8 % к уровню 2006 г.). При этом переработано 46,6 % добытых в России нефти и газового конденсата (в 2006 году — 45,8 %).

Основной прирост переработки обеспечен двумя нефтяными компаниями ОАО НК «Роснефть» (107,5 % к 2006 г.) и ОАО НК «ЛУКОЙЛ» (107,7 %). Кроме того, возросла переработка на Хабаровском IНПЗ (103,8 %), Московском НПЗ (103,4 %), ОАО «Газпромнефть» (101,4 %). Наиболее значительное снижение нефтепереработки отмечено в ОАО «Газпром» (на 5%) и ОАО «Сургутнефтегаз» (на 2%).

Перспективы развития нефтяного комплекса России в условиях усложнения условий добычи нефти, выработки наиболее рентабельных месторождений непосредственно связаны с развитием процессов глубокой переработки нефти.

За последние годы нефтеперерабатывающая отрасль России не претерпела существенных изменений. Так, благодаря целенаправленной политике многих нефтяных компаний, направленной на развитие нефтепереработки, увеличивается глубина переработки: средняя глубина переработки нефти на российских заводах составила в 2007 г. 71,4 % (в 2006 г. - 71,7 %, в 2005г. - 71,3 %, в 2003 г.- 70 %, в 2002г. - 69 %, в 2001 г. - 70,5 %, в 1996 г. - 62,7 %, в 1991 г. - 64,7 %), то есть выросла по сравнению с предыдущим периодом, но все еще остается ниже, чем в развитых странах. В среднем, этот показатель на российских НПЗ в 1,3 раза ниже, чем в США и Западной Европе. Доля углубляющих процессов, увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего лишь 20,3 % против 73,3 % в США, 42,9 % в Западной Европе и 32,6 % - в Японии. В результате российские НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 140 литров бензина, в США свыше 450 литров. Таким образом, в товарной структуре российской нефтепереработки доминируют продукты с низкой добавочной стоимостью, основной причиной чего является техническое отставание предприятий и изношенность фондов.

Кроме того, для отрасли характерна высокая степень изношенности основных фондов. Средний уровень самортизированного оборудования на НПЗ достигает 80 %, а срок службы оборудования заводов достаточно высокий: из 27 НПЗ, расположенных в России, 20 заводов работают по 40-50 лет.

В этих условиях положительным моментом является продолжающаяся модернизация нефтеперерабатывающей промышленности. Впервые за многие годы темп прироста инвестиций в обрабатывающие производства существенно превысил темп прироста инвестиций в нефтедобычу.

По итогам 2007 г. введены в эксплуатацию установки изомеризации в ООО «ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка» (мощностью 380 тыс.т в год), ООО «ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез» (440 тыс.т) и ОАО «Ачинский НПЗ ВНК» (250 тыс. т), установка висбрекинга (мощностью 870 тыс.т в год) в ОАО «ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка». В Нижнекамске продолжалась реализация проекта «Комплекс нефтеперерабатывающих и нефтехимических заводов» с привлечением средств Инвестиционного фонда.

В 2007 году выпуск автомобильного бензина составил 35,1 млн.т (102,1 % к 2006 году), дизельного топлива 66,37 млн.т (103,4 %), топочного мазута - 62,42 млн.т (105,2%).

В структуре автомобильных бензинов по НПЗ нефтяных компаний увеличилась доля высокооктановых бензинов до 74,7 % (69,5 % в 2006 году). Объем производства автомобильных бензинов класса ЕВРО составляет около 7% от общего объема производства бензина.

В 2007 году снизилось производство дизельного топлива с содержанием серы до 0,2 % по НПЗ НК - 94,76 % (2006 год – 94,5 %). Доля дизельного топлива с содержанием серы 0,035 – 0,001 % (ЕN-590) возросла с 16,6 % до 19,2 %. Малосернистое дизельное топливо выпускают предприятия ОАО «Роснефть», ОАО «МНК -Московский НПЗ», группа Башкирских НПЗ, ОАО «ЛУКОЙЛ», ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО НГК «Славнефть», ОАО «ТНК - ВРХолдинг».

В перспективы развитие нефтеперерабатывающей промышленности будет определяться следующими обстоятельствами:

— изменение после 2010 года структуры потребления автомобильных бензинов: рост спроса на высокооктановые высококачественные бензины, соответствующие нормативам ЕВРО-4 и выше, снижение спроса на низкооктановый бензин;

— снижение объемов экспорта нефтепродуктов в связи с ужесточением стандартов на нефтепродукты в ЕС;

— повышение транспортных тарифов и тарифов на электроэнергию.

Конфигурация мировой нефтепереработки определяется спросом на нефтепродукты. В минувшие пять лет отмечен прирост мощностей гидроочистки и гидрокрекинга, увеличивались мощности каталитического крекинга, хотя и замедленными темпами. Обессеривание атмосферных остатков в сочетании с каталитическим крекингом остаточного сырья также становится все более популярным как выгодный способ снижения выбросов СО₂ и сведения к минимуму производства котельного топлива. Что касается содержания металлов и связанного углерода, то коксование и гидроочистка являются предпочтительным вариантом.

Существующая инфраструктура нефтеперерабатывающей промышленности в большинстве ригионов мира достаточна для удовлетворения спроса на нефтепродукты. Если же спрос на нефтепродукты будет опережать рост мощности нефтепереработки, то может образоваться дефицит. В Европе на грани закрытия находятся несколько НПЗ. Низкая доходность и вынужденность трат на удовлетворение экологических требований вынули многие европейские НПЗ отказаться от расширения мощностей и изменения конфигураций, необходимых для удовлетворения изменяющихся требований рынка к нефтепродуктам.

Существующие мощности по переработке нефти вполне достаточны для покрытия мирового спроса на автомобильные топлива, но эти мощности не всегда размещены там, где это необходимо. Основными рынками для нефтепродуктов являются Китай, США и Юго-Восточная Азия. Избыточные мощности имеются в Западной Европе и Японии. Пропорции на рынке автомобильных бензинов будут все более смещаться в сторону дистиллятов. В Западной Европе фактически вырабатывают слишком много бензина для своего рынка, поэтому значительные объемы бензина экспортируются в США. Спецификации на дизтопливо в большинстве стран Западной Европы эффективно ограничивают количество легкого рециклового газойля в товарных топливах из-за низкого цетанового числа, высокого содержания ароматики и высокой плотности.

Роль каталитического крекинга может широко распространиться на нефтехимическое производство. Растет мировое потребление этилена и пропилена, тогда как поставки нафты, основного нефтехимического сырья, снижаются из-за увеличения доли тяжелых нефтей в современном ассортименте. Новые технологии, сочетающие в себе преимущества термического и каталитического крекинга, перспективны для решения проблем сырья и продуктов. Производство сырья для нефтехимической промышленности и нефтехимических продуктов становится прибыльным делом для нефтепереработчиков.

Существует два фактора, которые должны учитываться нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленностями при планировании своей деловой активности – инфляция и протокол Киото. По мере роста цен банки повышают учетные ставки для преодоления слабости соответствующих валют, что ведет к ухудшению бизнес-климата и снижению потребления нефтехимических продуктов и топлив. Протокол Киото будет работать как налог на топлива в звисимости от содержания углерода. Внедрение этого «налога» негативно отразится на странах, опирающихся на дешевые топлива как основную часть их национальных энергетических балансов.

Вопросы для самопроверки

1. Задачи курса «Перспективные технологии в нефтепереработке».

2. Характеристика состояния и перспективы развития нефтегазовой отрасли и нефтегазопереработки в Казахстане.

3. Основные направления развития нефтепереработки.

Литература

1. Л. К. Киинов. О состоянии нефтегазовой отрасли Республики Казахстан, Нефть и Газ, №6, 2005 г., С. 79-85

2. Г.Ж. Амантурлин. Реконструкция Атырауского нефтеперерабатывающего завода, Нефть и Газ, №4, 2005 г, С.135-136

3. Нефтепереработка и нефтехимия №6, 2002.

МОДУЛЬ 2 ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТЯНОГО ОСТАТОЧНОГО СЫРЬЯ

Лекция 2. Термические процессы переработки нефтяного остаточного сырья

План:

1. Главный показатель НПЗ - глубина переработки нефти.

2. Классификация процессов переработки нефтяных остатков

3. Термические процессы переработки тяжелого углеводородного сырья. Висбрекинг.

1. Главный показатель НПЗ - глубина переработки нефти.

Общеизвестно, что основная ценность нефти заключена в потенциальном содержании бензиновых и дизельных фракций. Чем больше светлых нефтепродуктов извлечено из нефти, тем больше получено продуктов, наиболее ценных в энергетическом и денежном отношении, тем меньше необходимый объем добычи и переработки нефти.

Глубина переработки нефти - основополагающий показатель степени технического и экономического совершенства нефтеперерабатывающего завода. Принято считать, что 93-95% - практически максимально достижимый результат, а 50% - низший предел, обеспечивающий окупаемость затрат на переработку нефти.

Разница по глубине переработки нефти между США и Россией в 25% означает, что американские нефтепереработчики производят бензинов и дизельных топлив из каждой перерабатываемой тонны нефти на 250 кг больше, чем на российских НПЗ. В денежном выражении это весьма солидные цифры. В настоящее время в России перерабатывается около 170 млн т нефти в год, и, если увеличить глубину ее переработки, то каждый дополнительный процент увеличения глубины - это десятки миллиардов рублей дополнительной прибыли.

Одно из главных мнений: мазут- основное котельное топливо, сжигаемое в городских котельных, производящих тепло и горячую воду, и если будет больше производиться бензинов и дизельных топлив, значит, меньше будет оставаться мазутов. В зимний отопительный период мазут пользуется повышенным спросом, и цены на котельное топливо возрастают в 2-3 раза. Однако топливному мазуту найдена высокоэффективная альтернатива - работу котельных и ТЭЦ переводят на природный газ, что и экономичнее, и экологичнее.

Основной фактор значимости мазута: мазут для нефтепереработчиков является одним из основных экспортных полупродуктов и обеспечивает значительные валютные поступления, как производителям-продавцам, так и в госказну. Однако трудно найти ответ на вопрос: почему мы сами не подвергаем мазут глубокой переработке, а продаем его на запад, если знаем, его покупают не для сжигания, а для глубокой переработки?

Актуальность углубления все более возрастает в связи с увеличением затрат на добычу и транспортировку нефти. Ограниченность мировых запасов нефти ведет к необходимости вовлечения в переработку нетрадиционных видов сырья – тяжелых и битуминозных нефтей, запасы которых превосходят запасы обычных нефтей. Кроме того, НПЗ стоят перед проблемой утилизации тяжелых остаточных фракций в связи с сокращением потребления котельных топлив, а также в связи с вводом норм ЕЭС, ограничивающих содержание в них серы (0,25 –0,15).

Процессы переработки тяжелых остатков: висбрекинг, термический крекинг, деасфальтизация, производство битумов, кокса имеют ряд недостатков, таких как низкая глубина конверсии, получение нестабильных малоценных побочных продуктов (асфальта, газойлей, низкокалорийного газа и бензина), требующих последующей обработки для доведения их до качества товарной продукции. На НПЗ в перспективе не должно вырабатываться продуктов, стоящих дешевле, чем исходная смесь.

По мере роста цен на сырую нефть получения значительных объемов, например, кокса из гудронов (до 35%мас.) становится невыгодным. Заводы испытывают большие трудности от избытка тяжелых остатков с высоким содержанием серы и металлов, для которых нет надежного и долговременного сбыта. Поэтому необходимо изменить структуру переработки тяжелых остатков так, чтобы превратить их в максимальное количество топлива для транспорта. Предпочтительна максимальная выработка бензина и дизельного топлива непосредственно на технологической установке с тем, чтобы НПЗ постепенно пришел к нулевой выработке котельных топлив. Для этого необходимо облагораживание вырабатываемых остатков, выражающееся в увеличении доли водорода и снижении доли углерода, достигаемое различными способами.