Ahmetov_Pererab_nefti

ке, Белоруссии, Молдавии и Украине. Однако пром. произ-во отеч. депрессорных присадок до сих пор не организовано.

Дальнейшее увеличение ресурсов ДТ возможно за счет расширения их фракционного состава и использования дистиллятов вторичных процессов. Так, повышением tк.к. на 25...30°С можно увеличить ресурсы летнего топлива на 3...4% от общего его произв-ва. Такая tк.к. соответствует ≈t90%=360°С. В наст. время на ряде НПЗ страны начат выпуск по ТУ в достаточно больших масштабах летнего ДТ

утяжеленного ФС (с tн.к. = 60…80°С, t90% = 360°С), представляющего собой смесь бензиновой и дизельной фр-й. Такие

топлива* уже получают из нек-рых г.конд-тов и используют

вотдаленных северных и северо-вост. районах страны, куда затруднительна доставка стандартного ДТ.

Произ-во ДТ можно знач. увеличить за счет использования в их составе вторичных газойлей (КК и ГК), хотя это и приводит к ухудшению хим. стабильности топлив. Наиб. применение за рубежом находит ЛГ КК. В США, напр., доля такого газойля в составе ДТ весьма значительна. Поэтому

внем возросло содерж-е аренов, а ЦЧ уменьшилось в ср. дизельном фонде до 40…42 против 45…50.

Представляется возможным расширить ресурсы ДТ также за счет высвобождения знач. кол-в газойлевых фр-й, оставляемых ныне в мазуте или добавляемых в КТ как разбавитель с целью обеспечения требуемой вязкости. По мере уменьшения объемов произв-ва КТ и увеличения мощн. ВБ или др. процессов ГПН остатков кол-во газойлевых фр-й будет непрерывно возрастать, что позволит дополнительно расширить ресурсы ДТ.

Нефтеперераб. комплексу России предстоит в ближайшие годы решить технол. и эконом. нелегк. проблемы организации выпуска экологически чистых марок ДТ (см. табл. 10.5) со сверхнизким содерж-ем серы (<0,05%), что потребует внедрения новых, более активных и селективных, катализаторов глубокой ГО (или строительства доп. реакторов), а также увеличения доли зимних и арктических марок путем внедрения эффективного процесса КГДП.

* Напр., газоконденсатное широкофракционное зимнее (ГШЗ).

301

Лекция 40. Современное состояние и проблемы развития нефтеперерабатывающей промышленности мира и России

Общей совр. тенденцией в структуре использования нефти в мир. экономике явл. снижение доли ее потребления

вэлектро- и теплоэнергетике в кач-ве котельно-печного топлива и увеличение — в кач-ве транспортного МТ и нефтехим. сырья. Ниже приведена структура использования нефти

вмир. экономике,% мас.

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

В наст. время на долю нефтехимии приходится относительно небольшое кол-во — ок. 8% маc. потребляемой нефти. В разл. 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 «нефт. бума» (1960–1970 гг.) при наличии дешевой ближневосточной и латиноамериканской нефти число и суммарные мощн. 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 и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубинной нефтеперераб. В США вследствие традиционно

302

высокого уровня потребления МТ и наличия дешевых ресурсов прир. газа и угля осуществлялась ГПН.

Кач-венный и кол-венный скачок в тенденциях развития мир. нефтеперераб. произошел на рубеже 1970–1980 гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в кач-ве котельно-печного топлива

итем самым переориентации на УГП и ГПН. После 1979 г. объемы перераб. нефти, суммарные мощн., а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преим. закрывались маломощные, менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к нек-рому росту удельной мощн. НПЗ. Снижение объемов нефтедобычи привело к появлению избытка мощн. НПЗ, преим. по процессам прямой перегонки нефти, к-рые подвергались реконструкции под др. вторичные процессы. Однако вопреки пессимистическим прогнозам объемы добычи и перераб. нефти в мире к концу истекшего века вновь несколько увеличились и достигли уровня 1979 г. — 3,2…3,3 млрд т/год.

Втабл. 10.7 приведена технол. структура мощн. мир. нефтеперераб. за 2001 г.

По суммарным мощн. НПЗ и объемам перераб. нефти ведущее место принадлежит США.

Сверхглубокая степ. перераб. нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использованием вторичных процессов, таких как КК (≈36%), КР (≈19%), ГО (≈41%), ГК (9,3%), коксование, ал-е, ИЗ и др. Наиб. массовый продукт НПЗ США — АБ (42% на нефть). Соотношение бензин : ДТ составляет 2 : 1. КТ вырабатывается в min кол-вах — 8% на нефть. Глубокая (≈93%) степ. перераб. нефти в США обусловлена применением пр.вс. КК ВГ

имазутов, ГК и коксования. По мощн. этих процессов США существенно опережают др. страны мира.

Из промышленно развитых стран наиб. крупные мощн. НПЗ имеют: в Зап. Европе — Италия, Франция, Германия

иВеликобритания; в Азии — Япония, Китай и Южная Корея. НПЗ развитых стран Зап. Европы и Японии характ-ся меньшей, чем у США, ГПН, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям произв-ва большого кол-ва печного топлива.

303

Соотношение бензин : ДТ на НПЗ Зап. Европы в пользу ДТ, поскольку в этих странах осуществляется интенсивная дизелизация автотранспорта. По насыщенности НПЗ вторичными процессами, пр.вс. углубляющими переработку нефти, зап.-европейские страны знач. уступают США. Доля углубляющих нефтепереработку процессов (КК, ТК, ГК и ал-е) на НПЗ США и Зап. Европы составляет соотв. 72 и 43%.

Для увеличения выхода МТ в ряде стран мира реализуется программа широкого наращивания мощн. процессов ГПН, пр.вс. установок КК. Так, доля КК от мощн. первичной переработки нефти на начало XX в. достигла (в%):

В странах-экспортерах нефти наиб. крупными мощн. НПЗ обладают Саудовская Аравия, Мексика, Бразилия, Венесуэла и Иран. Характерная особенность нефтеперераб.

вэтих странах — низкая ГПН (выход светлых ок. 50%) и соотв. малая насыщенность НПЗ вторичными процессами. Однако в последние годы и среди них наметилась тенденция к углублению нефтеперераб. Так, доля КК на НПЗ Бразилии и Венесуэлы к 1994 г. достигла соотв. 27 и 20%.

НПЗ бывш. СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую ГПН. В 1960–1970 гг.

вусловиях наращивания добычи относительно дешевой нефти в Урало-Поволжье и Зап. Сибири осуществлялось строительство новых НПЗ, преим. по схемам НГП и частично УГП нефти, особенно в Европейской части страны. Развитие отеч. нефтеперераб. шло как кол-венно, т.е. путем строительства новых мощн., так и кач-венно — за счет строительства преим. высокопроизводительных и комб. процессов и интенсификации действующих установок. Причем развитие отрасли

305

шло при ухудшающемся кач-ве нефтей (так, в 1980 г. доля сернистых и высокосернистых нефтей достигла ≈84%) и неуклонно возрастающих требованиях к кач-ву выпускаемых нефтепр-тов.

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, мощн. 13,3 млн т); Казахстане (Чимкентский, 1984 г. пуска, мощн. 6,6 млн т, Павлодарский, 1978 г. пуска, мощн. 8,3 млн т); Туркмении (Чарджоуский, 1989 г. пуска, мощн. 6,5 млн т) на базе комб. установок ЛК-6у, КТ-1 и др. России от бывш. СССР достались 26 морально и физически стареющих НПЗ. Из них восемь было пущено в экспл. до Второй мир. войны, пять — построены до 1950 г., еще девять — до 1960 г. Т.о., 23 из 26 НПЗ эксплуатируются более 40–70 лет и, естественно, требуется обновление оборуд. и технологии (табл. 10.8). Российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощн. катал. процессов, повышающих глубину перераб. нефти и кач-во выпускаемых нефтепр-тов.

Наиб. массовым нефтепр-том в стране (табл. 10.9) все еще остается КТ (≈27%). Первым по объему выпуска нефте- пр-тов явл. ДТ (28,4%). Объем произв-ва бензинов (15,6%) ниже, чем ДТ (соотношение бензин : ДТ составляет — 1 : 1,8). Глубина нефтепепераб. за последнее десятилетие практ. не изменилась и застыла на уровне 65%.

Из анализа приведенных в табл. 10.8 данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процессами, пр.вс. углубляющими нефтеперераб., НПЗ страны знач. отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтеперераб. процессов коксования, КК и ГК в нефтеперераб. России составляет всего 8,2%, т.е. на порядок ниже, чем на НПЗ США. Более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком ВП мазута. В составе отеч. НПЗ нет ни одного внедренного процесса по катал. переработке гудронов в МТ. Эксплуатируемые на НПЗ страны установки ГК приспособлены лишь для переработки ВГ.

306

Таблица 10.8 — Проектная характеристика НПЗ России

* — Битумное произ-во. ** — Масляное произ-во.

307

Таблица 10.9 — Структура производства

нефтепродуктов в России в 2004 г.

На отеч. НПЗ относительно благополучно положение с оснащенностью процессами облагораживания топливных фр-й нефти, такими как КР и ГО, что позволяет обеспечить выпуск удовлетворительно кач-венных нефтепр-тов. Однако, несмотря на заметное повышение кач-ва наших нефтепр-тов и продукции нефтихимии, они пока уступают лучшим мир. образцам. Мы уступаем и по важнейшим технико-экон. показателям процессов: металлоемкости, энергозатратам, занимаемой площади, уровню автоматизации произ-ва, численности персонала и др. Даже разработанные и внедренные в последние годы высокопроизводительные процессы и катал. системы существенно уступают по этим показателям лучшим зарубежным аналогам. Неудовлетворительно обстоит дело на НПЗ и в отношении отбора светлых нефтепр-тов от потенциала, что приводит к знач. недобору дизельных фр-й на атмосферных колоннах. Отечественные кат-ры знач. уступают зарубежным аналогам по активности, стабильности, селективности и др. показателям.

Одной из острейших на НПЗ России явл. проблема быстрейшего обновления и модернизации устаревшего обору-

308

дования, машин и отдельных процессов с доведением их до совр. мир. уровня. Необходимы новые технологии и новая техника, замена физически и морально устаревших технол. процессов на более совершенные в технич. и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефт. сырья.

С учетом ключевых проблем отеч. нефтеперераб. на перспективу можно сформулировать след. осн. задачи:

—существенное углубление перераб. нефти на основе внедрения малоотходных технол. процессов произ-ва высококач-венных экологически чистых МТ из ТНО как наиб. эффективного средства сокращения ее расхода;

—дальнейшее повышение и оптимизация кач-ва нефтепртов;

—дальнейшее повышение эффективности технол. процессов и НПЗ за счет техн. перевооружения произ-в, совершенствования технол. схем, разработки и внедрения высокоинтенсивных ресурсо- и энергосберегающих технологий, активных и селективных катализаторов;

—опережающее развитие произв-ва сырьевой базы и продукции нефтехимии;

—освоение технологии и увеличение объема переработки г.конд-тов, прир. газов и др. альтернативных источников углев-дного сырья и МТ.

Развитие отрасли будет реализовываться на основе укрупнения единичных мощн., энерготехнол. комбинирования процессов и комплексной автоматизации с применением ЭВМ с обеспечением требуемой экологической безопасности произ-в. Эти направления явл. генеральной линией технол. политики нефтеперераб. и нефтехим. пром-сти в стране.

309

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА

1.Ахметов С.А. Технология глубокой переработки нефти и газа: Учеб. пособие для вузов. — Уфа: Гилем, 2002. — 672 с.

2.Технология, экономика и автоматизация процессов переработки нефти и газа / С.А. Ахметов, М.Х. Ишмияров, А.П. Веревкин и др. / М.: Химия, 2005. — 796 с.

3.Технология и оборудование процессов переработки нефти и газа // С.А. Ахметов, Т. П. Сериков, И. Р. Кузеев, И. И. Баязитов. — СПб: Недра, 2006. — 868 с.

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

5.Магарил Р. З. Теоретические основы химических процессов переработки нефти. — Л.: Химия. Ленингр. отдние, 1985.— 285 с.

6.Гуреев А.А., Фукс И.Г., Лашхи В.Л. Химмотология. — М.: Химия, 1986. — 368 с.

7.Данилов А.М. Введение в химмотологию. — М.: Техника, 2003. — 464 с.

8.Топлива, смазочные материалы, технологические жидкости. Ассортимент и применение / Под ред. В.М. Школьникова.— М.: Техинформ, 1999. — 596 с.

9.КапустинВ.М.,КукесС.Г.,БертолусиниР.Г.Нефтеперерабатывающая промышленность США и бывшего СССР. — М.: Химия, 1995.— 304 с.

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

11.Гуреев А.А., Азев В.С. Автомобильные бензины. Свойство и применение. — М.: Нефть и газ, 1996.— 444 с.

12.Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов.— М.: Химия, 1987.— 256 с.

310