Сернистой нефти (комбинированной центровки ЛК-6у)

 

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка.

В [2] приведены варианты блок-схем перспективных НПЗ глубокой и безостаточной переработки сернистых нефтей. Технологические структуры НПЗ различных типов представлены в таблице 1.2.

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в таблице 1.3. Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ.

Таблица 1.2 –Технологическая структура НПЗ разных типов

Процессы, которые входят(+) или могут входить(V) в состав НПЗ	Тип НПЗ
НГП	УПН	ГПН	БОП
Электрообезвоживание и обессоливание	+	+	+	+
Атмосферная перегонка	+	+	+	+
Гидроизомермзация фр. н. к.-62 °С	V	V	V	V
Селективный гидрокрекинг фр. 62….85 °С	V	V	V	V
Каталитический риформинг фр. 85….180 °С	+	+	+	+
Гидроочистка керосиновой фракции	V	V	V	V
Гидроочистка дизельной фракции	+	+	+	+
Аминная очистка газов от сероводорода	+	+	+	+
Газофракционирующая установка	+	+	+	+
Производство серы	+	+	+	+
Вакуумная перегонка	-	+	V	V
Гидроочистка вакуумного газойля 350…(500…600) °С	-	+	V	V
Легкий гидрокрекинг	-	V	V	V
Каталитический крекинг	-	+	+	+
Гидрокрекинг	-	V	V	V
Алкилирование	-	+	+	+
Производство метил- трет -бутилового эфира	-	V	V	V
Висбрекинг гудрона	-	V	-	-
Глубоковакуумная перегонка	-	-	V	V
Сольвентнаядеасфальтизация	-	-	V	V
Замедленное коксование	-	-	V	V
Битумная установка	-	-	V	V
Термокрекингдистиллятного сырья	-	-	V	V
Термоадсорбционная деасфальтизация и деметаллизация	-	-	V	V
Таблица 1.3 –Связь между типом НПЗ и эффективностью использования нефти
Показательнефтепереработки	Тип НПЗ
НГП	УПН	ГПН	БОП
Тип остатка	Мазут	Гудрон	Тяжелый гудрон	Нет остатка
Выход остатка, % На нефть средней сортности	40…55	20…30	10…15
Глубина переработки нефти, % мас.(без учета Т и П)	45…60	70…80	85…90	1.00
Эффективность использования нефти, баллы

Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания.

Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо: бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти.

На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

 

а – КТ-1, б – гидрокрекинга (ГК), КК – каталитический крекинг,
ВБ –висбрекинг, Алк–алкирование, ПБ – производства битума,
ВП –выкуумная перегонка, ПВ – производство водорода,
ПМТБЭ – производства МТБЭ

Рисунок 1.7 – Блок-схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти в комплексе

Современное состояние и тенденции развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Общей современной тенденцией в структуре использования нефти в мировой экономике является снижение доли ее потребления в электро- и теплоэнергетике в качестве котельно-печного топлива и увеличение – в качестве транспортного моторного топлива и нефтехимического сырья. Ниже в таблице 1.4 приведена структура использования нефти в мировой экономике по состоянию на 2000 год и ее изменение по сравнению с 1980 годом, % мас.

 

Таблица 1.4 – Структура потребления нефти

	1980 г.	2000 г.
Транспорт	38,6
Электро- и теплоэнергетика (котельно-печное топливо)	27,8
Нефтехимия	5,2	8,0
Неэнергетическое использование (масла, битум, парафины, кокс и др.)	4,7	5,0

Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с двигателями внутреннего сгорания по сравнению с развитием энергетики, т.е. превышением темпов моторизации по сравнению с темпами электрификации.

В настоящее время на долю нефтехимии приходится относительно небольшое количество – около 8% маc. потребляемой нефти. В различных странах эта доля колеблется в пределах 2...10%. Вполне вероятно, что к концу XXI в. нефтехимия станет почти единственным направлением применения нефти.

Объемы переработки нефти в мире за последние годы изменялись почти пропорционально темпам ее добычи. В период «нефтяного бума» (1960–1970 гг.) при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти число и суммарные мощности НПЗ в мире увеличивались исключительно быстрыми темпами. При этом на НПЗ развитых стран, за исключением США, а также стран Латинской Америки, Ближнего и Среднего Востока, Африки, преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубиной переработки нефти. В США вследствие традиционно высокого уровня потребления моторных топлив и наличия дешевых ресурсов природного газа и угля осуществлялась глубокая переработка нефти.

Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970–1980 гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на углубленную и глубокую переработку нефти. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные, менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощностей НПЗ, преимущественно по процессам прямой перегонки нефти, которые подвергались реконструкции под другие вторичные процессы. Однако вопреки пессимистическим прогнозам объемы добычи и переработки нефти в мире к концу истекшего века вновь несколько увеличились и достигли уровня 1979 г. – 3,2…3,3 млрд. т/год.

В таблице 1.5 приведена технологическая структура мощностей мировой нефтепереработки за 2001 г.

По суммарным мощностям НПЗ и объемам переработки нефти (см. таблицу 1.5) ведущее место принадлежит США, которые по этим показателям превосходят вместе взятые страны Западной Европы и Японию.

Таблица 1.5 – Технологическая структура мощностей мировой нефтепереработки за 2001 г.

Мощность процесса	Мирв целом	Россия	США	Западная Европа	Япония
Первичной переработки нефти, млн. т/год	4059,6	273,1	831,0	739,6	244,8
Углубляющих переработку нефти, % к мощности первичной переработки каталитического крекинга гидрокрекинга термокрекига+висбрекинга коксования производство: битума масел прочих	40,7 17,9 5,6 3,3 5,5   2,7 1,0 2,7	20,1 5,9 0,4 5,3 1,9   3,7 1,5 1,4	71,7 35,9 9,3 0,4 14,7   3,7 1,1 6,6	42,7 15,7 6,3 12,3 2,6   3,0 1,0 1,8	29,3 17,1 3,5 - 2,1   2,9 0,9 2,8
Повышающих качество продукции, % к мощности первичной переработки: риформинга гидроочистки бензиновых фракций (без риформинга) дистиллятов остатков и тяжелого газойля алкилирования изомеризации производства МТБЭ	45,0   11,8   4,4   20,9 4,4 1,9 1,3 0,3	36,36   11,3   -   24,5 0,1 0,4 0,06	75,0   18,6   4,6   38,5 4,1 5,8 2,7 0,7	60,0   12,6   10,7   27,1 5,7 1,3 2,2 0,4	88,6   12,9   3,3   48,2 23,1 0,7 0,3 0,1
Всех вторичных (Кр), % к мощности первичной переработки	85,7	56,46	146,7	102,74	117,9

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 гидрообессеривание (≈41%), гидрокрекинг (9,3%), коксование, алкилирование, 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, Китай и Южная Корея. 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 интенсивнаядизелизация автомобильного транспорта. По насыщенности НПЗ вторичными процессами, прежде всего углубляющими переработку нефти, западноевропейские 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 ряде стран мира реализуется программа широкого наращивания мощностей процессов глубокой переработки нефти, прежде всего установок каталитического крекинга. Так, доля КК от мощности первичной переработки нефти на начало XX века для различных стран приведена в таблице 1.6 (в %).

Таблица 1.6 – Доля установок каталитического крекинга от мощности первичной переработки нефти

Страна	%
Колумбия	38,1
США	35,9
Китай	31,4
Австралия	30,0
Аргентина	28,3
Бразилия	27,9
Великобритания	26,3

 

 

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 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 глубину переработки 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 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 высокосернистых нефтей достигла ≈84%) и неуклонно возрастающих требованиях к качеству выпускаемых нефтепродуктов.

В последние годы перед распадом 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-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., еще девять – до 1960 г.

Таким образом, 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40–70 лет и, естественно, требуется обновление оборудования и технологии (таблица 1.7).

Разумеется, Российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощностей каталитических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов.

Наиболее массовым нефтепродуктом в стране (таблица 1.8) все еще остается котельное топливо (≈27%).

Вторым по объему выпуска нефтепродуктов является дизельное топливо (28,4%). Объем производства бензинов (15,6%) ниже, чем дизельного топлива (соотношение бензин: дизельное топливо составляет – 1:1,8). Глубина переработки нефти за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65%.

Таблица 1.7 –Проектная характеристика НПЗ России

НПЗ	Наличие (+) вторичных процессов переработки
Год выпуска	Мощ- ность	КК	ТК	ГК	ЗК	КР	ГО	БП	МП
Ново-Ярославский		16,1	+	+	-	-	+	+	+	+
Ухтинский		5,8	-	+	-	-	+	-	+	+
Саратовский		10,1	-	+	-	-	+	+	+	-
Орский		7,2	-	-	-	-	+	-	+	+
Хабаровский		4,3	-	+	-	-	+	-	+	-
Московский		12,0	+	-	-	-	+	+	+	-
Уфимский		11,5	+	+	-	-	+	+	+	-
Грозненский		20,2	+	+	-	-	+	+	-	-
Комсомольский		5,5	-	-	-	-	-	-	-	-
Куйбышевский		7,4	+	+	-	-	+	+	-	-
Ново-Куйбышевский		17,0	+	+	-	+	+	+	+	+
Краснодарский		2,7	-	+	-	-	+	-	+	+
Туапсинский		2,2	-	-	-	-	+	-	-	-
Ново-Уфимский		17,4	+	+	-	+	+	+	+	+
Салаватский		11,5	+	+	-	-	+	+	-	-
Омский		26,8	+	+	+	+	+	+	+	+
Ангарский		23,1	+	+	-	+	+	+	+	+
Котовский		22,0	-	-	-	-	+	+	+	+
Волгоградский		9,0	-	+	-	+	+	+	+	+
Уфанефтихим		12,0	+	+	+	-	+	+	+	+
Пермский		13,5	+	+	-	+	+	+	+	+
Сызраньский		10,8	+	+	-	-	+	+	+	+
Рязанский		17,2	+	+	-	-	+	+	+	-
Киришский		20,2	-	-	-	-	+	+	-	-
Нижнекамский		7,8	-	-	-	-	-	-	+	-
Ачинский		7,0	-	-	-	-	-	+	+	-

 

Примечание: КК – каталитический крекинг; ТК – термический крекинг; ГК – гидрокрекинг; ЗК – замедленное коксование; КР – каталитический риформинг; ГО – гидроочистка; БП и МП – битумные и масляные производства соответственно.

Таблица 1.8 – Структура производства нефтепродуктов

в России в 2004 г.

Нефтепродукты	млн.т	% от нефти
Переработка нефти
Выпуск нефтепродуктов: моторные топлива, в т.ч. бензины дизтоплива реактивные топлива котельные топлива битум кокс масла другие	30,4 55,4 7,2 53,3 3,8 1,1 2,64 41,2	47,7 15,6 28,4 3,7 27,3 1,95 0,56 1,36 21,1

 

Из анализа приведенных в таблице 1.5 данных 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 6,3%, т.е. на порядок 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 НПЗ страны установки гидрокрекинга приспособлены лишь для переработки вакуумных газойлей.

На отечественных НПЗ относительно 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 наших нефтепродуктов и продукции нефтехимии, они пока уступают лучшим мировым образцам. Мы уступаем и по важнейшим технико-экономическим показателям процессов: металлоемкости, 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.

После распада СССР НПЗ России вошли в состав вертикально интегрированных нефтяных компаний (НК), таких как Лукойл, Сургутнефтегаз, ЮКОС, Тюменская НК, Сиданко, Сибнефть, Роснефть, Славнефть, Башнефтехим, Татнефть, Газпром и т.д.

В каждую из этих компаний входит от одного до пяти НПЗ. Исходя из выше изложенного, 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 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 технологической политики нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности в стране.