2.Развитие нпз в России

В царской России предприятия по перегонке нефти были сосредоточены возле районов добычи нефти на Кавказе:  1917 году в Баку работало 53 небольших заводика, в Грозном — шесть. Существовали небольшие заводы по перегонке нефти и производству масел в Константинове (Ярославская область), Санкт-Петербурге. Значительная часть нефтяных промыслов и заводов была разрушена во время гражданской войны 1918— 1920 гг. и полностью восстановлена только через 10 лет. В 1930-х г. началось техническое перевооружение отрасли, Перегонные батареи заменялись трубчатыми установками первичной перегонки нефти, началось строительство установок термического крекинга, было организовано производство парафина. В этот же период началось строительство новых нефтеперерабатывающих заводов, часть которых строилась в районах, где были открыты месторождения нефти (Ухта, Туапсе, Уфа, Саратов). Новые заводы размещались также в районах интенсивного потребления нефтепродуктов (Московский, Комсомольский и Хабаровский НПЗ). К 1940 г. объем переработки нефти увеличился в 3 раза по сравнению с 1913 г. В годы Великой Отечественной войны (1941—1945 гг.) ряд НПЗ был эвакуирован в восточные районы страны и продолжи л свою работу в Сибири и на Дальнем Востоке.

Развитие нефтеперерабатывающей промышленности СССР в послевоенный период характеризуется непрерывным ростом объемов производства и совершенствованием технического уровня отрасли. 1950—1960 гг. были построены новые нефтеперерабатывающие заводы большой мощности в районах массового потребления нефтепродуктов — Омске, ( Ново-Уфимский НПЗ, НПЗ «Уфанефтехим»), Самаре, Перми. Волгограде, Нижнем Новгороде. Позднее (в 1960—1970 гг.) новые НПЗ были сооружены в Ярославле (Ново-Ярославский НПЗ), Рязани, Киришах Ленинградская область). Крупные нефтехимические комбинаты, на которых переработка нефти совмещена с производством большого количества нефтехимических продуктов, были построены в Салавате (Башкортостан), Ангарске (Иркутская обл.), Нижнекамске (Татарстан). Большим достижением российской науки и техники  1950-1960 гг. было создание технологии переработки сернистой, смолистой и высокопарафинистой нефти Урала и Поволжья с получением высококачественного топлива, масел и нефтехимического сырья. Эта технология была внедрена на Омском, Ново Уфимском, Новокуйбышевском, Ново-Ярославском, Рязанском и других заводах [2].

В 1960-х гг.—первой половине 1970-х гг. был осуществлен переход к строительству крупнотоннажных и комбинированных технологических установок. Если в первые послевоенные годы строились установки первичной перегонки мощностью 1—2 млн тонн/год, то 1966—1970 годах введены в эксплуатацию установки AT и АВТ, перерабатывающие 6-8 млн тонн сырья.

Важным этапом развития российской нефтепереработки стало внедрение начиная с 1962 г., таких важных процессов облагораживания светлых нефтепродуктов, как каталитический риформинг бензина и гидроочистка дизельного топлива. Было организовано производство ароматических углеводородов (бензола, толуола, ксилолов) с использованием процессов каталитического риформинга, экстракции. Единичная мощность установок каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива в первые годы строительства также была небольшой, однако позднее она была увеличена в 2—3 раза. В 1960—1970 гг. были построены первые установки замедленного коксования и каталитического крекинга в «кипящем» слое катализатора.

В 1970—1980-х гг. на заводах бывшего Советского Союза были построены крупнотоннажные технологические производства по лицензиям ведущих западных компаний (ЮОП, Французского института и др.) — комбинированная установка каталитического риформинга, гидроочистки дизельного топлива ЖЕКСА на Ново Уфимском НПЗ, установка каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора CCR на Ново-Бакинском НПЗ, установка гидрокрекинга на НПЗ «Уфанефтехим». 1983 год — были введены в эксплуатацию мощные комиксы по производству ароматических углеводородов на Омском НПЗ и НПЗ «Уфанефтехим», строительство которых позволило полностью обеспечить потребности страны в бензоле, толуоле, индивидуальных ксилолах [2].

1970—1980-х гг. на нескольких нефтеперерабатывающих заводах России, Беларуси, Казахстана и Украины были построены спроектированные российским институтом Ленгипронефтехим комбинированные технологические системы (установки) по неглубокой переработке нефти ЛК-6у, на которых осуществлялись процессы обессоливания, первичной перегонки нефти, каталитического риформинга бензина, гидроочистки дизельного топлива и авиационного керосина, газофракционирования. В этот же период были созданы комбинированные системы глубокой переработки нефти типа КТ, спроектированные российским институтом Грозгипронефтехим, в состав которых входили секции вакуумной перегонки мазута, гидроочистки вакуумного дистиллята, каталитического крекинга и висбрекинга. Эти системы были сооружены на Мажейкяйском НПЗ (Литва) и Омском НПЗ.

В середине 1980-х гг. был введен в эксплуатацию новый НПЗ в Ачинске (Красноярский край), который решил проблему обеспечения топливом районов Центральной Сибири.

Серьезные изменения  развития НПЗ России произошли в начале 1990-х, после распада Советского Союза и коренной перестройки экономики страны. Середина 90-х, XX века возникли крупные нефтяные вертикально-интегрированные компании (ВИНК) — «Лукойл», ТНК, «Роснефть» и др. Практически все российские НПЗ, за небольшим исключением, вошли в состав ВИНК. Стратегам и тактика деятельности НПЗ стала диктоваться интересами этих компаний и их владельцев.

В 1990—2000 гг. резко сократился объем переработки нефти на российских НПЗ, замедлилось, во многих случаях прекратилось строительство новых производств. Основной причиной таких изменений было падение платежеспособного спроса на нефтепродукт на внутреннем рынке, обусловленное общим спадом промышленного производства, резким уменьшением потребности на военные нужды, изношенностью технологического оборудования и неудовлетворительным качеством вырабатываемых нефтепродуктов, что не позволяю продавать избыточные нефтепродукты на экспорт. Серьезную роль играло стремление крупных нефтяных компаний в расчете на быстрый, оборот средств торговать сырой нефтью, а не товарными нефтепродуктами [2].

Ситуация стала более благоприятной к концу 1990-х. 2000— 2007 годах было завершено сооружение крупных производств, начатых в 1990-х гг., — были введены в эксплуатацию комплексы глубокой переработки нефти на Пермском НПЗ (на базе установки гидрокрекинга Т-Star), на Рязанском НПЗ (на базе установки каталитического крекинга) в объединении «Ярославнефтеоргсинтез» (на базе установки гидрокрекинга), установки каталитического риформинга с движущимся слоем катализатора ССR на Кстовском НПЗ, серно-кислотного алкилирования в Омске, ряд других установок. 2011 году впервые после более чем 25-летнего перерыва введен в эксплуатацию новый крупный российский нефтеперерабатывающий завод г. Нижнекамске (Республика Татарстан).

В этот же период рядом ведущих нефтяных компаний и НПЗ были осуществлены мероприятия по резкому улучшению качества товарной продукции — автомобильного бензина и дизельного топлива, начат выпуск продукции, соответствующей европейским стандартам Евро-4 и Евро-5. Одним из этапов решения этой задачи стало строительство целого ряда новых установок изомеризации легкого бензина (на Хабаровском, Комсомольском, Кстовском и других НПЗ), переоборудование под изомеризацию установок каталитического риформинга.

 Основные направления развития российской нефтепереработки

Россия занимает ведущее положение в мире по добыче нефти. Однако структура российского нефтяного комплекса не является оптимальной. Если во многих развитых странах объем переработки нефти значительно превышает объем добычи, то в России ситуация иная. На переработку направляется только половина добываемой нефти, а остальная часть экспортируется. Уже имеющиеся мощности по первичной переработке загружены не полностью[6].

Для характеристики эффективности работы НПЗ используются показатели величины отбора светлых (С) и глубины переработки (ГП). Эти показатели рассчитываются по формулам [% (мас.)]:

С= (Б+К + Д+ А+ЖП+СГ+Р) / H х 100

ГП=(Н-ТМ-П) / H х 100

где Б, К, Д, А, ЖП, СГ, Р — количество получаемых на НПЗ бензина, керосина, дизельного топлива, ароматических углеводородов, жидкого парафина, сжиженных газов, растворителей соответственно, тыс. т/год; Н — количество поступающего на НПЗ нефтяного сырья, тыс. т/год: ТМ — количество получаемого на НПЗ топочного мазута, тыс. т/год; П — безвозвратные потери, тыс. т/год

В России показатели глубины переработки нефти (70—72 %) значительно ниже, чем в развитых странах (85—95 % и выше). Исторически это было, в первую очередь, связано с особенностью потребления топлива в энергетическом балансе страны  80-х годах XX века. В то время как  США и европейские страны в качестве энергетического топлива  использовали природный газ, а нефтяные остатки перерабатывали в светлые нефтепродукты, в России много топочного мазута использовали для энергоустановок, промышленных печей. Природный газ, как нефть, по преимуществу шел на экспорт.

Замена топочного мазута другими видами топлива (углем, газом), развитие деструктивных процессов, значительное повышение глубины отбора светлых нефтепродуктов, увеличение доли нефтепродуктов в экспортном потенциале страны, значительное повышение их качества являются основными задачами российской топливно-энергетической отрасли на ближайшие годы. Углубление переработки нефти будет осуществляться за счет строительства установок каталитического крекинга, ориентированных на максимальное производство бензина, гидрокрекинга, целью которого является производство дизельного и реактивного топлива. Важнейшей частью углубления переработки нефти является переработка гудрона (фракции, выкипающие выше 500 °С). Для этого необходимо строительство установок гидрокрекинга остатков, а также коксования и газификации для получения дополнительной энергии.

Важной задачей российской нефтепереработки является улучшение качества нефтепродуктов. С этой целью в России принят технический регламент. ужесточающий с 2013 г, требования к нефтепродуктам [6].

Повышение качества автомобильного бензина означает увеличение октанового числа до 92—95 по исследовательскому методу, снижение содержания в нем суммы ароматических углеводородов [до 25—30 % (об.)] и бензола [1 % (об.) и ниже], серы [до 10 ppm], олефинов [до 18 % (мае.)]. До настоящего времени в России основным высокооктановым компонентом является риформат — продукт установок каталитического риформин­га, высокая октановая характеристика которого объясняется повышенным (по сравнению с продуктами других производящих бензин установок) содержанием ароматических углеводородов. Для снижения содержания ароматических углеводородов в товарном бензине требуется изменить роль процесса риформинга, увеличить производство высокооктановых алкановых изокомпонентов.

Для дизельного топлива необходимо продолжать снижение содержания серы с целью доведения до уровня европейских стандартов (10 ppm), повышать цетановое число с тем, чтобы оно было не ниже 50, ограничить содержание ароматических, парафиновых углеводородов. Достижения этих целей решающая роль принадлежит процессу гидроочистки и гидро-депарафинизации, с помощью которого удается не только понизить содержание серы, но осуществить общее облагораживание сырья — снизить содержание азота, гидрировать олефины, ароматические углеводороды, изомеризовать парафины. Все большую роль приобретает кооперация нефтеперерабатывающих, нефтехимических производств. Так, например, на НПЗ строят установки двойного назначения: риформинга, каталитического крекинга. Процесс риформинга можно использовать для получения как высокооктанового компонента бензина (нефтепереработка), так и таких ароматических углеводородов, как бензол, ксилолы (сырье для нефтехимии). Каталитический крекинг позволяет получить высокооктановый компонент бензина, пропилен (сырье для нефтехимии).

Таким образом,  совмещение установок нефтепереработки, нефтехимии делает возможным более гибко осуществлять загрузку установок и выпуск конкурентоспособной продукции на НПЗ. Эти тенденции будут в дальнейшем усиливаться и служить источником более высокой прибыли, создавая переход от второго к третьему переделу (первый передел — это первичная переработка нефти).