Технологическая структура мощностей переработки нефти в мире за 2001 г.

В таблице 11.10 приведена технологическая структура мощнос­тей мировой нефтепереработки за 2001 г.

По суммарным мощностям НПЗ и объемам переработки нефти (табл. 11.5) ведущее место принадлежит США, которые по этим по­казателям превосходят вместе взятые страны Западной Европы и Японию.

Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использо­ванием вторичных процессов, таких, как каталитический крекинг (*-36 %), каталитический риформинг (~19 %), гидроочистка и гидро-обессеривание (~47%), гидрокрекинг (9,3%), коксование, алкилиро-вание, изомеризация и др. Наиболее массовый продукт НПЗ США -автобензин (42 % на нефть). Соотношение бензин:дизельное топли­во составляет 2:1. Котельное топливо вырабатывается в минималь­ных количествах - 8 % на нефть. Глубокая (-93 %) степень перера­ботки нефти в США обусловлена применением прежде всего ката­литического крекинга вакуумного газойля и мазутов, гидрокрекин­га и коксования. По мощностям этих процессов США существенно опережают другие страны мира.

Из промышленно развитых стран наиболее крупные мощности НПЗ имеют: в Западной Европе - Италия, Франция, Германия и Великобритания; в Азии - Япония и Китай. НПЗ развитых стран Западной Европы и Японии характеризуются меньшей, чем у США, глубиной переработки нефти, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям производства большого количества печ­ного топлива.

Соотношение бензин:дизельное топливо на НПЗ Западной Ев­ропы в пользу дизельного топлива, поскольку в этих странах осуще­ствляется интенсивная дизелизация автомобильного транспорта. По насыщенности НПЗ вторичными процессами, прежде всего углуб­ляющими переработку нефти, западно-европейские страны значи­тельно уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку про­цессов (каталитический крекинг, термический крекинг, гидрокрекинг и алкилирование) на НПЗ США и Западной Европы составляет со­ответственно 72 и 43%.

Для увеличения выхода моторных топлив в Западной Европе реализуется программа широкого наращивания мощностей процес­сов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталити­ческого крекинга, а также гидрокрекинга и коксования. Поскольку в США действующих мощностей каталитического крекинга доста­точно для удовлетворения спроса на бензин, его строительство в пос­ледние годы замедлилось, зато наращиваются мощности по произ­водству дизельного топлива, особенно гидрокрекинга.

В странах-экспортерах нефти наиболее крупными мощностями НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и

Иран. Характерная особенность нефтепереработки в этих странах -низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 45 %) 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 глубину переработки нефти. В 1960 -70-х гг. в условиях наращивания добычи относительно дешевой не­фти в Урало-Поволжье и Западной Сибири осуществлялось строи­тельство новых НПЗ преимущественно по схемам неглубокой и час­тично углубленной переработки нефти, особенно в Европейской ча­сти страны. Развитие отечественной нефтепереработки шло как ко­личественно, то есть 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 высоко­сернистых нефтей достигла -84 %) и неуклонно возрастающих тре­бованиях к качеству выпускаемых нефтепродуктов.

В последние годы до распада Советского Союза правительство СССР основное внимание уделяло строительству новых высокоэф­фективных НПЗ последнего поколения в союзных республиках: Литве (Мажейкяйский, 1984 г. пуска мощностью 13,3 млн т); Казах­стане (Чимкентский, 1984 г. пуска мощностью 6,6 млн т, Павлодарс­кий, 1978 г. пуска мощностью 8,3 млн т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска мощностью 6,5 млн т) на базе комбинированных уста­новок ЛК-бу, КТ-1 и др. России от бывшего СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них 8 было пущено в эксплуатацию до второй мировой войны, 5 - построены до 1950 г., еще 9 - до 1960 г. Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40-70 лет и, естественно, требуют обновления оборудования и технологии (табл. 11.11). Разумеется, российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощностей ката­литических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов.

Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (~30 %). Вторым по объему выпуска нефтепро­дуктов является дизельное топливо (~25,6%). Объем производства

Таблица 11.11

Проектная характеристика НПЗ России

Примечание: КК - каталитический крекинг, ТК - термический крекинг, ГК - гидрокрекинг, ЗК - замедленное коксование, КР - каталитический риформинг, ГО - гидроочистка, БМ и ММ - битумные и масляные производства соответственно.

бензинов (~14,3%) ниже, чем дизельного топлива (соотношение бен-зин:дизельное топливо составляет ~1:1,8). Глубина переработки не­фти за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65%.

Из анализа приведенных в табл. 11.11 данных и сопоставле­нии их с данными табл. 11.5 можно констатировать, что по осна­щенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ страны значительно отстают от разви­тых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтепере­работку процессов коксования, каталитического и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 14,7 %, то есть в ~ 4 раза ниже, чем на НПЗ США. Надо еще отметить, что 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 двух НПЗ установки гидрокрекинга приспособлены лишь для переработки вакуумных газойлей.

На отечественных НПЗ более менее благополучно 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 нефтепродук­тов надо отметить, в настоящее время мы уступаем лучшим миро­вым достижениям по качеству ряда нефтепродуктов и продукции нефтехимии, а также по таким важнейшим технико-экономическим показателям процессов, как металлоемкость, энергозатраты, зани­маемая площадь, по уровню автоматизации производства, числен­ности персонала и др. Причем 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.

В последние годы в переработку стали широко вовлекать газо­вые конденсаты. Основные его запасы находятся в районах Запад­ной Сибири, Европейского Севера и Прикаспийской низменности. В районах добычи выделенный газовый конденсат подвергается ста­билизации, при этом из него удаляются фракции С, - С₄ и частично С₅. Образующийся стабильный газовый конденсат содержит в основ­ном (85 %) бензиновые и дизельные фракции (до 360 °С). Себестои­мость добычи газоконденсата в 2 - 4 раза ниже себестоимости добы­чи нефти, а при квалифицированном ведении процесса продукты его переработки оказываются примерно в 1,5 раза экономичнее нефте­продуктов. Газовые конденсаты по сравнению с традиционными не-фтями имеют еще то преимущество, что их переработка позволяет без значительных капитальных затрат существенно повысить глу­бину переработки нефти и выход моторных топливных фракций от исходного сырья. Основной способ получения топлив заключается в прямой перегонке газового конденсата на отдельные бензиновые и дизельные фракции.

В большинстве случаев бензиновые фракции обладают низкими октановыми числами и подвергаются дополнительному облагоражи­ванию. Керосиновые и дизельные фракции газового конденсата За­падной Сибири в основном соответствуют требованиям ГОСТа на товарную продукцию, а в случае получения зимних и арктических сортов топлива их подвергают процессу депарафинизации.

В некоторых случаях из газовых конденсатов Сибири и Дальне­го Востока по простейшей технологии получают непосредственно на промыслах дизельное топливо, что крайне важно для обеспечения потребности в нем в труднодоступных отдаленных районах страны. Основная трудность при переработке газового конденсата, добыва­емого в районах Западной Сибири и Европейского Севера, заключа­ется в обеспечении стабильности его поставок на НПЗ из-за удален­ности промыслов от транспортных магистралей. Сложные пробле­мы возникают при переработке газовых конденсатов и легких неф-тей Прикаспийской низменности (Оренбургская, Уральская, Гурь-евская и Астраханская области). Характерная особенность химичес­кого состава газовых конденсатов - это наличие в них аномально высоких концентраций меркаптановой серы - в пределах 0,1-0,7 % масс, при содержании общей серы до 1,5 %. Этот показатель позво-

ляет выделить сернистые газовые конденсаты и сопутствующие им легкие нефти в особый класс меркаптансодержащего нефтяного сы­рья, которое недопустимо, однако, смешивать с традиционными не-фтями. Ожидаемый объем поставки на НПЗ таких видов сырья (ка-рачаганакский и оренбургский газоконденсаты, жанажольские и тен-гизские легкие нефти) до 2000 г. составил около 25 млн т/год. Мер-каптансодержащие виды нефтяного сырья требуют более тщатель­ной подготовки на установках их обессоливания и разработки спе­циального комплекса мероприятий для защиты оборудования тех­нологических установок от коррозии. Вследствие высокого содержа­ния в бензинах, керосинах и дизельных фракциях как меркаптано-вой, так и общей серы они должны подвергаться гидроочистке или демеркаптанизации процессами типа «Мерокс», основанными на эк­стракции меркаптанов щелочью и последующей регенерации мер-каптидсодержащих щелочных растворов.

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.

Исходя из изложенного выше, с учетом ключевых проблем оте­чественной нефтепереработки на перспективу можно сформулиро­вать следующие основные задачи:

- существенное углубление переработки нефти на основе вне­дрения малоотходных технологических процессов производства вы­сококачественных экологически чистых моторных топлив из тяже­лых нефтяных остатков 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 внедрения 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 углеводородного сырья и моторных топлив.

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

Вопросы

1. Дайте определение, краткую характеристику НПЗ и его клас­сификацию по ассортименту выпускаемых нефтепродуктов.

2. Что характеризует такой показатель НПЗ, как глубина перера­ботки нефти (ГПН)? Дайте классификацию НПЗ по признаку ГПН.

3. Какие технологические процессы входят или могут входить в состав НПЗ различной глубины переработки нефти?

4. Перечислите этапы проектирования НПЗ и их задачи.

5. Какие основные экономические и технологические принципы используются при проектировании современных НПЗ?

6. Перечислите типовые модели современных отечественных комбинированных установок переработки нефти и их технологичес­кий состав.

7. Приведите и проанализируйте поточные схемы НПЗ: а) не­глубокой; б) углубленной; в) глубокой; г) безостаточной переработ­ки нефти.

8. Сопоставьте различные технологические варианты переработ­ки вакуумного (глубоковакуумного) газойля и укажите их достоин­ства и недостатки.

9. Приведите схему нетопливной переработки гудронов.

10. Рассмотрите и проанализируйте технологические варианты переработки гудрона после его деасфальтизации.

11. Перечислите технологические процессы НПЗ:

а) повышающие качество нефтепродуктов; б) углубляющие неф­тепереработку.

12. Обоснуйте объективную необходимость глубокой переработ­ки нефти для отечественной нефтепереработки.!,• ч

13. Приведите углерод-водородный баланс для нефтяных остат­ков и моторных топ лив.

14. Дайте классификацию загрязнителей природы и назовите источники загрязнителей атмосферы, гид о- и литосферы.

15. Укажите основные направления экологизации химико-тех­нологических процессов.

16. Как влияет на экологическую безопасность глубокая перера­ботки нефти?.

17. Укажите масштабы и динамику мирового потребления мо­торных топлив и основные направления решения проблемы их де­фицита.

18. Укажите основные мировые тенденции в производстве авто­бензинов.

19. Каково влияние на экономику производства высокооктано­вых бензинов отказ от их этилирования?

20. Сопоставьте примерный компонентный состав отечественных и зарубежных автобензинов и укажите характерные их особенности.

21. Объясните, мощности каких технологических процессов не­хватает на отечественных НПЗ для производства высокооктановых бензинов с ограниченным содержанием аренов?

22. Укажите основные мировые тенденции в производстве дизель­ных топлив.

23. Перечислите и кратко охарактеризуйте технологические спо­собы и процессы производства низкозастывающих дизельных топг лив.

24. Как повлияет на экономику и экологическую безопасность требования по организации производства дизельных топлив с содер­жанием серы менее 0,05 % масс?

25. Назовите источники для производства альтернативных мо­
торных топлив и укажите перспективы реализации.

26. Проанализируйте химмотологические свойства и перспекти­вы расширения потребления природного газа в качестве моторного топлива.

27. Каковы достоинства, недостатки, перспективы и тенденции мирового потребления кислородсодержащих соединений в качестве моторного топлива?

28. Каковы современная структура и перспективы использова­ния нефти в мировой экономике?

29. Укажите основные тенденции развития мировой нефтепере­рабатывающей промышленности.

30. Приведите статистические данные по распределению мощ­ности НПЗ по странам мира за 2000 год.

31. Дайте краткую характеристику нефтепереработке США и других развитых капиталистических стран по глубине переработки нефти, насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов.

32. Приведите основные показатели нефтепереработки России за последние годы.

33. Каковы наиболее актуальные проблемы отечественной неф­тепереработки?

34. Каково Ваше личное мнение относительно:

- экспорта нефти и газа в больших объемах в страны ближнего и дальнего зарубежья?

- преимущественного использования нефти в качестве котель­ного топлива?

- перевода электроэнергетики на газовое топливо?

- развития ядерной энергетики?

- строительства современных высокопроизводительных комбини­рованных производств взамен реконструкции физически и мораль­но устаревших процессов?

- путей повышения конкурентоспособности отечественной нефтепереработки?

- экологизации технологических процессов и НПЗ?

Рекомендуемая литература

1. Гуревич И.Л. Технология переработки нефти и газа: 4.1. М.:

Химия, 1972. 360 с.

2. СмидовичЕ.В. Технология переработки нефти и газа: 4.2. М.: Химия, 1980. 328 с.

3. Черножуков Н.И. Технология переработки нефти и газа: Ч.З. М.: Химия, 1978. 424 с.

4. Справочник нефтепереработчика / Под ред. Г. А. Ластовкина, Б.Д.Радченко, М.Г.Рудина. М.: Химия, 1986. 648 с.

5. Химиянефти и газа /Под ред. В.А.Проскурякова, А.Б.Дробки-на. Л.: Химия, 1989. 424 с.

6. Магарил Р.З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. Л.: Химия, 1985. 285 с.

7. Гуреев А.А., Фукс И.Г., Лашхи В.Л. Химмотология. М.: Хи­мия, 1986.368 с.

8. ЖоровЮ.М. Термодинамика химических процессов: Справоч­ник. М.: Химия, 1985. 464 с.

9. Альбом технологических схем процессов переработки нефти и газа / Под ред. Б.И. Бондаренко. М.: Химия, 1983. 128 с.

10. Крекинг нефтяных фракций на цеолитсодержащих катали­заторах / Под ред. С.А.Хаджиева. М.: Химия, 1982. 280 с.

11. Химическая технология твердых горючих ископаемых / Под ред. Г.Н.Макарова и Г.Д.Харламповича. М.: Химия, 1986.496 с.

12. Александров И.А. Перегонка и ректификация в нефтепере­работке. М.: Химия, 1981. 352 с.

13. Маслянский Г.Н., Шапиро Р.Н. Каталитический риформинг бензинов. Л.: Химия, 1985. 225 с.

14. Радченко Б.Д., Нефедов Б.К., Алиев P.P. Промышленные ка­тализаторы гидрогенизационных процессов нефтепереработки. М.: Химия, 1987. 304 с.

15. Лромышлепныеустановки каталитического риформинга / Под ред. Г.А.Ластовкина. Л.: Химия, 1984. 232 с.

16. Левинтер М.Б., Ахметов С.А. Глубокая переработка нефти. М.: Химия, 1992. 224 с.

17. Терентьев Г.А., Тюков В.М., Смоль Ф.В. Моторные топлива из альтернативных сырьевых ресурсов. М.: Химия, 1989. 272 с.

18. Танатаров М.А., Ахметшина М.Н., Фасхутдинов Р.А., Воло­шин Н.Д., Золотарев П.А. Технологические расчеты установок пе­реработки нефти. М.: Химия, 1987. 352 с.

19. Гейтс Б., КейтцирДж., ШуйтГ. Химия каталитических про­цессов. М.: Мир, 1981. 551 с.

20. Войцеховский Б.В., Корма А. Каталитический крекинг. Катали­заторы, химия, кинетика / Под ред. Н.С.Печуро. М.: Химия, 1990.152 с.

21. Топлива, смазочные материалы, технические жидкости. Ас­сортимент и применение / Под ред. В.М.Школьникова. М.: Техин-форм, 1999.596 с.

22. Капустин В.М., Кукес С.Г., Бертолусини Р.Г. Нефтеперера­батывающая промышленность США и бывшего СССР. М.: Химия, 1995.304 с.

23. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа: Учебное пособие для вузов. М.: Химия, 1999. 568 с.

24. Сафиева Р.З. Физикохимия нефти. Физико-химические ос­новы технологии переработки нефти. М.: Химия, 1998. 448 с.

25. Камнева А.И., Платонов В.В. Теоретические основы хими­ческой технологии горючих ископаемых. М.: Химия, 1990. 288 с.

26. Печуро Н.С., КапкинВ.Д., Лесин О.Ю. Химия и технология синтетического жидкого топлива и газа. М.: Химия, 1986. 352 с.

27. Гуреев А.А., Азев В. С. Автомобильные бензины. Свойства и применение. М.: Нефть и газ, 1996. 444 с.

28. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1987.256 с.

29. ТроновВ.П. Промысловая подготовка нефти. М.: Фэн, 2000.415с.

30. КасперовичАТ., НовопашинВ. Ф., МагарилР.З., ПестовА.К. Про­мысловая подготовка и переработка газоконденсатов. Тюмень, 2001.80 с.

31. Грудников И.Б. Производство нефтяных битумов. М.: Химия, 1983.192 с.

32. Гюльмисарян Т.Г., Гилязетдинов Л.М. Физико-химические основы технологии переработки нефти. М.: Химия, 1975. 160 с.

33. Рябов В.Д. Химия нефти и газа. М.: Нефть и газ, 1998. 373 с.

34. ФуксИ.Г, МатищевВА. Иллюстрированные очерки по истории российского нефтегазового дела. Ч. I, П, Ш. М.:Нефть и газ, 2001 2002.

35. Абросимов А.А. Экология переработки углеводородных сис­тем. М.: Химия, 2002. 608 с.

36. Каминский Э.Ф. Хавкин В.А. Глубокая переработка нефти: технологический и экологический аспекты. М.: Техника, 2001. 384 с.

37. Абызгильдин А.Ю., Руднев Н.А. Гуреев А.А., Абызгиль-динЮ.М. Графические модели процессов переработки нефти и газа. М.: Химия, 2001. 120 с.

Учебное издание

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском: