Мини нпз глубина переработки – Технологии и товары

Экспертная группа “ОАО “АК “Транснефть” признаёт, что в настоящее время в нефтеперерабатывающей отрасли России сложилась сложная ситуация. Низкая глубина переработки нефти на большинстве российских НПЗ (не более 45-50%) и увеличение доли экспорта тёмных нефтепродуктов является следствием рыночных изменений, произошедших со времени разработки существующей системы расчета экспортных пошлин.

“За последние 5 лет количество высокосернистой нефти в системе “Транснефти” выросло на 10 миллионов тонн – от 64 миллионов до 74 миллионов тонн. В основном нашем направлении – западном – качество нефти резко падает. Формальное включение всех желающих в “Реестр учёта заводов в Российской Федерации” по нашему мнению недопустимо. Глубина переработки на многих заводах действительно низкая, если мы говорим с позиции выхода товарных продуктов. Примером является “ТАНЕКО”, который должен был перерабатывать высокосернистую нефть и немного облегчить ситуацию в системе. Формально у этого НПЗ глубина переработки составляет 70%. Но реально это большой “самовар”, не производящий товарную продукцию. В принципе, такая схема и на всех малых заводах. Поэтому необходимо запретить выдачу лицензий на переработку нефти с содержанием серы ниже 1,8%, а возможно и полностью запретить строительство таких НПЗ, так как они не только ухудшают качество нефти в системе, но и осложняет жизнь крупным заводам с хорошей, достойной характеристикой перерабатываемой нефти”.

“Мини НПЗ сосредоточены локально в отдельных регионах с объемом переработки до 5 млн тонн. И этот объем переработки не позволяет экономически обосновывать строительство вторичной переработки. Эти НПЗ никогда не выйдут на тот уровень оснащенности, который необходим для производства светлых нефтепродуктов. Поэтому роль этих мини НПЗ сводится к производству некого топлива, которое реализуется на местных рынках в районе этих НПЗ при поддержке местных властей”.

“В 2010-2011 году по поручению Правительства Росстандарт проводил проверки деятельности мини НПЗ совместно с МВД и Ростехнадзором. Мы нашли официально зарегистрированных 288 нефтеперерабатывающих заводов. 60% из них на момент проверки приостановили свою деятельность, так как по закону мы должны предупреждать предпринимателей о проверке. Из 111 работающих заводов мы нашли нарушения у 61 мини НПЗ. Соответственно для того, чтобы изменить ситуацию в отрасли в лучшую сторону необходимо: во-первых, убрать раннее предупреждение о проверках, во-вторых, увеличить количество пунктов, по которым мы можем проводить внеплановые проверки”.

Экспертная группа “Транснефти” создана для обсуждения наиболее актуальных тем развития нефтепроводного транспорта России. Первое заседание группы прошло 19 декабря 2012 года. Заседания предполагается проводить на постоянной основе.

Http://www. ngfr. ru/article. html?134

Государство продолжает борьбу с малыми нефтяниками. Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения НПЗ к нефтепроводам. Согласно ему со следующего года к трубопроводам смогут подключаться только заводы с мощностью не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. В первую очередь новые требования осложнят работу мини-НПЗ, но ограничение глубины переработки может повлиять и на крупных участников рынка — у “Роснефти”, например, этот показатель составляет в среднем всего 63,4%.

Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил “Ъ” источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил “Ъ” и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.

Впервые порядок подключения НПЗ к системе трубопроводов был регламентирован в конце 2009 года в рамках борьбы с увеличением количества мини-НПЗ с низкой глубиной переработки на уровне 45%. Продукция малых НПЗ сильно снижала качество нефти на выходе из нефтепровода и, соответственно, ее ценность. Однако в постановлении не были зафиксированы конкретные требования к подключающимся НПЗ, а лишь указан порядок подключения к трубопроводной системе и перечень документов, которые должны быть предоставлены.

Целенаправленная борьба правительства с мини-НПЗ началась в феврале. Тогда глава “Газпром нефти” Александр Дюков, обосновывая президенту Дмитрию Медведеву необходимость выравнивания пошлин на темные и светлые нефтепродукты, заявил, что “116 мини-НПЗ из 196 не сданы по правилам, не сертифицированы и не зарегистрированы, но отгружают на экспорт”. Президент потребовал, чтобы нелегальные предприятия “тряхнули” правоохранительные органы, и поручил вице-премьеру Игорю Сечину разобраться с деятельностью мини-НПЗ “в рамках декриминализации всей нефтяной отрасли”. В марте-апреле Ростехнадзор провел внеплановые проверки ряда мини-НПЗ на предмет соблюдения ими обязательных требований промышленной безопасности.

Берется небольшой проект, приходят люди из других отраслей, которые создают себе вот этот самовар. Я не знаю, куда эти деньги идут, а может, на поддержку терроризма! Разберитесь! Доложите мне, кто там начальники и хозяева!

Требование о мощности переработки сильнее всего отразится на бизнесе мини-НПЗ, который сейчас и так переживает не лучшие времена, отмечает Виталий Крюков из “ИФД Капиталъ”. В целом требования министерства соответствуют тенденции рынка. Рентабельность мини-НПЗ быстро снижается из-за повышения пошлин на темные нефтепродукты и активной модернизации НПЗ крупными нефтяниками, добавляет аналитик. К тому же, уточняет он, увеличивать глубину переработки до 70% при мощностях менее 1-2 млн тонн просто невыгодно. По его мнению, низкая рентабельность мини-НПЗ вскоре приведет к исчезновению такого бизнеса.

Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ “Кортес”, среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе–августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.

В конце прошлого года Минэнерго прогнозировало глубину переработки в 2010 году на уровне 74,1%, а к 2015 году по планам министерства она должна вырасти до 83%. Глава Минэнерго Сергей Шматко отмечал, что добиться таких показателей министерство планирует за счет стимулирующих мер. Эти планы нашли отражение в проекте нового закона о нефти, который до начала ноября должен быть внесен на рассмотрение в правительство. Там говорится, что российские НПЗ должны будут обеспечивать глубину переработки нефти не менее 83% уже к 2013 году и 87% к 2015-му. Также заводы, глубина переработки на которых более 92% и выход светлых нефтепродуктов свыше 77%, получат льготы.

По данным ИАЦ “Кортес”, требованию Минэнерго соответствуют менее половины российских заводов. Из крупнейших нефтяников больше всех отстает “Роснефть”: по статистике, средняя глубина переработки на ее заводах составляет 63,4%. Глубину выше 70% показывает только Ангарская НХК (с начала года — 76,4%). Но в компании утверждают, что активно ведут модернизацию своих НПЗ. Например, глубина переработки на Комсомольском НПЗ, который “Роснефть” планирует подключить к ВСТО, после завершения его реконструкции в 2013 году должна составить 95% (сейчас 60,1%).

У предприятий “Сургутнефтегаза” и ТНК-ВР тоже есть проблемы с глубиной переработки. Представитель ТНК-ВР вчера отказался от комментариев, с представителем “Сургутнефтегаза” связаться не удалось. Среди НПЗ ЛУКОЙЛа глубина переработки ниже 70% только у “Нижегороднефтеоргсинтеза”, но в компании “Ъ” заявили, что после модернизации он станет одним из лидеров по выходу светлых нефтепродуктов в России (глубина переработки составит выше 80%). Самые низкие показатели у независимых Афипского и Новошахтинского НПЗ — 52,1% и 52,4% соответственно. Лидером рынка по глубине переработки является “Башнефть” — в среднем 86,2%. Также среди лидеров — Омский НПЗ “Газпром нефти” с показателем 85,3%.

Алексей Кокин из “Уралсиба” считает, что дополнительные стимулирующие меры государства по увеличению производства светлых нефтепродуктов излишни, когда оно и так стимулируется постепенным выравниванием пошлин. Такая политика, поясняет аналитик, приводит к излишним инвестициям нефтекомпаний в дорогостоящую модернизацию НПЗ.

Http://www. kommersant. ru/doc/1517792

МОСКВА, 4 дек – ПРАЙМ, Андрей Карабьянц. ЛУКОЙЛ стала первой из российских нефтяных компаний, которая довела глубину переработки до 98% – рекордного значения для России. Столь высокий показатель был достигнут на пермском НПЗ, который опередил лидеров российской нефтеперерабатывающей отрасли – “Уфанефнефтехим” и Омский НПЗ, принадлежащие “Башнефти” и “Газпром нефти” соответственно. Столь высокими уровнем переработки пока могут похвастаться только некоторые заводы американских ExxonMobil, Cheavron или индийский Relians.

Российские нефтяные компании в силу многих причин по-разному относились к своим нефтеперерабатывающим подразделениям. Кто-то рассматривал нефтепереработку как побочный бизнес и делал ставку на поставку сырья за рубеж, кто-то, наоборот, видел потенциал в развитии внутреннего рынка и экспорте готовой продукции, поэтому целенаправленно инвестировал в развитие своих НПЗ.

Адептом второго подхода был ЛУКОЙЛ. Компания из года в год стабильно инвестирует в модернизацию своих НПЗ миллионы долларов и это приносит результат. Сейчас в России ЛУКОЙЛу принадлежит четыре крупных завода и два мини-НПЗ. По данным Минэнерго РФ, в 2014 г. средняя глубина переработки на предприятиях компании превысила 77%, в то время как средний показатель по отрасли составил 72,4%. Уже с 2012 года все российские НПЗ ЛУКОЙЛа перешли на выпуск товарного бензина и дизеля класса 5 (российский аналог Евро-5). Для сравнения, “Роснефть” надеется завершить перевод своих заводов на выпуск моторного топлива класса 5 лишь в этом году, а официальный переход на топливо класса 5 был отложен на полгода, до середины 2016 г.

Флагманом модернизации среди предприятий ЛУКОЙЛа стал пермский НПЗ – “Пермьнефтеоргсинтез” – где был построен комплекс глубокой переработки нефти, в который компания инвестировала 28 млрд руб. (около $950 млн по курсу 2014 г.)

Столь высокой глубины переработки удалось добиться, несмотря на невысокое качество исходного сырья – смеси разных видов нефти, добываемой на месторождениях Западной Сибири и севера Пермской области. Пермская нефть отличается повышенной вязкостью и большим содержанием серы. Введенный в эксплуатацию комплекс глубокой переработки нефти, который включает в себя установку замедленного коксования и мощности для гидроочистки, обеспечивает полную переработку остаточного топлива (мазута) и позволяет увеличить выпуск дизеля класса 5.

Выбор завода в Перми, вероятно, связан с его выгодным местоположением. Среди всех заводов ЛУКОЙЛа он находится максимально близко к портовому терминалу в Высоцке, также принадлежащему нефтяной компании. Оттуда продукцию завода можно направить на европейский рынок, где спрос на дизельное топливо самый высокий в мире. Уже сейчас около трети продукции завода идет на экспортные рынки.

Именно дизель является основным видом топлива, которое выпускает пермский завод. Сейчас годовая мощность НПЗ составляет около 13 млн тонн. Благодаря проведенной модернизации завод увеличит выпуск дизельного топлива класса 5 на 1,1 млн т/г до 5,4 млн т/г. Кроме того, вырастет производство гидроочищенного вакуумного газойля и нефтяного кокса до 1,3 млн т/г и 635 тыс. т/г соответственно. Вакуумный газойль используется в качестве сырья в процессе нефтепереработки, а нефтяной кокс является ценным продуктом для предприятий черной и цветной металлургии.

Производство мазута благодаря модернизации будет прекращено полностью. В результате, существенно вырастет маржа переработки: если биржевая стоимость самого дешевого дизельного топлива на Санкт-Петербургской товарной бирже в конце прошлой недели составила 33 750 руб./т, то стоимость тонны топочного мазута – всего 7 330 руб./т.

Поскольку мощность комплекса глубокой переработки нефти составляет 2,1 млн т/г, а выпуск мазута на пермском НПЗ до недавнего времени составлял 1,8 млн т/г, то ЛУКОЙЛ планирует покупать дешевый мазут и перерабатывать его в нефтепродукты с высокой добавленной стоимостью.

Представители ЛУКОЙЛа не стали комментировать в какие сроки компания рассчитывает окупить свои вложения в завод. Однако, если предположить, что разница в ценах на дизельное топливо и мазут сохранится на уровне 26 тыс. рублей, а курс доллара останется около 65 рублей, то получится, что благодаря модернизации завод ежегодно сможет получить около 400 млн долларов дополнительных доходов. Таким образом, компания сможет окупить вложения менее чем за три года. А если учесть, что помимо дизеля Пермский НПЗ будет производить и другие дорогостоящие нефтепродукты, то срок окупаемости может быть еще меньше.

Планы повышения глубины переработки есть у всех российских ВИНК. Однако, не всем эти планы пока остаются реализованными. Предприятия, которые также заявляли о намерениях довести глубину переработки нефти до рекордных уровней – ТАНЕКО в Нижнекамске и Туапсинский НПЗ – пока не смогли достичь поставленной цели, несмотря на масштабные инвестиции.

По результатам прошлого года глубина переработки на ТАНЕКО не превысила 75%. “Татнефть” – владелец предприятия – не отказывается от планов создания на базе ТАНЕКО нефтехимического комплекса глубокой переработки нефти, но реализация этого проекта переносится на более поздние сроки. Совокупные инвестиции в проект уже превысили 250 млрд руб.

На принадлежащем “Роснефти” НПЗ в Туапсе продолжаются работы в рамках второго этапа модернизации. Довести глубину переработки до 98% станет возможно только после завершения третьего этапа, поэтому сейчас говорить о таких высоких показателях не приходится. В прошлом году глубина переработки на Туапсинском НПЗ составила около 53%, а инвестиции в модернизацию и расширение производства – 57 млрд руб.

Http://1prime. ru/articles/20151204/822265862-print. html

Наиболее старым и зарекомендовавшим себя показателем совершенства структуры НПЗ является глубина переработки нефти. Глубину переработки нефти определяют по формуле

Gс. г. – количество сухого газа от переработанной нефти, используемого как топливо;

То есть, при реализации данной схемы 87,83 % нефти будет превращено в светлые нефтепродукты.

Показатель глубины переработки нефти с точки зрения экономики несовершенен. Все процессы качественного совершенствования топлив, не затрагивающие количество произведенного мазута, не изменяют и показатель глубины переработки. Сюда относят каталитический риформинг, алкилирование, изомеризацию, гидроочистку и др. Таким образом, однозначной корреляции между глубиной переработки нефти и степенью прогрессивности технологической структуры НПЗ не существует. Это не уменьшает значения показателя глубины переработки нефти (Гп..н..) в обобщенной оценке технического прогресса нефтепереработки. У него свое назначение, отраженное в его названии, — показать насколько полно превращается сырая нефть в моторное топливо, масла и сырье для нефтехимии. Углубление переработки нефти достигается с помощью капиталоемких и энергоемких процессов: каталитического крекинга, гидрокрекинга, коксования, висбрекинга, газификации тяжелых остатков и других. Вследствие этого в целом наблюдается снижение уровня рентабельности продукции при увеличении Гп..н. Тем не менее, дальнейшее увеличение показателя Гп..н.. необходимо, во – первых, потому, что оно обеспечивает некоторый прирост массы прибыли, а во – вторых, расширяет ресурсную базу промышленности технического углерода и нефтехимической промышленности. Причина низкой рентабельности продукции НПЗ с большой глубиной переработки нефти помимо прочего в том, что ее экономический эффект в значите льной части реализуется за пределами нефтеперерабатывающих заводов. Он достается специализированным нефтехимическим предприятиям, заводам технического углерода, электродным заводам и т. д.

Подобная “трансляция” эффекта углубления переработки нефти исключается на тех НПЗ, которые создают собственный нефтехимический блок и вовлекают во вторичную переработку большую долю светлых дистиллятов с установок АВТ. Примеры этому Московский НПЗ, “Салаватнефтеоргсинтез”, “Орскнефтеоргсинтез”. Таким образом, тенденция к снижению уровня рентабельности по мере увеличения глубины переработки нефти реализуется со значительными отклонениями в зависимости от других условий.

Технический уровень большинства НПЗ России не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.

Рассматриваемый проектный НПЗ имеет достаточно высокий уровень технологической структуры (87,83%), что соответствует европейским показателям.

Http://studbooks. net/1424864/tovarovedenie/metody_otsenki_struktury

В нефтеперерабатывающей отрасли России сложилась сложная ситуация. Низкая глубина переработки нефти на большинстве российских НПЗ (не более 45-50%) и увеличение доли экспорта темных нефтепродуктов является следствием рыночных изменений, произошедших со времени разработки существующей системы расчета экспортных пошлин.

«За последние 5 лет количество высокосернистой нефти в системе «Транснефти» выросло на 10 млн т – от 64 млн до 74 млн. В основном нашем направлении – западном – качество нефти резко падает. Формальное включение всех желающих в «Реестр учета заводов в Российской Федерации» по нашему мнению недопустимо. Глубина переработки на многих заводах действительно низкая, если мы говорим с позиции выхода товарных продуктов. Примером является «ТАНЕКО», который должен был перерабатывать высокосернистую нефть и немного облегчить ситуацию в системе. Формально у этого НПЗ глубина переработки составляет 70 %. Но реально это большой «самовар», не производящий товарную продукцию. В принципе, такая схема и на всех малых заводах. Поэтому необходимо запретить выдачу лицензий на переработку нефти с содержанием серы ниже 1,8 %, а возможно и полностью запретить строительство таких НПЗ, так как они не только ухудшают качество нефти в системе, но и осложняет жизнь крупным заводам с хорошей, достойной характеристикой перерабатываемой нефти».

«Мини НПЗ сосредоточены локально в отдельных регионах с объемом переработки до 5 млн т. И этот объем переработки не позволяет экономически обосновывать строительство вторичной переработки. Эти НПЗ никогда не выйдут на тот уровень оснащенности, который необходим для производства светлых нефтепродуктов. Поэтому роль этих мини-НПЗ сводится к производству некого топлива, которое реализуется на местных рынках в районе этих НПЗ при поддержке местных властей».

«Инвестиции в модернизацию нефтепереработки осуществляют крупные НПЗ и вертикально интегрированные нефтяные компании. Мини-НПЗ работают по примитивной технологии и сохраняют низкую глубину переработки. В связи с вводом новых стандартов качества – ЕВРО-3 с 1 января 2013 г. и переходом на ЕВРО-4, а также серьезным увеличением акцизных сборов, очень важно, чтобы все позитивные тенденции в индустрии остались. Важно не допустить роста «серого» сегмента рынка».

Дмитрий Черничкин, начальник управления территориальных органов и региональных программ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии (РОССТАНДАРТ):

«В 2010-2011 гг. по поручению Правительства Росстандарт проводил проверки деятельности мини-НПЗ совместно с МВД и Ростехнадзором. Мы нашли официально зарегистрированных 288 нефтеперерабатывающих заводов. 60 % из них на момент проверки приостановили свою деятельность, так как по закону мы должны предупреждать предпринимателей о проверке. Из 111 работающих заводов мы нашли нарушения у 61 мини-НПЗ. Соответственно для того, чтобы изменить ситуацию в отрасли в лучшую сторону, необходимо: во-первых, убрать раннее предупреждение о проверках, во-вторых, увеличить количество пунктов, по которым мы можем проводить внеплановые проверки».

Дарья Козлова, аналитик Энергетического центра Московской школы управления СКОЛКОВО:

«Главная проблема российской нефтеперерабатывающей отрасли – это малое количество вторичных мощностей переработки и плохая логистика. Необходимо обновить генсхему развития отрасли с учетом текущих показателей добычи и переработки. Для борьбы с мини НПЗ возможно введение Банка качества нефти».

Иван Юдин, начальник управления финансового обеспечения и оценки рисков ОАО «АК «Транснефть»:

«Существующий режим расчета экспортных пошлин является одним из ключевых факторов, который способствует росту экспорта продуктов первичной переработки. Прямой расчет свидетельствует о потерях бюджета более $133 на тонну. Это ежегодно приводит к потерям бюджета на сумму около $2 млрд. И это касается только нефти, которая поставляется трубопроводным транспортом».

«Производство темных нефтепродуктов в России растет быстрее, чем производство светлых. Выпуск автомобильных бензинов стране в 2012 г. вырос на 5,2 %, объемы выхода дизтоплива сократились на 0,1 %, производство топочного мазута увеличилось на 5,4 %. Повысилась и первичная переработка нефтяного сырья на отечественных НПЗ: в 2012 г. рост составил 4,5 %. При этом экспорт сырой нефти сократился, а поставки нефтепродуктов в страны дальнего зарубежья увеличились на 1,3 %. Из всего этого можно сделать вывод, что доля темных нефтепродуктов в структуре экспорта повысилась».

Александр Данилов, заместитель генерального директора Всероссийского научно-исследовательского института по переработке нефти:

«Если мы хотим объективно оценивать деятельность нефтеперерабатывающих заводов, то наряду с показателем глубины переработки необходимо рассчитывать индекс Нельсона. Необходимо учитывать регламент Таможенного союза, согласно которому с 2015 г. мы должны вырабатывать топливо не ниже ЕВРО-4, а в 2016 г. не ниже ЕВРО-5».

Елена Чернышева, к. х.н., доцент, профессор, заместитель заведующего кафедрой технологии переработки нефти РГУ нефти и газа имени И. М. Губкина:

«Несмотря на то, что в России за 4 года увеличился объем переработки, глубина переработки снизилась на 0,6 %. Доля вторичной переработки в нашей стране составляет примерно 17 %, в то время как в Европе около 50 %. Также одной из проблем нефтепереработки в России является изношенность фондов. Заводы, функционирующие в настоящее время, построены еще в 50-е годы, часть – в 70-е годы».

Дмитрий Александров, начальник аналитического отдела «Универ капитал»:

«С точки зрения снижения содержания серы в составе нефти, необходимо ориентироваться на развитие процессов гидроочистки, катриформинга, хотя это не скажется на качестве нефти, которая будет в трубе. Но это значит, что все новые НПЗ, которые будут строиться, должны быть изначально ориентированы на переработку с одной стороны высокосернистой нефти, с другой стороны более вязкой нефти, потому что согласно прогнозу до 2020 г. вязкость нефти будет увеличиваться».

Http://ngb. su/news/o-vliyanii-npz-s-nizkoj-glubinoj-pererabotki-na-tek. html

Минэнерго подготовило проект поправки к постановлению о порядке подключения новых нефтеперерабатывающих заводов (в том числе НПЗ после реконструкции) к магистральным нефтепроводам и нефтепродуктопроводам, сообщил cообщает «Коммерсантy» источник в правительстве. По его словам, после внесения соответствующих изменений к трубопроводам смогут подключаться только НПЗ с мощностью переработки не менее 1 млн тонн и глубиной переработки не менее 70%. Эту информацию подтвердил “Ъ” и высокопоставленный источник в Минэнерго, он добавил, что поправки планируется внести до конца года.

Зато требование об обеспечении глубины переработки может создать трудности для большинства российских НПЗ. По данным ИАЦ “Кортес”, среднеотраслевой показатель глубины переработки в январе—августе текущего года незначительно превышает требования министерства и составляет всего 71,3%. В августе показатель был чуть выше — 72,1%. Хотя в бизнес-планах всех крупных российских нефтекомпаний предусмотрены инвестиции в модернизацию НПЗ, уточняет Виталий Крюков.

Http://rcc. ru/article/neftyanikov-tyanut-na-glubinu-456

В 2001 г. в мире работало 742 нефтеперерабатывающих завода общей мощностью более 4 млрд т нефти в год. Средняя мощность одного завода составляет 5,5 млн т в год.

На большинстве российских заводов отсутствуют необходимые вторичные процессы: изомеризация, алкилирование, гидрокрекинг и современные разновидности каталитического крекинга. До 70% материалов, включая катализаторы и присадки к топливам и маслам, отечественная нефтеперерабатывающая отрасль импортирует. Задача ближайших лет заключается в том, чтобы поднять глубину переработки нефти с 55 до 90% и выше, обеспечив при этом содержание серы в бензине 0,001%.

Основные аппараты, в которых осуществляется превращение исходных реагентов в нефтепродукты, – это химические Реакторы. Основные требования к реакторам следующие:

создание наилучшего контакта между реагентами, а также между реагентами и катализаторами; обеспечение необходимого температурного режима; механическая прочность и стойкость к воздействию реакционной среды, удобство обслуживания и ремонта.

Наибольший интерес представляют реакторы для систем газ-твердое тело. К ним относятся каталитический крекинг, риформинг, гидроочистка, каталитическая полимеризация олефинов, контактное коксование. Для осуществления этих процессов используются реакторы со стационарным, псевдоожиженным и движущимся слоями.

Наиболее простыми являются реакторы со Стационарным слоем катализатора без теплообмена с внешней средой. Это полый или сферический аппарат с каталитической решеткой, на которую насыпан слой катализатора. Реагенты в виде газа поступают сверху, а продукты выводятся снизу.

Реакторы со стационарным слоем катализатора с теплообменом с внешней средой представляют собой многотрубчатые аппараты с размещением катализатора в трубках, а теплоносителя (хладоагента) в межтрубном пространстве. В зависимости от характера процесса применяют разнообразные теплоносители: воду, топочные газы, расплавы солей, органические теплоносители.

Химический реактор непосредственно связан с другими аппаратами: теплообменниками, конденсаторами, сепараторами, насосами, компрессорами и др. Такую систему называют Реакционным узлом. Задача расчета реакционного узла сводится к выбору типа реактора и составлению материального и теплового баланса.

Ни один завод не может вырабатывать всю номенклатуру необходимых нефтепродуктов. Современные производства ориентируются на максимальную производительность, т. к. в этом случае они более экономичны. Одна из классификаций нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) включает пять типов:

топливный с неглубокой переработкой нефти; топливный с глубокой переработкой нефти; топливно-нефтехимический с глубокой переработкой нефти и производством нефтехимической продукции; топливно-масляный; энергонефтехимический.

На заводах первых двух типов вырабатывают различные виды топлива. При неглубокой переработке из нефти получают до 35% светлых нефтепродуктов. При глубокой переработке соотношение обратное. Это достигается применением вторичных методов переработки: каталитического крекинга; гидрокрекинга; коксования и др.

На заводах третьего типа помимо топлив вырабатываются нефтехимические продукты. В качестве сырья используют либо газы, либо бензиновые и керосино-дизельные фракции первичной переработки нефти.

На заводах топливно-масляного типа наряду с топливами вырабатывают широкий ассортимент масел, парафины, битум и др.

Заводы энергонефтехимического типа строят возле ТЭЦ большой мощности. На таких заводах получают фракции светлых нефтепродуктов для нефтехимического производства, а образующийся мазут направляют на ТЭЦ в качестве топлива.

В словаре нефтепереработчиков существуют также другие термины: Простая, сложная и очень сложная нереработка. В основу этой классификации положен объем капиталовложений, необходимый для строительства крупных единиц оборудования.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по простой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидроочистку дистиллятов и каталитический риформинг нафты. НПЗ, работающий по сложной схеме, кроме вышеперечисленного, включает каталитическую крекинг-установку и установки алкилирования. НПЗ, работающий по очень сложной схеме, включает то же самое, что при сложной схеме, плюс установки по производству олефинов.

бензин – 46; нефтяное топливо – 27; реактивное топливо – 10; нефтяной кокс – 5; сжиженные газы – 4: сырье для нефтехимии – 3: битум – 3; смазочные материалы – 1; керосин – 1.

При переработке любой нефти по сложной схеме получается больший объем светлых нефтепродуктов, чем при переработке по простой схеме. Порядок цифр такой: при Простой схеме переработки объемный выход светлых нефтепродуктов (бензин плюс реактивное топливо) составляет около 40%: при сложной схеме – около 70%; при очень сложной – до 90%.

Схема завода, работающего по топливному варианту глубокой переработки нефти

Http://studopedia. org/13-80320.html

Магистрант Башкирской академии государственной службы и управления при Президенте Республики Башкортостан.

На сегодняшний день Россия занимает 3 место в мире по первичной переработки нефти, объем переработки в 2012 году составил 280 млн. тонн. Для нефтеперерабатывающей промышленности России характерны следующие такие проблемы, как низкая глубина переработки (около 70%) и изношенность основных фондов. В России функционируют 27 нефтеперерабатывающих заводов, а так же около 200 мини НПЗ, часть из которых не имеют лицензий и не подключены к нефтепроводам.

Качество нефтепереработки существенно отстает от мирового уровня, поэтому часть продукции экспортируется за границу как полуфабрикат (например, мазут, около 30% на выходе в среднем по России, 80% произведенного мазута реализуется на экспорт). Низкое качество получаемых нефтепродуктов связано с низкой глубиной переработки (70% – Россия, 96% – США, 85% – Европа), минимальным количеством вторичных процессов, несовершенным оборудованием, а так же с недостатком процессов, улучшающих качество и глубину переработки, таких, как: каталический крекинг (из 27 НПЗ – только на 13-ти), гидрокрекинг (на 5 НПЗ из 27), замедленное коксование (на 5 НПЗ из 27) и висбрекинг (на 9 НПЗ из 27).

Выходом из ситуации является модернизация нефтеперерабатывающей отрасли России, а именно реконструкция действующих и введение новых установок, углубляющих переработку.

В целом, за последние годы, состояние отрасли улучшилось, приняты такие решения, как новые методы расчета экспортных платежей (пошлины на светлые нефтепродукты ниже, чем на темные), изменение акцизов (дифференциация их в зависимости от качества). Акцизы с каждым годом растут, что делает нерентабельным производить бензин класса 3 и ниже (акциз на прямогонный бензин с 1 января 2013 года составляет 10 299 руб./т., к 2015 он увеличиться до 13 502 руб./тонну).

Согласно стратегии развития отрасли до 2020 года, объем инвестиций в нефтепереработку составит около 1,5 трлн. рублей, планируется увеличение глубины переработки до 85%, автомобильный бензин и дизельное топливо должны быть не ниже класса ЕВРО 5, рост производства ДТ и снижение производства мазута.

O алкилирование (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Башнефть, Сургутнефтегаз);

O гидроочистка (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Башнефть, Русснефть, Сургутнефтегаз, Салаватнефтеоргсинтез, Татнефть);

O изомеризация (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, ТНК-ВР, Салаватнефтеоргсинтез, Татнефть, Русснефть, Сургутнефтегаз);

O риформинг (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Татнефть);

O каталитический крекинг (Роснефть, Газпром нефть, ТНК-ВР, Сургутнефтегаз, Русснефть);

O гидрокрекинг (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Салаватнефтеоргсинтез, ТНК-ВР, Башнефть);

O коксование (Роснефть, Лукойл, Газпром нефть, Сургутнефтегаз, Салаватнефтеоргсинтез, Русснефть).

Не нужно забывать, что помимо крупных компаний на рынке функционируют около 200 миниНПЗ. Перечисленные выше установки не всегда под силу приобрести, поэтому качество и глубину переработки им повысить трудно. Примерный выход нефтепродуктов со среднестатистического миниНПЗ следующий: 50% – мазут, 30% – дизельное топливо низкого класса, 20% – прямогонный бензин, а с учетом акцизов на низкокачественное топливо, деятельность миниНПЗ становиться низкорентабельной, поэтому они делают все, чтобы уйти от больших налогов.

Выделим две главные проблемы на сегодня в нефтепереработке в России:

2. Получаемые нефтепродукты низкокачественны, не соответствуют мировым стандартам.

– строительство новых установок, позволяющих получать высококачественные нефтепродукты (мНПЗ);

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

2. А. К. Курочкин «Разработка высокорентабельных схем для проектирования малых НПЗ с глубиной переработки нефти более 90%», 2008.

Все материалы, размещенные на данном сайте, охраняются авторским правом. При использовании материалов сайта активная ссылка на первоисточник обязательна.

Http://www. jurnal. org/articles/2013/ekon32.html

Удельный вес давальческой переработки нефти на белорусских НПЗ в 2017 году составил около 9% против 13% в 2016 году из-за проведенного в России налогового маневра, сообщил заместитель председателя концерна “Белнефтехим” Андрей Рыбаков.

“По итогам прошедшего года удельный вес давальческой переработки в общем объеме переработанной НПЗ нефти составил около 9% (по итогам 2016-го – около 13%). Доля давальческой переработки на белорусских НПЗ сократилась из-за снижения эффективности переработки нефти после проведенного в России так называемого налогового маневра”, – сказал А. Рыбаков в интервью госагентству БелТА.

Комментируя перспективы работы белорусских НПЗ в условиях обнуления Россией экспортных пошлин на нефть, представитель “Белнефтехима” отметил, что белорусская сторона активно готовится к предполагаемым изменениям.

“При отмене пошлины Россией, согласно применяемой формуле определения цены на нефть для Беларуси, стоимость российской нефти вырастет на такую же величину и будет равна мировым котировкам. Сроки отмены пока российской стороной не определены. Однако мы активно готовимся к предполагаемым изменениям”, – сказал он.

По словам А. Рыбакова, с целью повышения эффективности работы НПЗ в рыночных ценовых условиях и проводится модернизация “Нафтана” и Мозырского НПЗ. “Повышение глубины переработки нефти, получение новых продуктов позволит нефтеперерабатывающим заводам получить дополнительную прибыль и оставаться конкурентоспособными на мировом рынке”, – полагает зампредседателя концерна.

Он констатировал, что белорусская нефтепереработка уже несколько лет работает в условиях налогового маневра России, в результате которого стоимость нефти для Беларуси растет и постепенно приближается к мировой цене.

“В 2017 году, например, стоимость тонны российской нефти при поставках на белорусские НПЗ составляла около 80% от ее мировых котировок. Следует учитывать и то, что при экспорте нефтепродуктов НПЗ платят пошлину в бюджет, и таким образом условия льготной стоимости нефти нивелируются, затраты НПЗ становятся сопоставимыми с приобретением сырья по мировой цене”, – отметил А. Рыбаков.

Согласно данным А. Рыбакова, по итогам 2017 года объем переработки нефти на белорусских НПЗ составил 18 млн 120 тыс. т (97,4% к уровню 2016 года). Глубина переработки нефти на “Нафтане” в 2017 году оценивается на уровне 73%, на Мозырском НПЗ – 78%.

Http://www. iarex. ru/news/55159.html

В соответствии с выпускаемыми продуктами НПЗ принято классифицировать на следующие группы:

Наибольшее распространение имеют НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления.

ГЛУБИНА ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ — показатель, характеризующий эффективность использования сырья.

ПЕРВИЧНЫЕ ПРОЦЕССЫ ПЕРЕРАБОТКИ не предполагают химических изменений нефти и представляют собой ее физическое разделение на фракции.

Сначала промысловая нефть проходит первичный технологический процесс очистки добытой нефти от нефтяного газа, воды и механических примесей – этот процесс называется ПЕРВИЧНОЙ СЕПАРАЦИЕЙ НЕФТИ.

Нефть поступает в ректификационные колонны на АТМОСФЕРНУЮ ПЕРЕГОНКУ (перегонку при атмосферном давлении), где разделяется на несколько фракций: легкую и тяжёлую Бензиновые фракции, Керосиновую фракцию, Дизельную фракцию и остаток атмосферной перегонки — Мазут. Качество получаемых фракций не соответствует требованиям, предъявляемым к товарным нефтепродуктам, поэтому фракции подвергают дальнейшей (вторичной) переработке.

ВАКУУМНАЯ ДИСТИЛЛЯЦИЯ — процесс отгонки из мазута (остатка атмосферной перегонки) фракций, пригодных для переработки в моторные топлива, масла, парафины и церезины и другую продукцию нефтепереработки и нефтехимического синтеза. Остающийся после этого тяжелый остаток называется Гудроном. Может служить сырьем для получения битумов.

Цель ВТОРИЧНЫХ ПРОЦЕССОВ ПЕРЕРАБОТКИ – увеличение количества производимых моторных топлив, они связаны с химической модификацией молекул углеводородов, входящих в состав нефти, как правило, с их преобразованием в более удобные для окисления формы.

· Углубляющие: каталитический крекинг, термический крекинг, замедленное коксование, гидрокрекинг, производство битумов и т. д.

· Прочие: процессы по производству масел, ароматических углеводородов.

По величине ГЛУБИНЫ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ можно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает большей возможностью для производства из каждой тонны сырья большего количества более ценных, чем нефтяной остаток, нефтепродуктов и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения показателя глубины переработки нефти. В отечественной нефтепереработке под ГЛУБИНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ подразумевается суммарный выход в % на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива.

В современной нефтепереработке принято подразделять НПЗ на два типа:

За последнее десятилетие мощности нефтеперерабатывающих заводов мира выросли на 12% (прирост составил 430,5 млн т/год).

Основная часть прироста мощностей пришлась на Азиатско-Тихоокеанский регион (АТР).

Начиная с 2000 г. число НПЗ в мировой нефтеперерабатывающей промышленности постоянно Уменьшалось.

Выводились из эксплуатации Маломощные и технически слабо оснащенные заводы. Ряд относительно крупных заводов были выведены по Экологическим соображениям.

Но все же Главной причиной закрытия ряда НПЗ, прежде всего в США и западноевропейских странах, были Экономические причины, а именно, Низкая конкурентоспособность выпускаемой продукции.

В Странах-экспортерах нефти наиболее Крупными мощностямиНПЗ 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.

Глубокая (93 %) Степень переработки нефти в США обусловлена применением процессов каталитического крекинга прежде всего вакуумных газойлей и мазутов, гидрокрекинга и коксования. По мощности этих процессов США существенно опережают другие страны мира.

Из Промышленно развитых стран наиболее Крупные мощности НПЗ имеют:

НПЗ развитых стран Западной Европы и Японии характеризуется меньшей, чем у США глубиной переработки нефти, что обусловливается необходимостью по климатическим условиям производства большого количества печного топлива.

В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии.

Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало Ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире.

Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на отрасль.

И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии.

С 2003До 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом.

В 2009 – 2010 гг. спрос на нефтепродукты значительно упал и продолжает падать.

Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценовой разницы между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности.

Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1,2 млн барр. в сутки. И полностью закрыты в мире 16 НПЗ – беспрецедентный случай.

Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 – 2010 гг. национальные компании – Sinopec, PetroChina и CNOOC – ввели в эксплуатацию Пять новых и модернизированных НПЗ, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки.

В 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию Первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки.

Происходит существенное увеличение мощностей по производству нефтепродуктов

· в Центральной и Южной Америке (в Венесуэле, Колумбии, Никарагуа, Эквадоре),

· в Азии (в Брунее, Вьетнаме, Индонезии, Китае, Малайзии, Монголии, Пакистане).

Предполагалось, что ввод новых мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет способствовать удовлетворению растущих потребностей внутреннего спроса этих стран, однако получился обратный эффект: Дешевые нефтепродукты и продукты нефтехимии наводняют европейский рынок.

Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что нехарактерно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола.

Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или, как это не парадоксально – дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.

НПЗ бывшего СССР, построенные до 1950 г., были ориентированы на достаточно высокую глубину переработки.

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.

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.).

После распада СССР эти Заводы остались на территории стран-участниц СНГ.

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, 22 из 26 НПЗ эксплуатировались 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.

Первым по объему выпуска нефтепродуктов является дизельное топливо (37,8 %). Массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо – топочный мазут (35 %). Объем производства автомобильного бензина – 19,6 %. Прочие нефтепродукты (бензин авиационный, авиакеросин, масла смазочные и др.) – 13,8%.

Из анализа данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ России значительно отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтеперерабатывающих процессов коксования, каталитичекого 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 переработки 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 вакуумного газойля.

На российских 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 нефтихимии, 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 технических и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой

Процесс первичной переработки нефти (ПРЯМОЙ ПЕРЕГОНКИ), с целью получения нефтяных фракций, различающихся по температуре кипения, без термического распада, осуществляют в кубовых или трубчатых установках при атмосферном и повышенном давлениях или в вакууме.

При перегонке нефти получают светлые нефтепродукты: бензин (tкип 90-200°С), лигроин (tкип 150-230°С), керосин (tкип 180-300°С), легкий газойль – соляровое масло (tкип 230-350°С), тяжелый газойль (tкип 350-430°С), а в остатке – вязкую черную жидкость – мазут (tкип выше 430°С). Мазут подвергают дальнейшей переработке. Его перегоняют под уменьшенным давлением (чтобы предупредить разложение) и выделяют смазочные масла.

Из процессов ПРЯМОЙИВАКУУМНОЙ ПЕРЕГОНКИ НЕФТИ можно отметить технологии компаний Foster Wheeler, Shell Global Solutions International B. V., Technip, ABB Lummus Global. Inc., UhdeGmbH.

Главным процессом нефтепереработки является процесс КАТАЛИТИЧЕСКОГО КРЕКИНГА «ФЛЮИД»(ККФ) – селективная переработка разнообразных газойлей в высокоценные продукты (высокооктановый бензин, дизельное и реактивное топливо).

Известны процессы компании ABB Lummus Global, Inc; технология Flexicracking компаний Exxon Mobil Research and Engineering Co. и Kellogg Brown & Root; процесс Millisecond Catalytic Cracking компании UOP; процесс Orthofow компании Kellogg Brown & Root, Inc.; процесс превращения тяжелых нефтяных дистиллятов в высокоценные продукты компании Shell Global Solutions; процесс компаний Stone & Webster Inc, Shaw Group Co./Axens, IFP Group Technologies; процесс FCC/RFCC/Petro FCC компании UOP; процесс глубокого каталитического крекинга компаний Stone & Webster Inc, Shaw Group Co. при участии института нефтепереработки компании Sinopec.

Другой важнейший процесс нефтепереработки КАТАЛИТИЧЕСКИЙ РИФОРМИНГ – облагораживание бензиновых фракций с получением высокооктанового бензина, ароматических углеводородов и сжиженного нефтяного газа. Известны несколько модификаций процесса риформинга: компаний Axens NA, Home-Baker Engineers Ltd, UOP.

Сравнительно новым и быстроразвивающимся процессом нефтепереработки является КАТАЛИТИЧЕСКИЙ ГИДРОКРЕКИНГ – облагораживание вакуумного газойля и его смесей с газойлевыми фракциями других процессов с целью получения высококачественных дизельных и реактивных топлив, малосернистых котельных топлив, сырья для процесса ККФ.

Лицензиарами процесса каталитического гидрокрекинга являются компании: Axens NA (процесс H-Oil); Chevron и Lummus Global LLC (процесс LC-Fining и ISOCRACKING); Shell Global Solutions International B. V. (переработка тяжелого вакуум-газойля и нефтяных остатков); Veba Oil Technologie und Automatizirung GmbH (процесс Unicracking); Axens NA (процесс совместного гидрокрекинга и гидроочистки T-Star); Haldor Topsofe (процесс «мягкого» гидрокрекинга).

Наибольшим разнообразием отличаются процессы ГИДРООЧИСТКИ иГИДРООБЕССЕРИВАНИЯ. Основной целью процесса гидроочистки и гидрообессеривания бензиновых фракций является улучшение качества последних за счет удаления таких нежелательных компонентов, как сера, азот, кислород, металлорганические соединения и смолистые вещества, непредельные соединения.

Гидроочистку и гидрообессеривание бензиновых фракций проводят с целью подготовки сырья для установки каталитического риформинга. Такая предварительная обработка способствует улучшению некоторых важных показателей процесса риформинга, а именно; глубины ароматизации сырья, октанового числа получаемого бензина, а также увеличению срока службы катализатора

В процессе КОКСОВАНИЯ – превращения вакуумных остатков, тяжелых смол и пеков в бензиновые и газойлевые фракции, котельное топливо и кокс – используются процессы замедленного коксования компаний ABB Lummus Global, Inc.

В процессе АЛКИЛИРОВАНИЯ – получения высокооктановых компонентов автобензина из легких олефинов и изобутана – используются процессы компаний ABB Lummus Global, Inc. (алкилирование на твердом катализаторе); компании Exxon Mobil Research and Engineering Co. (с использованием сернокислотных катализаторов); процесс FBA компании Haldor Topsoe AS.

В процессе ИЗОМЕРИЗАЦИИ – превращении парафинов и легких олефинов соответственно в изопарафины и изоолефины – используются процессы ABB Lummus Global, Inc.; Axens NA, COTECH и Lyondell Chemical, Fuels Technology Division Conoco Phillips Co.

В процессе ДЕАСФАЛЬТИЗАЦИИ – переработке тяжелых остатков с целью получения сырья для ККФ, битумов используются технологии компаний UOP и Foster Wheeler, Kellogg Brown & Root, Inc.

Наличие большого числа заводов с глубокой переработкой нефти в США, западноевропейских странах, Японии вызвано сложившейся там структурой потребления нефтепродуктов.

В Северной Америке 42% всех потребляемых нефтепродуктов – автобензины, 28 % – дизельное топливо, 25 % – реактивное топливо, масла, парафины, кокс и другие нефтепродукты и только 5 % – котельное топливо. Чтобы удовлетворить такую структуру потребления, нужна глубокая переработка нефти, высокая доля вторичных процессов.

В западноевропейских странах доля автобензинов в структуре потребляемых нефтепродуктов составляет только 21 %, но зато высокая доля потребления дизельного топлива – 41 %, прочих нефтепродуктов – 22 %, а котельного топлива – 16 %. Подобная структура потребления требует также глубокой переработки, хотя и меньшей, чем в США.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе в суммарном потреблении нефтепродуктов доля автобензина и дизельного топлива составляет 54 %, прочих нефтепродуктов – 26%, а котельного топлива – 20 %. Хотя здесь в последнее время построено несколько крупнейших НПЗ, глубина переработки относительно невелика. Это же самое можно сказать о нефтеперерабатывающей промышленности ближневосточных стран, где также построено несколько крупных НПЗ, ориентированных в основном на экспорт нефтепродуктов. Глубина переработки или отношение мощностей по вторичным процессам к мощностям по первичной переработке нефти здесь относительно невелика.

Основные межрегиональные потоки нефтепродуктов из центров нефтепереработки отправляются в ЦЕНТРЫ ХРАНЕНИЯ И ПОТРЕБЛЕНИЯ трубопроводным и морским транспортом, а внутрирегиональные потоки – трубопроводным, железнодорожным и автомобильным транспортом.

В Западном полушарии основными Центрами нефтепереработки являются шт. Техас, Луизиана на юге США, штат Калифорния на западном побережье США, штаты Промышленного Востока США, провинция Альберта в Канаде, Мексика и Венесуэла. Внутрирегиональные потоки из центров переработки в США направлены в другие штаты. Кроме этого часть нефтепродуктов из Канады, Мексики и Венесуэлы следуют в США. Продукция мексиканских НПЗ обеспечивает страны Центральной Америки. Часть нефтепродуктов из Венесуэлы направляются в страны южноамериканского континента, в которых баланс производства и потребления складываются с дефицитом. Продукция американских НПЗ в Калифорнии поступает на рынки Азиатско-Тихоокеанского региона, а навстречу им – нефтепродукты из Южной Кореи и других стран региона. Также встречными являются потоки отдельных видов нефтепродуктов из Венесуэлы в страны Южной Европы, а из Европы – в латиноамериканские страны.

Нефтепродукты из стран Ближнего Востока поступают на американский рынок (в США) и в страны Азиатско-Тихоокеанского региона (Индия, Китай, Пакистан, Япония).

Нефтепродукты из стран Северной Америки поступают на рынок стран Южной Европы. Страны Западной и Центральной Европы получают нефтепродукты из России. В свою очередь западноевропейские нефтепродукты идут на рынок восточных штатов США.

В Азиатско-Тихоокеанском регионе центрами нефтепереработки являются НПЗ Японии, Китая, Южной Кореи, Тайваня и других стран. Часть из них, например, Южная Корея, Тайвань, Таиланд, Сингапур являются нетто-экспортерами, остальные – нетто – импортерами (в основном из стран этого же региона и из ближневосточных стран)

Http://studopedia. ru/3_8366_assortiment-vipuskaemoy-nefteproduktsii. html

Поделиться ссылкой: