Технологии органического и нефтехимического синтеза

ВСеверной Америке, напротив, постоянно ощущается дефицит бутадиена, который импортируют из Западной Европы и из стран Ближнего Востока. Высокие темпы роста потребления бутадиена ожидаются в Юго-Восточной Азии, но при быстром строительстве этиленовых установок и при включении в их состав блоков экстракции бу-

тадиена из фракции С4 пиролиза ожидается переход отдельных стран региона из нетто-импортеров бутадиена в нетто-экспортеры.

Вперспективе может существенно возрасти спрос на бутилены,

вчастности бутен-1, используемый как сомономер при производстве наиболее перспективного вида полиэтилена– линейного полиэтилена низкой плотности. Однако бутен-1 будет испытывать конкуренцию со стороны другого сомономера – гексена-1, получаемого димеризацией этилена. Также ожидается рост спроса на изобутилен, используемый для производства МТБЭ (метилтретбутилового эфира) – компонента автобензина, улучшающего его экологические характеристики, а также химических продуктов – полиизобутилена и метилметакрилатов.

1.2.6. Метанол

Метанол относится к числу наиболее крупнотоннажных базовых химических продуктов. На его основе вырабатываются различные виды пластмасс и смол, волокон, пестицидов, фармацевтических препаратов, а также МТБЭ и ТАМЭ – кислородсодержащих добавок к бензину, улучшающих его экологические характеристики.

Мировое производство метанола быстро развивалось в первой половине 1990-х гг. (6,7 % в год), что обусловливалось высоким спросом на метанол (рост 5,7 % в год) со стороны формальдегида и МТБЭ. Во второй половине 1990-х гг. темпы роста спроса на эти продукты снизились. В связи с этим в период 1998–2001 гг. уменьшились темпы роста потребления метанола (до 2,8 % в год).

Следует отметить, что в 1994–1995 гг. мировой рынок метанола пережил экстремальные ситуации – от умопомрачительного падения до головокружительного взлета. Это было вызвано быстрым ростом спроса на метанол для выпуска МТБЭ, особенно в США. Ситуация

31

менялась в зависимости от масштабов ввода новых установок мирового класса, ибо только такие установки дают возможность иметь уровень издержек, обеспечивающий рентабельность производства. Ввод нескольких подобных установок сдвигал соотношение предложение/спрос в сторону предложения, и цены падали; напротив, задержка ввода подобных установок – при сохранении высоких темпов роста потребления – приводила к росту цен.

Ситуация со спросом на метанол во многом зависит от того, как будет решаться вопрос с использованием МТБЭ для получения реформулированного бензина в США, а также от того, как будет изменяться цена на природный газ.

Мощности по производству метанола в мире достигли к настоящему времени 29,2 млн т/год, в том числе: в Северной Америке – 10,2; Азиатско-Тихоокеанском регионе – 5; Западной Европе – 3,2; Южной Америке – 3,2; остальных регионах – 7,6, основная часть из которых приходится на Саудовскую Аравию и Россию. Экспортерами метанола являются нефте- и газодобывающие страны (Саудовская Аравия, Чили, Тринидад и Тобаго, Канада, Россия).

По оценкам CMAI, в настоящее время в стадии пуска находятся крупные предприятия по производству метанола в Саудовской Аравии, Тринидаде и Тобаго, Чили, Катаре, США. Ведется строительство метанольных производств в Экваториальной Гвинее, Иране, Венесуэле. Начато строительство установок в России вблизи Архангельска и в Эстонии (при участии Газпрома). В 1998–2001 гг. ввод метанольных установок составил около 6,0 млн т. В этот же период прирост спроса составил 3,0 млн т метанола. Иначе говоря, превышение прироста предложения над спросом достигло 3,0 млн т, т.е. как бы лишними оказались четыре вновь введенных метанольных завода мощностью, соответствующей современному уровню развития промышленности. В связи с превышением предложения над спросом степень использования мощностей по производству метанола с 82,2 % в 1998 г. снизилась до 76,7 % в 1999 г., 72,1 % – в 2000 г.

и до 72,4 % – в 2001 г. Для производителей метанола незыблемым стало правило – если намереваешься ввести новые мощности, закрывай старые малорентабельные установки.

32

1.2.7.Стирол

В1990-х гг. баланс производства и потребления стирола складывался в пользу перепроизводства, причем не из-за падения темпов роста потребления, которые были достаточно высокими (4,0 % в год),

авследствие более быстрых темпов роста производственных мощностей (4,7 %). Это явление привело к тому, что в настоящее время незагруженными остаются мощности порядка 800 тыс. т/год. Коэффициент использования мощностей по производству стирола составил в 2000 г. порядка 90 %. Если коэффициент загрузки мощностей падает ниже этой цифры, производители стирола начинают испытывать трудности. Мировой спрос на стирол возрос с 18,5 млн т в 1998 г. до 28,5 млн т в 2008 г. Причем ассортимент получаемой продукции из стирола изменялся следующим образом: 1998 г. – 52 % – полистирол, 13 % – акрилонитрил, бутадиен, стирол, 11 % – бутадиенстирольный каучук; 2008 г. – 46 % – полистирол, 17 % – вспененный полистирол, 16 % – акрилонитрил, бутадиен, стирол и 9 % – бутадиенстирольный каучук.

Темпы ввода мощностей и роста объемов производства различны по регионам мира. Наиболее высоки они в Азиатско-Тихоокеанском регионе, низкие темпы характерны для США и Западной Европы. Регион Юго-Восточной Азии из чистого импортера стирола превратился в чистого экспортера. Предприятия по выпуску стирола в ЮгоВосточной Азии работали на полную мощность, несмотря на низкую

прибыльность, однако руководители нефтехимических компаний, не считаясь с низкой прибыльностью производства стирола, упорно стремились к выходу на внешние рынки.

1.2.8. Сырьевая база нефтехимикатов

Темпы роста потребления основных видов углеводородного сырья примерно совпадают с темпами роста производства базовых полупродуктов. Некоторое уменьшение темпов роста потребления сырья связано с техническими усовершенствованиями в производстве базовых полупродуктов. При этом структура сырьевой базы меняется незначи-

33

тельно, что подтверждает анализ динамики масштабов и структуры сырья для выпуска наиболее крупнотоннажного базового полупродукта – этилена(табл. 1.5).

Проблема сырьевого обеспечения нефтехимических производств, входящих в состав нефтегазовых компаний, решается обычно в рамках самих компаний. Химические же фирмы для надежного и стабильного снабжения сырьем заключают соглашения с нефтяными компаниями нефтедобывающих стран о долгосрочных поставках сырья или о совместномстроительствеустановокпопроизводствубазовыхполупродуктов.

1.3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНТЕГРАЦИИ НЕФТЕ- И ГАЗОПЕРЕРАБОТКИ С НЕФТЕХИМИЕЙ

Процесс интеграции нефтепереработки и нефтехимии в рамках нефтяных компаний складывался исторически. Преимущества интеграции заключаются в наличии синергического эффекта, проявлениями которого являются:

– сокращение необходимых инвестиций и оборотных средств в результатеэффективногоиспользованияинженернойинфраструктуры;

34

–снижение постоянных расходов в результате долевого разделения затрат;

–действие «эффекта масштаба», т.е. снижение удельных капитальных и эксплуатационных затрат при увеличении единичных мощностей установок;

–оптимизация потоков сырья, полупродуктов и конечных продуктов НПЗ;

–увеличение доли продуктов, которыми обмениваются НПЗ

инефтехимические комплексы;

–снижение трансакционных издержек за счет использования трансфертных, т.е. внутренних для компании, цен;

–регулирование и стабилизация циклов бизнеса нефтяных компаний засчет изменения объемов выпуска нефтехимической продукции.

При комбинировании и/или интеграции нефтепереработки и нефтехимии с НПЗ на нефтехимические комплексы поступают прямогонные бензиновые фракции (нафта), газойль, этан-этиленовая, пропан-пропиленовая, бутан-бутиленовая фракции от процессов каталитического крекинга и замедленного коксования, ароматические углеводороды. На нефтехимических комбинатах они превращаются в базовые нефтехимические продукты (этилен, пропилен, бензол, толуол, ксилолы, бутилены, этилбензол и др.). В свою очередь, с нефтехимических комбинатов на НПЗ возвращаются фракция углеводородов С4 пиролиза, пироконденсат, МТБЭ, водород и другие продукты. Если упомянутые промежуточные фракции НПЗ перерабатывать в традиционные нефтепродукты (например, автобензины и его высокооктановые компоненты) или же использовать как технологическое топливо, то суммарная выручка оказывается меньше, чем та, которая получается на нефтехимическом комбинате при использовании этих фракций в качестве сырья для производства нефтехимикатов.

Схема развития нефтехимических производств на базе потоков с НПЗ приведена в табл. 1.6.

Анализ данных об уровне рентабельности (чистой прибыли на вложенный капитал) на американских НПЗ и нефтехимических комплексах за последние 10 лет, по данным экспертов журнала «Oil and Gas

35

Таблица 1 . 6

Развитие нефтехимических производств на базе потоков с НПЗ

Journal», свидетельствует о том, что для нефтехимической промышленности он выше, чем в нефтепереработке (15 % против 2,4 %). По расчетам американских специалистов максимальный уровень рентабельности современного НПЗ топливного профиля, расположенного на побережье Мексиканского залива США, составляет 10 %. Для НПЗ в районе Роттердама (Нидерланды), в составе которого имеется ароматический комплекс, включающий в себя установки по получению ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов), разделению ксилолов

36

на изомеры и взаимному превращению ароматики (гидродеалкилированию, диспропорционированию толуола), уровень рентабельности повышается до 15 %. Для нового НПЗ в Сингапуре, интегрировавшего в свой состав кроме ароматического комплекса также этиленовую установку, уровень рентабельности может быть повышен до 30 %.

Расчеты показали, что при включении в состав НПЗ производства только ароматических углеводородов (бензол, толуол, смесь ксилолов, циклогексан) норма возврата на капитал (отношение чистого дохода к активам) не превышает среднеотраслевого показателя для нефтехимической промышленности (порядка 15 %). Включение в состав НПЗ таких нефтехимических производств, как этилен, стирол, нафталин, изопропиловый спирт, олигомеры С9–С12, позволяет поднять норму рентабельности НПЗ до уровня выше 15 %. Включение же в состав НПЗ производств полиолефинов, фенола, параксилола и их производных, т.е. глубокая интеграция нефтепереработки и нефтехимии, приводит к росту рентабельности до 20–50 %.

Интересным примером интеграции нефтепереработки и нефтехимии является включение в состав крупной этиленовой установки блока каталитического крекинга в псевдоожиженном слое (ККФ), что позволяет увеличить выход пропилена и тем самым откликаться на складывающуюся конъюнктуру повышенного спроса на пропилен. Данные о выходах продукции при подобной интеграции для крупной этиленовой установки приведены в табл. 1.7.

Таблица 1 . 7

Результаты интеграции пиролизной установки и установки ККФ, 1991 и 1995 гг.

37

Типичным примером интеграции трех видов бизнеса (нефтяного, нефтепереработки и нефтехимии) является комплекс компании British Petroleum в Грэйнджмуте, близ Эдинбурга в Шотландии. Добычу нефти отделение компании ВР Exploration осуществляет на североморском месторождении Фортис. 80 % добываемой нефти с терминала, контролируемого компанией, отправляется танкерами на НПЗ западноевропейских стран, 20 % добываемой нефти идет на НПЗ отделения компании ВР Oil (мощность НПЗ порядка 10 млн т/год). Нафта с НПЗ поступает на две этиленовые установки (суммарной мощностью 600 тыс. т этилена и 450 тыс. т пропилена в год) нефтехимического комплекса компании ВР Chemicals. Кроме нафты в качестве пиролизного сырья используется сжиженный нефтяной газ (пропан-бутан), выделяемый из попутного газа нефтедобычи. В составе нефтехимического комплекса имеются установки извлечения бензола из жидких продуктов пиролиза и переработки фракции С4 пиролиза в бутадиен и полибутены. На базе этилена выпускается полиэтилен высокой плотности, линейный полиэтилен низкой плотности и синтетический этиловый спирт, на базе пропилена – полипропилен, димеры пропилена.

Интеграция дает синергический эффект благодаря комбинированию производств, оптимизации потоков, использованию объектов инфраструктуры. Нефтехимические установки имеют сырье по низким ценам. За счет эффекта комбинирования, масштаба и дешевого сырья продукциякомплекса конкурентоспособна и находит широкий сбыт.

Успешная деятельность комплекса в Грэйнджмуте стимулировала компанию ВР на модернизацию и расширение производства. Инвестиционная программа предполагает расширение терминала, модернизацию установки каталитического крекинга на НПЗ, увеличение мощностей этиленовых установок до 1 млн т/год, полиэтилена высокой плотности – до 280 тыс. т/год и линейного полиэтилена низкой плотности – до 180 тыс. т/год. Отметим, что этиленовые установки в Грэйнджмуте связаны этиленопроводами с комплексом в Моссморране, совместном предприятии химических филиалов нефтяных компаний Exxon Chemicals Ltd и Shell Chemicals Ltd, а также с комплексами химическо-

го концерна ICI в гг. Тиссайд и Ранкорн. Упрощенная схема интегрированного комплекса в Грейнджмуте представлена на рис. 1.3.

38