Ресурсы и месторождения нефти
Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 141,3 млрд т (табл. 1.1). Этих запасов при нынешних объемах добычи нефти хватит на 42 года. Из них 66,4 % расположено в странах Ближнего и Среднего Востока. Для этого региона характерно не только наличие огромных запасов нефти, но и концентрация их преимущественно на уникальных (более 1 млрд т) и гигантских (от 300 млн до 1 млрд т) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место по этому показателю занимает Саудовская Аравия, где сосредоточено более четверти мировых запасов нефти. Огромными запасами нефти в этом регионе обладают Ирак, Иран, Кувейт и Абу-Даби – арабские страны, каждая из которых владеет почти десятой частью ее мировых запасов.
Второе место среди регионов мира занимает Американский континент – 14,5 % мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина и Бразилия.
Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,9 %, в т. ч. в Ливии – 2,9 , Нигерии – 2,3 и Алжире – 0,9 % .
В Западной Европе крупные месторождения нефти и газа расположены в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд т) и норвежских (1,5 млрд т) территориях.
В Азиатско-Тихоокеанском регионе промышленными запасами нефти обладают Китай (2,35 %), Индонезия (0,5 %), Индия, Малайзия и Австралия (в сумме 1 % от мировых).
Восточно-Европейские бывшие социалистические страны и бывший СССР владеют 5,8 % извлекаемых запасов нефти, в т. ч. бывший СССР – 5,6, Россия – 4,76 %, т. е. 6,64 млрд т.
Ресурсы и месторождения природного газа. Мировые извлекаемые запасы природного газа оцениваются в 154,9 трлн м3 . Ресурсов газа при нынешних темпах его добычи хватит на 63,1 года. По разведанным запасам природного газа первое место в мире занимает Россия – 31 %. Одна треть общемировых его запасов приходится на Ближний и Средний Восток, где он добывается преимущественно попутно с нефтью, т. е. на страны, обладающие крупными месторождениями нефти: Иран (14,9 % от общемировых запасов – 2-е место в мире), Абу-Даби (4,0 %), Саудовская Аравия (3,9 %) и Кувейт (1,0 %).
В Азиатско-Тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа обладают Индонезия, Малайзия и Китай.
Достаточно большие запасы (7,2 %) газа размещены в Африке, прежде всего в таких странах, как Алжир (2,9 %), Нигерия (2,2 %) и Ливия (0,9 %).
На американском континенте обнаружено 12,7 % от общемировых запасов природного газа, в т. ч. США – 3,1 % (5-е место), Венесуэла – 2,7 %, Канада – 1,1 %.
Западная Европа обладает 2,9 % от мировых запасов природного газа, в т. ч. Норвегия – 0,8 %, Нидерланды – 1,1 % и Великобритания – 0,5 % .
Добыча нефти. Главные нефтедобывающие регионы мира – страны, обладающие крупными ресурсами нефти. По объему добычи нефти первые места в мире занимали до 1974 г. – США, затем до 1989 г. – бывший СССР, а с 1995 по 2000 гг. – Саудовская Аравия. Как видно из табл. 1.1, в настоящее время Россия по этому показателю занимает 1-е место в мире. В десятку крупных нефтедобывающих стран мира (добывающих более 100 млн т/г) входят еще Иран, Китай, Норвегия, Венесуэла, Мексика, Ирак, Великобритания, Ливия, Канада и Нигерия.
В 2005 г. добыча нефти в некоторых странах бывшего СССР составила (в млн т): Казахстан – 61, Азербайджан – 22, Туркмения – 9,5 . Как видно из табл. 1.2 , Россия с начала нового столетия интенсивно наращивает добычу нефти, несмотря на ограниченность ее запасов (~ 7 млрд т).
Россия, экспортируя более половины произведенной нефти, все более становится нефтегазосырьевым придатком развитых стран. Большинство отечественных месторождений нефти ныне находится на стадии исчерпания активных рентабельных запасов. Непрерывно растет обводненность нефтяных месторождений, которая в среднем по России составляет 82 %. Низок среднесуточный дебит одной скважины (около 7 т), только высокая цена нефти на мировом рынке позволяет временно считать такие дебиты рентабельными. Высока изношенность оборудования нефтегазового комплекса страны. В ближайшем будущем Россия обречена работать с трудно извлекаемыми и малодебитными месторождениями нефти. Из-за недальновидного свертывания геолого-разведочных работ очень мала вероятность ввода в разработку новых крупных, типа Западно-сибирских, высокодебитных месторождений в ближайшие два-три десятилетия. В этой связи нельзя считать оправданной проводящуюся руководством страны и нефтяными компаниями политику резкого ускорения темпов добычи нефти без компенсации восполнения ее ресурсов, что приведет к хищнической выработке остаточных запасов и серьезным негативным последствиям для экономики следующих поколений россиян. Назрела необходимость для законодательного установления ограничительных квот как на добычу, так и экспорт нефти и газа.
Добыча природного газа. По объемам добычи газа в мире со значительным отрывом от других стран лидируют бывший СССР и США. В число крупных газодобывающих стран мира входят Канада, Великобритания, Индонезия, Нидерланды, Алжир, Норвегия, Иран, Мексика и Узбекистан. Динамика добычи природного газа в России в 2000–2005 гг. приведена в табл. 1.2 , откуда следует, что производство газа, который по сравнению с нефтью значительно менее исчерпан, непрерывно возрастает и достигло 641 млрд м3 . Разумеется, такие высокие объемы газодобычи в стране, в отличие от нефтяной отрасли, экономически оправданы, поскольку обоснованы исключительно большими его ресурсами.
Если у серьезного специалиста спросить: «А сколько в мире есть нефти, газа, угля, урана?», - честный ответ от него может быть только один: «Никто в мире в точности этого не знает». И причин для такого именно ответа много. Во-первых, создаются все новые и новые методы выявления месторождений, добычи и переработки ресурсов. Уже поэтому с каждым годом цифры в ответе на вопрос «сколько?» меняются. Тут израсходовали месторождение на XXX тонн, а вот там нашли на УУУ… Во-вторых, это деньги, которые в наше время так важны. При цене в 120 долларов за баррель арктическая нефть — извлекаемый ресурс, добыча, переработка и транспортировка которого принесут прибыль. При цене 20 долларов за баррель эта нефть интересна только геологам. В-третьих, на войне как на войне: поскольку имеет место всеобщая схватка всех со всеми, сокрытие точных цифр – дело нужное, оправданное, а уж впарить противникам дезинформацию – дело доблести и чести. Если то или иное месторождение находится в собственности того или иного государства, они цифры своих запасов могут вообще объявить государственным секретом и не раскрывать их (именно такое решение приняла РФ). Если месторождение в частной собственности — еще хуже: достаточно ведь заявить, что в этой вот скважине 100500 миллиардов тонн нефти и столько же кубометров газа, и твои акции на бирже взлетают в цене, а при громогласном крике о том, что у конкурента рудник практически пуст ты можешь обрушить его акции. Энергетические войны суть войны всех против всех.
Дополнительная литература Энергетические войны: Часть 1. Вступление
Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира - М.: Изд-во им. ИМ Губкина. 2006. - 640 с.
Америка́нский нефтяно́й ба́ррель — единица измерения объёма нефти, равная 42 галлонам или 158,988 литрам.
Развитие нефтеперерабатывающей отрасли в России и мире
Первые попытки получить из нефти новые продукты человечество предприняло около 5 тыс. лет назад. За всю долгую историю нефтепереработки цели таких преобразований были самые разнообразные — от научного любопытства до получения нового оружия и горючих материалов. Сегодня сложно найти сферу промышленности, в которой не задействованы в том или ином виде нефтепродукты, но еще сложнее предсказать, где они окажутся востребованными завтра
Обозначения газа – lng, cng, lpg, sng. В чем между ними разница?
1.LNG (Liquified Natural Gas) – сжиженный природный газ. Получают при охлаждении природного газа до температуры –160°C. При этом происходит сжатие газа по объему в 600 раз в сравнении с газообразным состоянием.
2.CNG (Compressed Natural Gas) – сжатый природный газ (метан): газообразные углеводороды, образующиеся в земной коре, высокоэкономичное энергетическое топливо.
3.LPG (Liquified Petroleum Gas) – сжиженный газ (пропан-бутан). Газ, полученный при добыче и переработке нефти. В жидкое состояние переводят при охлаждении до критической температуры и последующей конденсации в результате отвода теплоты парообразования.
4.SNG (Synthetic natural gas) – синтезированный природный газ (СПГ): газ, полученный из угля или нефти, состоит из тех же основных химических элементов, что и природный газ, и имеет такие же горючие свойства.
В автомобилях применяют пп. 2-3.
На́фта или лигрои́н — смесь жидких углеводородов, более тяжелая, чем бензин. Лигроин получают при прямой перегонке нефти или крекинге нефтепродуктов (выход 15-18 % от массы сырья). Пределы выкипания 120-240 °С. Прозрачная желтоватая жидкость.
Основное применение — в качестве сырья для нефтехимической промышленности, при производстве олефинов в паровых крекинг-установках. Также используется для производства бензина, как в качестве добавки, так и в качестве сырья для производства высокооктановых добавок.
Процесс дистилляции был известен еще древним цивилизациям и точно использовался алхимиками уже в I тысячелетии до н. э. Применение получавшегося продукта в результате примитивной перегонки нефти было ограничено его очевидными свойствами — он неплохо горел — и свойствами предполагаемыми: вплоть до XIX века нефтяные дистилляты широко применялись в аптекарском деле в качестве заживляющего, болеутоляющего и любого другого чудодейственного средства.
В 1840–50‑х годах в Америке были открыты значительные месторождения нефти. Добыча нового ископаемого требовала рынков сбыта, а тогдашних представлений о химических и физических свойствах жидких углеводородов было достаточно, чтобы быстро найти им достойное применение. Идея извлечения из нефти керосиновых фракций была реализована учеными и инженерами во многих странах. Очень быстро керосин стал движущей силой нарождавшейся нефтеперерабатывающей промышленности.
Следующим витком развития нефтепереработка обязана появлению бензинового двигателя внутреннего сгорания (ДВС), до сих пор остающегося одним из главных отраслевых драйверов роста. История здесь отдает авторство немецким инженерам Готтлибу Даймлеру и Вильгельму Майбаху. Они не просто сконструировали легкий бензиновый карбюратный двигатель, но и сумели наладить производство автомобилей. Так или иначе, но на заре XX века автомобили начали свое триумфальное шествие по планете, а с ними стремительно рос и спрос на бензин.
По своему молекулярному составу бензин — это более легкая углеводородная фракция, чем керосин. Изначально при производстве керосина ее утилизировали как ненужный остаток. По мере же востребованности бензина стало ясно, что объемов получающейся после прямой перегонки нефти бензиновой фракции недостаточно, чтобы удовлетворить растущий спрос. К тому же качество прямогонного бензина оставляло желать лучшего.
Нефтеперерабатывающая промышленность в 20-30‑е годы XX века вплотную подошла к необходимости первой качественной модернизации производства и появлению новых технологических процессов. Таким процессом, позволившим вырабатывать достаточное количество качественного бензина, стал сначала термический, а потом и каталитический крекинг, то есть расщепление сложных молекул на более простые под воздействием высокой температуры и превращение тяжелых нефтяных фракций в легкие.
Термический и каталитический крекинг определили дальнейший вектор развития нефтепереработки — сегодня она немыслима без процессов, связанных с расщеплением тяжелых молекул углеводородов на более легкие.
ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ
В последние десятилетия в мире прослеживается четкая тенденция на укрупнение среднего размера НПЗ, на увеличение глубины переработки нефти и, соответственно, сложности предприятия. Впрочем, разброс значений довольно велик: мощность самого крупного в мире завода в Джамнагаре (Индия) составляет 70 млн тонн н. э. в год, а среднемировой размер НПЗ — всего около 7 млн тонн.
Существенно может варьироваться и коэффициент, отражающий глубину переработки нефти. В лидерах здесь США, где средняя глубина переработки порядка 95%, а на некоторых производствах показатель достигает и 98%. В России средний показатель для отечественных НПЗ — 74,2%, лучшие заводы, к которым относятся и предприятия «Газпром нефти», дают 80–85%.
Глубина переработки = (Объём переработки — Объём производства мазута — Объём потерь и топлива на собственные нужды) / Объём переработки * 100 %
Для оценки и сравнения отдельных нефтеперерабатывающих предприятий или отраслей разных регионов мира используются показатели «глубина переработки нефти» [3], «выход светлых нефтепродуктов», «доля вторичных процессов» [4], «коэффициент сложности» [5, 6].
3. Каминский Э. Ф., Хавкин В. А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. – М.: Техника, 2001. — 384 с.
4. Сомов В. Е., Садчиков И. А., Шершун В. Г. и др. Стратегические приоритеты российских нефтеперерабатывающих предприятий. — М.: ЦНИИТЭнефтехим, 2002. — 292 с.
5. Johnson D. Complexity Index Indicates Refinery Capability, Value // Oil & Gas Journal. – 1996. – V. 18. – P. 74–80.
6. Брагинский О. Б. Сколько стоит НПЗ? // Нефть и бизнес. — 1997. — № 3. — С. 27–30.
7. Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира - М.: Изд-во им. ИМ Губкина. 2006. - 640 с
Ни один из перечисленных показателей не лишен недостатков. Так, показатели «глубина переработки нефти» и «выход светлых нефтепродуктов» не характеризуют качество получаемых продуктов, а также качество поступающего на переработку нефтяного сырья, в частности, содержание в нем светлых фракций.
Рейтинг сложности НПЗ, вычисляемый по известным индексам Нельсона отдельных технологических процессов, представляет собой сугубо экономическую оценку стоимости сооружения предприятия и слабо отражает его технологический уровень.
Индекс Нельсона
Индекс оценивает сложность производства и иллюстрирует уровень развития мощностей вторичной переработки по сравнению с первичной мощностью дистилляции. Для расчета индекса оборудованию по перегонке сырой нефти присваивают коэффициент 1, а все остальные установки сравнивают с ним по сложности и стоимости. Например, установка каталитического крекинга имеет коэффициент, равный 4, то есть она в четыре раза сложнее, чем установка для перегонки сырой нефти при той же производительности. Суммируя значения сложности, присвоенные каждой единице оборудования, определяют сложность НПЗ по индексу сложности Нельсона.
К 2015 году средний индекс Нельсона для американских НПЗ составлял порядка 12 единиц, для европейских и азиатских — около 8, а для лучших заводов, например НПЗ в индийском Джамнагаре — 14. По прогнозам экспертов, в ближайшем будущем смогут выжить только заводы, имеющие индекс Нельсона не ниже 10, а новые производства изначально будут иметь сложность около 15 единиц.
Комплексная оценка Нельсона, сопоставленная с глубиной нефтепереработки, дают более ясную характеристику НПЗ, как показано в таблице 2.
Анализируя данные таблицы, можно сделать вывод, что наибольший индекс Нельсона имеют нефтеперерабатывающие заводы нефтехимического профиля, при этом глубина нефтепереработки может быть невысокой.
Тенденция на углубление переработки характерна для НПЗ во всем мире. Это связано с перманентно уменьшающимся спросом на мазут, представляющий собой тяжелые остатки переработки нефти и нефтепродуктов, и все возрастающим спросом на высококачественный бензин и дизельное топливо. В частности, именно бурный рост в США автопарка и, как следствие, спроса на бензин привели в свое время к углублению процессов вторичной переработки на местных НПЗ. В то же время СССР с успехом использовал мазут в качестве топлива на ТЭЦ и отправлял его на экспорт, что привело к значительному отставанию во внедрении сложных вторичных процессов.
Еще одним стимулом к развитию и модернизации НПЗ служит повсеместное ужесточение экологических требований к товарным бензинам, а также совершенствование автомобильных двигателей, способствующее росту спроса на высокооктановое топливо. Все это влечет за собой необходимость внедрять в производство процессы гидроочистки и гидрокрекинга, позволяющие получать высококачественные высокооктановые бензины с минимальным содержанием серы.
По прогнозам экспертов, в ближайшие пять лет на гидроочистку и гидрокрекинг придется более 50% всех вводимых вторичных процессов в мире, при этом максимальный прирост мощностей будет касаться именно гидроочистки, — процесса, отвечающего в первую очередь за чистоту получаемого продукта.
Что же касается перспектив долгосрочного развития отрасли, то предметом спора ведущих экспертов стал вопрос, сохранят ли через 15–20 лет бензин и дизельное топливо свои доминирующие позиции на рынке или уступят место альтернативным источникам энергии. Однако, нефтехимическая промышленность, по прогнозам, сможет поддержать отрасль при любом развитии событий: в отличие от альтернативных топлив, речи об альтернативных пластиках сегодня практически не ведется, в то же время продукция нефтехимии все более совершенствуется и находит новые применения в огромном количестве областей.
России от бывшего СССР достались 26 морально и физически утаревших НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мировой войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет. Практически все новые заводы, построенные СССР в 70-80 годы, располагались в союзных республиках. РФ на 80% досталось изношенное морально отсталое оборудование и глубина переработки нефти на российских НПЗ к началу 90-х составляла 64%. Глубина переработки нефти в 1999 году составила в среднем по России 67,4%, и только на Омском НПЗ она достигала 81,5%, приблизившись к западноевропейским стандартам.
К 2013 году в России действовало 50 заводов, включая 23 крупных НПЗ в структуре вертикально-интегрированных нефтяных компаний (ВИНК), восемь независимых НПЗ с объемом переработки более 1 млн тонн в год, а также 15 заводов с объемом переработки менее 1 млн тонн в год. Объем переработки в 2013 году достиг 275,2 млн тонн со средневзвешенным уровнем загрузки по России 92,9% и глубиной переработки — 72%.
Только в 2015 г в России было введено в эксплуатацию 11 установок вторичной переработки нефти. Общий объем переработки нефти составил 282,4 млн тонн. Глубина переработки составила 74,2%.
«Газпромнефть–Омский НПЗ», дочернее предприятие компании «Газпром нефть», является одним из самых современных нефтеперерабатывающих заводов России и одним из крупнейших в мире. В 2015 году Омский НПЗ переработал 20,9 млн тонн нефти. Предприятие на 3,6% — до 4 млн тонн — увеличило объем производства бензина экологического стандарта «Евро-5» по сравнению с предыдущим годом. Выпуск дизельного топлива 5-го экологического класса составил 6,3 млн тонн, что соответствует уровню 2014 года.
Среди крупнейших текущих и перспективных отечественных проектов НПЗ, ГПЗ и нефтехимических предприятий выделяются следующие: http://www.oilandgasrefining.ru/refinery-report/
гидроочистка дизельного топлива – «Газпромнефть – МНПЗ», «Киришинефтеоргсинтез», «Газпромнефть – Ярославнефтеоргсинтез», ЛУКОЙЛ-Волгограднефтепереработка, ЛУКОЙЛ-Ухтанефтепереработка, Хабаровский НПЗ;
изомеризация - «Газпромнефть – МНПЗ», Саратовский НПЗ;
гидроочистка бензина каталитического крекинга – «Газпромнефть – МНПЗ», «Газпромнефть – ОНПЗ», Уфимский НПЗ, «Газпромнефть – Ярославнефтеоргсинтез»;
риформинг - Новокуйбышевский НПЗ, Хабаровский НПЗ;
алкилирование - Новоуфимский НПЗ, «Славнефть – ЯНОС»;
гидродепарафинизация масел - ТАНЕКО.
ПОДГОТОВКА НЕФТИ
Прежде чем попасть на производство, нефть еще на промысле проходит первоначальную подготовку. При помощи газонефтяных сепараторов из нее удаляют наиболее легкие, газообразные составляющие. Это попутный нефтяной газ (ПНГ), состоящий преимущественно из метана, этана, пропана, бутана и изобутана, то есть из углеводородов, в молекулах которых содержится от одного до четырех атомов углерода (от CH4 до C4H10). Этот процесс называется стабилизацией нефти — подразумевается, что после него нефть будет сохранять свой состав и основные физико-химические свойства при транспортировке и хранении.
Объективно говоря, разгазирование пластовой нефти начинается еще в скважине по мере продвижения ее наверх: из-за падения давления в жидкости газ из нее постепенно выделяется. Таким образом, наверху приходится иметь дело уже с двухфазным потоком — нефть / попутный газ. Их совместное хранение и транспортировка оказываются экономически невыгодными и затруднительными с технологической точки зрения. Чтобы переместить двухфазный поток по трубопроводу, необходимо создать в нем условия постоянного перемешивания, чтобы газ не отделялся от нефти и не создавал в трубе газовые пробки. Все это требует дополнительных затрат. Намного проще оказывается пропустить газонефтяной поток через сепаратор и максимально отделить от нефти ПНГ. Получить абсолютно стабильную нефть, составляющие которой совсем не будут испаряться в атмосферу, практически невозможно. Некоторое количество газа все равно останется и будет извлечено в процессе нефтепереработки.
Для подготовки нефти на промыслах применяют Дожимные насосные станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ), где идет многоступенчатый процесс сепарации газа. При этом решается проблема достижения нормативного уровня использования ПНГ в 95%, которая, наиболее остро стояла перед небольшими месторождениями, расположенными в районах со слабо развитой инфраструктурой. Погасить факела на промыслах - важнейшая проблема экономики и экологии нефтедобычи. Кстати, сам попутный нефтяной газ — это ценное сырье, которое может использоваться для получения электроэнергии и тепла, а также в качестве сырья для нефтехимических производств. На газоперерабатывающих заводах из ПНГ получают технически чистые отдельные углеводороды и их смеси, сжиженные газы, серу.
На промыслах проводят только первичную подготовку нефти – ее отстаивание и термохимическое обезвоживание, а в ряде случаев и обессоливание. Свежие водно-нефтяные эмульсии сразу после выхода из скважины разрушаются значительно легче, поэтому первичное обезвоживание и обессоливание следует проводить на промыслах. В отстойники установок подготовки нефти добавляют деэмульгаторы – специальные вещества, способствующие разрушению эмульсий и ускоряющие процесс расслаивания нефти и воды. При выборе деэмульгатора учитывают тип нефти (смолистая, парафинистая), содержание в ней воды, интенсивность перемешивания, температуру и другие. Деэмульгатор, кроме того, не должен вызывать коррозию трубопроводов и аппаратуры, иметь неприятный запах, вызывать загрязнения окружающей среды. Также на месторождении от нефти отделяют воду и механические примеси. После этого она поступает в магистральный нефтепровод и отправляется на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Переработку нефти на НПЗ начинают с очистки от содержащихся в ней солей (хлоридов и сульфатов натрия, кальция и магния), которые вызывают коррозию оборудования, оседают на стенках труб, загрязняют насосы и клапаны. Для этого используются электрообессоливающие установки (ЭЛОУ), где нефть смешивают с водой, в результате чего возникает эмульсия — микроскопические капли воды в нефти, в которых растворяется соль. Эмульсию подвергают воздействию электрического поля, из-за чего капли соленой воды сливаются друг с другом и затем отделяются от нефти. В переработку допускается нефть, содержащая 0,1% воды и 3–4 мг/л солей. Таким образом, подготовку нефти к переработке осуществляют дважды: на нефтепромыслах и на НПЗ.