Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающего комплекса мира и России. Монография
.pdf
На третьем месте находится французская нефтеперерабатывающая промышленность (13 НПЗ, средняя мощность – 7,3 млн т/год).
На четвертом месте – нефтеперерабатывающая промышленность
Великобритании (число заводов – 11, средняя мощность – 8,1 млн т/год).
Суммарные мощности по переработке нефти четырех ведущих
стран Западной Европы составляли 57,5 % суммарных мощностей в регионе [8].
По европейской классификации технологически несложные НПЗ
имеют в своем составе установки по прямой перегонке, небольшой риформинг и мощности по десульфурации.
Следующий уровень – это нефтеперерабатывающие заводы средней технологической сложности, «полукомплексные», которые в дополнение к вышеуказанным процессам располагают еще термическим крекингом или висбрекингом. Технически совершенные нефтеперерабатывающие комплексы имеют установки каталитического крекинга и гидрокрекинга. Западноевропейские НПЗ отличаются высокими показателями глубины переработки. Коэффициент сложности или комплексности для западноевропейской нефтеперерабатывающей промышленности составил 7,18.
В республиках бывшего СССР нефтеперерабатывающая промышленность была создана в советский период. Мощности по первичной переработки составляют: на Украине – 44,0 млн т/год; в Казахстане – 17,2 млн т/год; в Белоруссии – 24,7 млн т/год; в Узбекистане –
11,1 млн т/год; в Туркменистане –11,9 млн т/год, в Азербайджане –
20,0 млн т/год.
В последние годы удельный вес мощностей нефтеперерабатывающих предприятий АТР в общемировой структуре возрос с 18,7 до
26,1 %. По масштабам нефтеперерабатывающих мощностей Азиатско–
Тихоокеанский регион обогнал регионы Северной Америки и Западной
Европы.
Доля вторичных процессов нефтепереработки в странах АТР в
суммарных мировых мощностях ниже, чем доля мощностей первичной
переработки. В целом можно сказать, что нефтепереработка стран АТР
не является сложной. Индекс Нельсона для нефтепереработки стран
АТР со ст авл ял 4, 9 [9] .
Японская нефтеперерабатывающая промышленность по мощности перерабатывающих заводов занимает четвертое место в мире после
США, Китая и России, а по техническому уровню входит в число наиболее развитых отраслей этого профиля.
11
Средняя мощность японских НПЗ уступает средней мощности
российских НПЗ, но близка к уровню средней мощности американских
и западноевропейских НПЗ. Японская нефтеперерабатывающая промышленность характеризуется высокими показателями глубины переработки и близкими к оптимальным показателям степени использования производственных мощностей [2].
Наиболее мощной нефтеперерабатывающей промышленностью
обладает Южная Корея. Мощность шести южнокорейских НПЗ достигла 128 млн т, средняя мощность весьма высока – 21,5 млн т/год.
Глубина переработки в Южной Корее невысокая: доля четырех
ведущих процессов (каталитический крекинг, риформинг, гидрокрекинг, алкилирование) составляет 21,3 %; доля гидроочистки – 41,5 % от
мощности по первичной перегонке. Степень комплексности (сложности) нефтепереработки в Южной Корее также невысока - индекс Нельсона составляет около 4,0.
В Китае нефтеперерабатывающая промышленность находится в
руках двух государственных компаний SinopecuChinaNationalPetroleumCorp. (CNPC), причем в рейтинге ведущих нефтяных компаний в области нефтепереработки Sinopec занимала 4-е место, aCNPC – 9-е место. Согласно данным журнала OilandGasJournal, мощности китайских
НПЗ составляли 340 млн т/год; средняя мощность НПЗ 6,1 млн т/год;
доля углубляющих процессов (каталитического крекинга, риформинга,
гидрокрекинга, алкилирования) – 13 % к мощности по прямой перегонке нефти. Китайская нефтеперерабатывающая промышленность
имеет низкий показатель комплексности (сложности) – 3,34.
На сегодняшний день отношение мощностей конверсионных
процессов (крекинг, риформинг, алкилирование и т. п.) к мощностям
первичной переработки составляет в Китае 0,48 – это один из лучших
показателей в мире (в России – примерно 0,27) [2].
Большие планы имеет нефтеперерабатывающая промышленность Индии. В настоящее время мощность 18 индийских НПЗ достигла
142 млн т/год.
Глубина переработки на НПЗ Индии низкая: доля четырех углубляющих процессов составляет лишь 17,4, а гидроочистки – 10,0 %
от мощности по первичной перегонке нефти. Коэффициент комплексности (сложности) на НПЗ Индии также очень низок – порядка 3.
После ввода второй очереди НПЗ компании RelianceIndustries
в Джамнагаре, способного перерабатывать сернистую нефть, Индия
стала обладателем крупнейшего в мире завода экспортной ориентации.
12
Нефтеперерабатывающая промышленность стран региона Ближнего и Среднего Востока развивалась в последние годы достаточно
энергично.
Мощности арабских НПЗ составляют 8,3 % от мировых мощностей. Нефтепереработка стран Ближнего и Среднего Востока является
неглубокой: суммарная доля вторичных процессов по отношению к
мощностям первичной перегонки составила – 22,8 %, причем по каталитическому крекингу всего 5,1 % от мировых мощностей по этому
процессу, каталитическому риформингу – 9,3 %, по процессу гидрокрекинга – 8,4 %.
Степень сложности и комплексности НПЗ региона Ближнего и
Среднего Востока также невысокая: индекс Нельсона составляет
4,2 [10].
Африканская нефтепереработка характеризуется самыми низкими в мире показателями средней мощности НПЗ, удельного веса вторичных процессов к мощностям по первичной перегонке. В частности,
средняя мощность НПЗ на африканском континенте составляла 3,6 млн
т/год, а, в среднем, по миру – 6,43 млн т/год. Удельный вес вторичных и
облагораживающих процессов (каталитический крекинг, риформинг,
гидрокрекинг, гидрооблагораживание) к мощностям по первичной перегонке составил в Африке 51,2 %, в среднем по миру 85,8 %; индекс
Нельсона для африканской переработки – 3,5.
Нефтеперерабатывающая промышленность Южной Америки и
стран Карибского бассейна развивается энергично. Суммарная мощность нефтепереработки составила 330,5 млн т на 66 НПЗ. Уд е л ь н ы й
вес мощностей НПЗ региона в суммарных мировых мощностях 7,8 %.
Индекс Нельсона для этого региона равен 5,0 (в целом по миру 6,0;
в США – более 10) .
Удельный вес процессов каталитического крекинга, каталитического риформинга, гидрокрекинга составил по региону 28,2 % от мощностей по первичной переработке; гидроочистки – 28,7 %, в то время
как в среднем по мировой нефтепереработке доля углубляющих процессов – 35,5, гидроочистки – 53,8 %, а в странах Северной Америки соответственно 59,9 % и 72,7 %.
В перспективе планируется рост мощностей в странах АТР на
6 %, на Ближнем Востоке на 2 %, а также на 1 % в странах Африки.
При том планируется снижение мощностей по переработке по 4 %, как
в США и Европе (рис. 1.4) [11].
13
Рис. 1.4. Изменение доли регионов в объеме мировой
нефтепереработки в 2008–2030 гг. (базовый сценарий ОПЕК):
(21.9-16,9) % США и Канада; (18, 5–14,6) % Европа; (8,4–8,3) %
бывший СССР; (9,1–9,3) % Латинская Америка; (3,8–4,9) % Африка;
(8,1–10) % Ближний Восток; (30,2–36,0) % АТР
Новые НПЗ на Ближнем Востоке и в Китае будут иметь высокие
индексы сложности Нельсона, что предполагает наличие процессов по
глубокой переработке нефти. Если индекс Нельсона для европейских
НПЗ равен в среднем 7 единиц, то для новых крупных проектов на
Ближнем Востоке и в Азии данный показатель составляет в среднем 10
единиц [12].
1.2. Сос то ян ие и ос но вн ые те нд ен ци и
нефтепереработки в России
Россия занимает 3 место в мире по первичной переработке сырой
нефти с долей 6,3 % мировой переработки. В 2013 г. объем переработки
нефти, по сравнению с предыдущим годом, увеличился на 7,3 млн т
(на 2,8 %), достигнув максимального после распада СССР уровня в
272,7 млн т (рис. 1.5).
В 2014 г. объем переработки вырос на 8,1 % и составил
294,4 млн т. В настоящее время в России переработку нефти и газового
конденсата осуществляют 68 специализированных нефтеперерабатывающих предприятий (НПЗ и ГПЗ), мощностью первичной переработки
нефтяного сырья (данные на 01.01.2014 г.) 299,0 млн т в год. Из них:
14
– 26 НПЗ и ГПЗ, находящиеся в собственности ВИНК, в том
числе 3 предприятия Газпрома (далее «НПЗ ВИНК»). Мощность по первичной переработке нефти составляет 257,0 млн т в год (86,0 % от общероссийских мощностей);
– 10 НПЗ, не входящие в структуру ВИНК. Мощность первичной
переработки составила 32,2 млн т в год (10,8 % от общероссийских мощностей) в 2013 г. Доля в национальном объеме переработки – 11,5 %;
– 32 малых НПЗ (мини-НПЗ), включая предприятия, принадлежащие ВИНК, мощностью первичной переработки 9,8 млн т нефти в год
(3,2 % от общероссийских мощностей). Их доля в объеме переработки
в 2013 г. составляет 2,9 % (рис. 1.6).
Рис. 1.5. Переработка нефти в России
Лидером по мощностям первичной нефтепереработки является
ПАО «Роснефть» – 31 %, ПАО «Лукойл» – 17,6 %, «Группы Газпром» –
16,28 % [13]. Среди крупнейших российских НПЗ средняя мощность
одного завода составляет около 9,3 млн т/год. (для сравнения, максимальная мощность НПЗ в Венесуэле – 47,0 млн т/год) (табл. 1.5).
15
Рис. 1.6. Отраслевая структура переработки нефти по группам
Завод
Ввод в
эксплу-
атацию
Мощ-
ность,
млн т
Доля в общем
объеме перера-
ботки
Глубина
переработки
в 2014 г.
1
2 3 4
5
ОАО «Газпромнефть-Омский
НПЗ»
1955
21,1
7,6 %
93,0 %
ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез»
1966
19.8
7,2 %
57,0 %
ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания»
1960
17,0
6,1 %
65,3 %
ООО «ЛУКОЙЛ-Нижегороднефтеоргсинтез»
1958
17,0
6,1 %
67,8 %
ОАО «СлавнефтьЯрославнефтеоргсинтез»
1961
14,4
5,2 %
63,3 %
ООО «ЛУКОЙЛПермнефтеоргсинтез»
1958
13,1
4,7 %
82,9 %
ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ»
1938
12,0
4,3 %
71,8 %
ООО«РН-Туапсинский НПЗ»
1929
12,0
4,3 %
51,6 %
ОАО «Газпром нефтехим
Салават»
1948
12.0
4,3 %
79,0 %
ООО «Лукойл-Волгоград
нефтепереработка»
1957
11,4
4,1 %
92,5 %
НПЗ в 2013 г.
Таблица 1.5
НПЗ России
16
Окончание табл. 1.5
1
2 3 4
5
ОАО «Ангарская нефте-химическая компания»
1955
10,2
3,7 %
72,4 %
ОАО «Уфанефтехим»
9,5
3.4 %
92,6 %
ОАО «Новокуйбышевский
НПЗ»
1951
8,8
3,2 %
60,6 %
ОАО «Сызранский НПЗ»
1957
8,8
3,2 %
66,0 %
ООО «РН-Комсомольский
НПЗ»
1942
8,0
2,9 %
60,9 %
ОАО «ТАИФ-НК»
1980
7,5
2,7 %
75,0 %
ОАО «Уфимский НПЗ»
1937
7,5
2,7 %
71,2 %
ОАО «Ачинский НПЗ»
1982
7,5
2,7 %
64,4 %
ОАО «Ново-Уфимский НПЗ»
1951
7.1
2,6 %
85,8 %
ОАО «ТАНЕКО»
2011
7,0
2,5 %
74,0 %
ОАО «Куйбышевский НПЗ»
1945
7,0
2,5 %
60,6 %
ОАО «Саратовский НПЗ»
1934
6,8
2,5 %
73,5 %
ОАО «Орскнефтеоргсинтез»
1935
6,6
2,4 %
68,5 %
ООО «ЛУКОЙЛ-Ухт ане фтепереработка»
1933
5,7
2 %
64,3 %
ООО «Афипский НПЗ»
1964
5,3
2 %
50,8 %
ОАО «Хабаровский НПЗ»
1935
4,4
1,6 %
64,3 %
ЗАО «Антипинский НПЗ»
2008
4,0
1,4 %
50,8 %
ЗАО «Краснодарский НПЗКраснодарэконефть»
1991
3,0
1,0 %
50,2 %
ООО «Марийский нефтеперегонный завод»
1198
1,4
0,5 %
46,6 %
ОАО «Новошахтинский завод
нефтепродуктов»
2009
1,3
0,5 %
54,1 %
Структура производства продукции практически не изменилась и
серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута
в России (30 %) в несколько раз выше аналогичных показателей
в мире – менее 5 % в США, до 15 % в Западной Европе (рис. 1.7).
17
Рис. 1.7. Структура производства нефтепродуктов
В среднем по России выход автомобильных бензинов не превышает 18 %, против 45 % в США. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А–76(80) сократилась с 57 % в 2000 г. до 17 % в 2009 г. Отстает
от мирового уровня и качество выпускаемых нефтепродуктов.
Современный состав технологических процессов представлен
в табл. 1.6. На долю нефтехимии приходится всего 8 %, тогда как в мире
до 10 % [14].
Загрузка российских НПЗ составляет 75–80 %, в то время как для
мировой нефтепереработки из-за огромного спроса и высоких цен на
нефтепродукты характерна загрузка, близкая к 100 %.
Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный – порядка 2. Связано это с невысокой глубиной переработки нефти,
недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием. Для сравнения в США индекс Нельсона составляет 10,58, странах Европы – 7,18 (рис. 1.8).
В России 13,6 % предприятий имеют только первичную переработку; в 24 % НПЗ, кроме первичной переработки, реализованы еще
процессы риформинга. И только у 62 % предприятий в структуре предусмотрены процессы глубокой переработки [15, 16].
18
Таблица 1.6
Основные вторичные
процессы
Западная
Европа
США
Россия
Япония
Каталитический
крекинг
15,8
35,8
6,7
19,8
Гидрокрекинг
7,5
9,1
1,9
4,0
Термокрекинг +
висбрекинг
12,2
0,2
5,8
Коксование
2,5
16,2
2,0
2,3
Риформинг, всего
12,7
18,3
11,9
13,9
в т. ч. с непрерывной
конфигурацией
4,1
6,1
1,1
1,1
Гидроочистка и гидрооблагораживание топлив, всего
49,2
55,3
26,7 77,1
в том числе: бензинов
9,5
10,3
0,3
2,2
Дистиллятов
35,3
41,3
26,4
52,5
остатков тяжелого
газойля
4,4
3,7 22,4
Алкилирование
1,4
5,6
0,2
0,8
Изомеризация
2,7
3,0
0,8
0,3
Производство МТБЭ и
других ВОК
0,3
0,5
0,1
0,06
Производство
ароматики
1,3
2,4
0,8
3,8
Производство масел
1,0
1,1
1,4
0,9
Производство кокса
0,6
5,2 0,5 0,3
Производство битума
2,8
3,7 3,7 3,1
Современный состав технологических процессов, %
В 2009 г. доля процессов: каталитического крекинга составляла
6,7 % (в США 35,8 %); алкилирования и изомеризации – 1 % (в США
9 %); мощности по гидроочистке составляют 26 % (в США в 2 раза
больше) [17].
Из 11 процессов глубокой переработки реализовано: 8 процессов
на 4 предприятиях – Пермнефтеоргсинтез, Нижегороднефтеоргсинтез,
Новоуфимский НПЗ, Рязанская НПК; 7 процессов на 3 предприятиях.
19
них:
Рис. 1.8. Индекс Нельсона Российских НПЗ
В последние годы введенны в эксплуатацию 44 установки. Из
– 12 – по гидроочистке дизельного топлива;
– 8 – по каталитическому риформингу (Ангарская НХК, А
НПЗ, Комсомольский НПЗ, Н–Куйбышевский НП, Куйбышевский НПЗ,
Сызранский НПЗ, Орскнефтеоргсинтез, Газпром нефтехим Салават);
– 8 – по изомеризации.
Введены также 5 установок по гидроочистке бензина каталитического крекинга (Омский НПЗ, Московский НПЗ, Ярославский НПЗ,
Уфимский НПЗ, Астраханский ГПЗ) и 1 установка по получению МТБЭ
на Ярослвском НПЗ, Новокуйбышевском НПЗ, Сызранском НПЗ, Уфанефтехим; 6 процессов на 2 предприятиях: Куйбышевский НПЗ, Ярославский НПЗ.
20
чинский
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]