ГЛУБОКАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

западноевропейские страны значительно уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку процессов (КК, ТК, ГК и алкелирование) на НПЗ США и Западной Европы составляет соответственно 72 и 43 %.

Для увеличения выхода моторных топлив в ряде стран мира реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталитического крекинга. Так, доля каталитического крекинга от мощности первичной переработки нефти на начало XX в. достигла (в%):

Встранах-экспортерах нефти наиболие крупными мощностями НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и Иран. Характерная особенность нефтепереработки в этих странах - низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 50 %) и соответственно малая насыщенность НПЗ вторичными процессами. Однако в последние годы и среди них наметилась тенденция к углублению нефтепереработки. Так, доля каталитического крекинга на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соответственно 27 и 20 %.

НПЗ бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую глубокую переработку нефти. В 1960 - 1970 гг. в условиях наращивания добычи относительно дешевой нефти в Урало-Поволжье и Западной Сибири осуществлялось строительство новых НПЗ, преимущественно по схемам неглубокой переработки неыти и частично углубленной переработки нефти, особенно в Европейской части страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как количественно, т.е. путем строительства новых мощностей, так и качественно - за счет строительства преимущественно высокопроизводительных и комбинированных процессов и интенсификации действующих установок. Причем развитие отрасли шло при ухудшающемся качестве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высоко сернистых нефтей достигла – 84 %) и неуклонно возрастающих требованиях к качеству выпускаемых нсфтепродуктов.

Впоследние годы перед распадом Советского Союза правительство

СССР основное внимание уделяло строительству новых высокоэффективных НПЗ последнего поколения в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска, мощность 13,3 млн. т); Казахстане (Чимкентский, 1984 г. пуска, мощность 6,6 млн. т, Павлодарский, 1978 г. пуска, мощность 8,3 млн. т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска, мощность 6,5 млн. т) на базе комбинированных установок ЛК-6у, КТ-1 и др. России от бывшего СССР

достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в эксплуатацию до Второй мировой войны, пять - построены до 1950 г,

21

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

еще девять - до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40 - 70 лет и, естественно, требуется обновление оборудования и технологии. Российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощности каталитических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов.

Таблица 3 - Проектная характеристика НПЗ России

*- Битумное производство.

**- Масляное производство.

Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (≈ 27 %). Первым по объему выпуска нефтепродуктов является дизельное топливо (28,4 %), Объем производства бензинов (15,6 %) ниже, чем дизельное топливо (соотношение бензин : дизельное топливо составляет - 1 : 1,8). Глубина нефтепепеработки за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65 %.

По оснащенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ страны значительно отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтепереработку процессов коксования,

22

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

каталитического крекинга и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 8,2 %, т. е. на порядок ниже, чем на НПЗ США. Более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком вакуумной перегонки мазута. В составе отечественных НПЗ нет ни одного внедренного процесса по каталитической переработке гудронов в моторные топлива. Эксплуатируемые на НПЗ страны установки гидрокрекинга приспособлены лишь для переработки вакуумных газойлей.

Таблица 4 - Структура производства нефтепродуктов в России

На отечественных НПЗ относительно благополучное положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фракций нефти, такими как каталитический риформинг и гидроочистка, что позволяет обеспечить выпуск удовлетворительно качественных нефтепродуктов. Однако, несмотря на заметное повышение качества наших нефтепродуктов и продукции нефтихимии, они пока уступают лучшим мировым образцам. Мы уступаем и по важнейшим технико-экономическим показателям процессов: металлоёмкости, энергозатратам, занимаемой площади, уровню автоматизации производства, численности персонала и др. Даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и каталитические системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обстоит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепродуктов от потенциала, что приводит к значительному недобору дизельных фракций на атмосферных колоннах. Отечественные катализаторы значительно уступают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селективности и другим показателям.

Одной из острейших на НПЗ России является проблема быстрейшего обновления и модернизации устаревшего оборудования, машин и отдельных процессов с доведением их до современного мирового уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технологических процессов на более совершенные в техническом и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья.

С учетом ключевых проблем отечественной нефтепереработки на пер-

23

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

спективу можно сформулировать следующие основные задачи:

-существенное углубление переработки нефти на основе внедрения малоотходных технологических процессов производства высококачественных экологически чистых моторных топлив из тяжёлых нефтяных остатков (ТНО) как наиболее эффективного средства сокращения ее расхода;

-дальнейшее повышение и оптимизация качества нефтепродуктов;

-дальнейшее повышение эффективности технологических процессов и НПЗ за счет технического перевооружения производств, совершенствования технологических схем, разработки и внедрении высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов;

-опережающее развитие производства сырьевой базы и продукции нефтехимии;

-освоение технологии и увеличение объема переработки газовых конденсатов, природных газов и других альтернативных источников углевдного сырья и моторных топлив.

Развитие отрасли будет реализовываться на основе укрупнения единичных мощнностей, энерготехнологического комбинирования процессов и комплексной автоматизации с применением ЭВМ с обеспечением требуемой экологической безопасности производств. Эти направления являются генеральной линией технологической политики нефтепереработки и нефтехимической промышленности в стране.

Контрольные вопросы

1.Перечислить этапы развития отечественной нефтяной и газовой промышленности.

2.Перечислить основные направления переработки нефти.

3.Рассказать вкратце историю возникновения и развития отечественной нефтеперерабатывающей промышленности.

Тема 2. 1. 3 Сырьевая база нефтеперерабатывающей промышленности

Сырьевая база нефтепереработки включает в себя:

1)нефть;

2)газовый конденсат (бензин - 45 %, керосиногазойлевая фракция - 27 %,

мазут -28 %);

3)природный газ.

Мировые извлекаемые запасы нефти оцениваются в 139,5 млрд. т (т.е. 208,5 млрд. т у.т.). 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. т до 1 млрд. т) месторождениях с исключительно высокой продуктивностью скважин. Среди стран этого региона первое место в мире занимает Саудовская Аравия по этому показателю, где сосредоточено

24

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

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 мировых запасов.

Второе место среди регионов мира занимает Американский континент - 15,3 % мировых извлекаемых запасов нефти. Наиболее крупными запасами нефти обладают Венесуэла, Мексика, США, Аргентина, Бразилия.

Извлекаемые запасы нефти в Африке составляют 6,3 %, в т.ч. Ливии - 2,9; Нигерии - 1,5; Алжире - 0,9 %.

До недавнего времени считалось, что Западная Европа бедна нефтью и газом. Но в последние три десятилетия были открыты крупные их месторождения в акватории Северного моря, главным образом в британских (0,5 млрд. т) и норвежских (1,5 млрд. т) территориях.

ВАзиатско-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.

Вмире насчитывается в настоящее время более 25 тыс. нефтяных месторождений, имеющих промышленное значение, 29 из них являются уникальными сверхгигантами. Среди них в четырёх месторождениях сконцентрировано почти 30 млрд. т (22 %) извлекаемых запасов. Большинство уникальных и гигантских (их 45 в мире) месторождений нефти находятся в странах Среднего Востока и латинской Америки.

Таблица 5 - Уникальные нефтяные месторождения мира (с запасом более 1 млрд. т)

25

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Самыми крупными из уникальных нефтяных месторождений мира являются Гавар и Большой Бурган. Месторождение Гавар Саудовской Аравии с извлекаемым запасом нефти 10,2 млрд. т (что превышает суммарные запасы всех месторождений бывшего СССР) открыто в 1948 г. Длина его 225 км, ширина от 16 до 25 км, глубина залегания пластов 1550 - 1750 м. Дебит скважин достигает 1500 т/сут. Большой Бурган (Кувейт) с начальным извлекаемым запасом нефти 9,9 млрд. т выявлен в 1938 г. Глубина залегания пласта 1700 - 2300 м. Суточный дебет скважин достигает 1500 - 2000 т. Эти два месторождения представляют собой как бы гигантский подземный резервуар с нефтью и являются баснословным богатством для маленьких арабских стран.

Если посмотреть на географию месторождений нефти и газа, то нетрудно заметить, что многие из них морские. Считается, что потенциальные морские ресурсы углеводородного сырья составляют более половины общемировых. В наши дни нефть и газ обнаружены на дне всех 5 океанов. В т.ч. Антарктиде. Сегодня добыча морской нефти достигла примерно одной трети от общей её добычи. Основная часть начальных разведанных запасов и современная добыча углеводородного сырья на шлейфе принадлежит пяти регионам: Персидский залив, озеро Маракаибо (принадлежит Венесуэле и Колумбии), мексиканский залив, Каспийское и Северное море.

Мировые извлекаемые запасы природного газа оцениваются в 144,8 трлн. м 3 (171 млрд. т у.т.). По разведанным запасам природного газа первое в мире место занимает бывший СССР - 39% от мировых, в том числе Россия - 33 %. Почти 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 (15,8 % от общемировых запасов - 2-е место в мире), Абу - Даби (4,0 %), Саудовская Аравия (3,7 %) и Кувейт (1,0 %).

В Азиатско-тихоокеанском регионе значительными ресурсами газа обладают Индонезия, Малайзия, Китай, Индия, Австралия.

26

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Достаточно большие запасы (6,8 %) газа размещены в Африке, прежде всего в таких странах, как Алжир (2,6 %), Нигерия (2,2 %) и Ливия (0,9 %).

Американский континент содержит 10,1 % от общемировых запасов природного газа, в т.ч. США - 3,2 % (5-е место), Венесуэла - 2,8 %, Канада - 1,3 % и Мексика - 1,2 %.

Западная Европа обладает 3,3 % от мировых запасов природного газа, в т.ч. Норвегия - 1,0 % , Нидерланды - 1,2 % и Великобритания - 0,5 %.

Уникальных месторождений природного газа в мире насчитывается 11, из них в России находится 7.

Таблица 6 - Уникальные газовые месторождения мира (с запасом более 1 трлн. м3)

Контрольные вопросы

1.Каковы мировые извлекаемые запасы нефти, природного газа?

2.Сколько уникальных в мире и России месторождений нефти и газа можете назвать?

3.Назвать 10 наиболее крупных стран мира по извлекаемым запасам нефти и газа.

Глава 2. 2 Углубление переработки нефти — основная задача нефтеперерабатывающей промышленности

1.Динамика и география добычи горючих ископаемых.

2.Классификация процессов переработки нефти, газовых конденсатов и

газов.

3.Необходимость углубления переработки нефти. Углубляющие про-

цессы.

4.Вариант технологической схемы углубления переработки нефти

27

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

(мазута).

Тема 2. 2. 1 Динамика и география добычи горючих ископаемых

Таблица 7 - Динамика мировой добычи первичных энергоресурсов

Наивысшего уровня - 3220 млн. т мировая добыча нефти достигла в 1979 г. К 1985 г. она упала до 2800 млн. т, однако в последующие годы несколько повысилась и стабилизировалась. Основными причинами снижения темпов роста и объёмов производства нефти являются:

1.Ограниченность запасов нефти. При сохранении объёмов добычи на уровне 1979 г. и выше невозобновляемых запасов хватит всего лишь на несколько десятилетий.

2.Неравномерность распределения запасов нефти. Основные запасы и добыча приходится на Ближний и Средний Восток (Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, Абу - Даби и др.), Северную Африку (Ливия, Алжир, Нигерия, Египет и др.), а также Латинскую Америку (Венесуэла, Мексика, Бразилия, Аргентина и др.). До организации ОПЭК - объединения 13 стран - экспортёров нефти (1960 г.), международные нефтяные монополии устанавливали низкие цены на нефть (например, всего 17 долларов за тонну в 1972 г.). Страны ОПЭК стали периодически повышать цену на нефти (до 248 долларов за тонну в 1980 г.), а также ограничивать её объёмы добычи.

Однако в конце 1985 - начале 1986 г. на международном рынке цены на нефть резко упали (до 60 - 70 долларов за тонну, т.е. в 3 - 4 раза). Столь резкое падение мировых цен последовало из-за отсутствия должного единения среди ОПЭК и противодействия капиталистических стран, а также в результате разработки и реализации программы экономии нефти. Для противодействия ОПЭК в 1974 г. было создано международное агентство по энергетике (МЭА). Для подрыва позиций ОПЭК в конце 1985 г. США, Англия, Норвегия и некоторые другие страны стали поставлять ежедневно на рынок значительные количества нефти из стратегических запасов. В этой сложной ситуации страны ОПЭК предприняли меры по защите своих интересов, такие как дальнейшее сокращение квоты добычи нефти и др., что привело к повторному повышению мировых цен на нефть (в 1987 г. мировая цена на нефть повысилась до 131 доллара за тонну).

3.Удорожание добычи нефти. Старые нефтяные месторождения постепенно истощаются, и существенно снижается дебит скважин. Нефть

28

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

приходится откачивать насосами, выдавливать из пластов водой, воздействовать на неё химическими реагентами. Тем не менее в недрах остаётся более половины нефти (современный коэффициент извлечения нефти в мире составляет 30 - 35 %). Новые месторождения нефти открывают, как правило, в труднодоступных, малообжитых отдалённых районах (Сахара, Западная Сибирь) либо большей глубине морского шельфа.

4. Развитие атомной и гидроэнергетики, использование возобновляемых энергоресурсов (энергия солнца, моря, ветра, геотермальных вод, растительного сырья и др.). Широкое использование энергосберегающих технологий и снижение удельной энергоёмкости промышленных производств и процессов. Развитие применения альтернативных (нефтяных) топлив и др.

Мировая добыча газа по сравнению с добычей нефти развивалась после 1945 г. более быстрыми темпами и достигла к 1985 г. 1700 млрд. м3, или в нефтяном эквиваленте (н.э.) - 153 млн. т н.э. Мировая добыча газа в отличие от нефти в последующие годы и до настоящего времени продолжала расти и достаточно быстрыми темпами. В 2000 г. добыча газа в мире достигла 2,37 трлн. м3.

Добыча и переработка нефти в России.

60 - 70-е годы. Направленность на неглубокую переработку нефти. Но качество основных нефтепродуктов повышалось: с 1968 года начался выпуск АИ 93, доля неэтилированных бензинов составила до 40%, увеличивается доля малосернистых дизельных топлив. Качество масел и сейчас отстаёт от мирового уровня, в, основном, из-за недостатка мощностей по производству высокоэффективных присадок.

Рост объёмов добычи и переработка нефти за 12 дет, с 1975 года по 1987 год составил 1,25 раза. В 1988 - 89 году наблюдается стабилизация в нефтепереработке, а затем спад, вызванный падением добычи нефти.

В90-х годах наблюдается спад в добыче и переработке нефти. Неплатежи, непомерные ставки за кредиты, отсутствие государственных инвестиций приводит к тому, что предприятия не могли производить работы по модернизации и реконструкции производств.

В1993 году снижение объёма переработки по сравнению с 1992 годом составило 14 %. Особую актуальность приобретают работы, которые при незначительных затратах дают некоторую отдачу.

В1994 году объём переработки нефти уменьшился по сравнению с 1993 г. на 38,2 млн. т.

В1995 году объём переработки нефти - 174,6 млн. т. Снижение по сравнению с 1994 годом незначительное и не по всем заводам («Салаватнефтеоргсинтез» - 113,6 %, Ново-Уфимский НПЗ - 94 %).

В1996 году объём производства продукции сократился на 0,8 % (в 1995 - на 2,5 %). Суммарный объём добычи нефти и газового конденсата составил 301 млн. т. Экспорт российской нефти - 102 млн. т (на 6,2 % больше, чем в 1995 году). Кризис неплатежей продолжается. Предложено проводить взаимозачёты

29

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

товарных нефтепродуктов, привлекать для таких продаж коммерческие структуры (по «Салаватнефтеоргсинтез» первичная переработка нефти составила 97,5 % по сравнению с 1995 годом).

Важнейшая проблема - снижение содержания серы в котельном топливе до 3,5 %, что вызвано экологическими проблемами, коррозией и низким коэффициентом полезного действия тепловых установок.

Многие виды вырабатываемых в стране нефтепродуктов не соответствуют мировому уровню, потребность крупнейших городов в неэтилированном бензине отстаёт от мирового уровня. Необходим быстрый выпуск дизельного топлива с содержанием серы менее 0,05 %. Доля процессов алкилирования и изомеризации, производство метилтретбутилового эфира значительно ниже мирового уровня.

Экстенсивное развитие нефтепереработки привело к неблагоприятной возрастной структуре основных фондов.

Нефтеперерабатывающая промышленность - крупнейший потребитель энергоресурсов. Суммарное потребление энергии составляет 8 - 8,2 % от объёма переработки нефти. Необходимы затраты энергии разных видов:

топливо 55 - 57 %, тепловая энергия - 32 - 35%, электроэнергия - 10 - 17 %. Всё это говорит о необходимости ведения работ по энергосбережению.

Наличие значительного числа морально устаревшего оборудования приводит к значительным потерям нефти и нефтепродуктов: от 1,1 % до 1,7 % от объёма перерабатываемой нефти. Основные источники потерь: резервуары - 17,9 % от общих потерь, факелы - 18,1 %; коксообразование при термическом крекинге и каталитическом крекинге - 17,6 %; негерметичность оборудования - 16,4 %; очистные сооружения - 8,3 %; прочие потери (22 %).

С 1990 года по 1995 объём переработки нефти снизился более чем на 120 млн. т. в год или более чем на 40 %. Объём производства моторных топлив снизился почти на 50 млн. т., смазочных масел и битумов - в 2 раза. За этот же период снижение использования действующих мощностей основных процессов нефтепереработки:

-первичных с 92 % до 58 %, вторичных с 82 % до 60 %;

-улучшающих качество топлив с 70 до 52 %, производства масел с 85 до

44 %;

-загрузка ряда нефтеперерабатывающих заводов сырьём составила 20 -30

%их мощности.

Нефтяные компании не принимают мер для укрепления хозяйственной и финансовой деятельности входящих в них предприятий. Финансовое состояние предприятий ухудшается. Имеет место тенденция увеличения экспорта сырой нефти за счёт снижения объёмов её переработки на российских заводах.

Принятая ранее программа модернизации нефтеперерабатывающих заводов в 1993 - 95 гг. не осуществилась: освоение капитальных вложений составило 22 % от предусмотренных. Из намеченных для строительства 35 объектов введено в строй десять.

30