Переработка нефти в мире

Занимая одно из первых мест в мире по запасам, добыче и экспорту нефти, Россия находится на 20-м месте по уровню ее глубокой переработки.

– Более того, перерабатывающие сырье мощности – почти не развиваются. Причем, около 80% из них, созданные еще в 1980-е, – давно изношены и устарели. Примерно из 500 млн. тонн, добываемых в РФ за год, перерабатывается, самое большее, 255-265 млн. тонн. То есть, чуть больше половины. Из этого сырья в РФ производятся в основном мазут и «среднекачественный» бензин.

Для сравнения: глубина переработки нефти в России составляет чуть более 70%, в США — 92-93%, в Западной Европе – 85-90%, в КНР – 85%. Даже в бывших республиках СССР этот показатель – не ниже 80%, а в странах-членах ОПЕК – не меньше 85%.

В результате, Россия с трудом экспортирует свои нефтепродукты, не только из-за все ужесточающихся экологических норм за рубежом, но и вследствие низкого спроса на эту российскую продукцию.

Представители нефтяных компаний и перерабатывающих заводов прямо говорят: нефтяной бизнес России всегда хочет быстрой сверхприбыли, достигаемой в основном за счет роста экспорта сырья. А капиталовложения в переработку – это «долгие» и, вдобавок, крупные вложения, которые едва ли окупятся столь же быстро и столь же значительно, как вывоз сырья. А чтобы прибыль в нефтепереработке была не ниже, чем при вывозе нефти, производители и продавцы регулярно повышают цены на бензин, дизтопливо, мазут, смазочные масла, керосин. Независимо от спроса и качества этих продуктов.

В то же время, из российской нефти высококачественные продукты выпускаются в Беларуси и Китае, Финляндии и Польше, Чехии и Турции, Швеции и Южной Корее, Японии и Венгрии, в Хорватии и на Тайване.

Однако в текущих условиях глубокая переработка нефти в России экономически бессмысленна. На мировом рынке тонна сырой нефти ныне стоит дороже, чем почти все продукты, вместе взятые, получаемые в России из российской же нефти.

Премьер-министр Владимир Путин не раз критиковал нефтяных королей России, подчеркивая, что они выплачивают дивиденды минимум втрое больше, чем тратят на развитие нефтепереработки. А сама она, как подчеркнул премьер, «по ассортименту выпускаемой продукции – стыдно сказать – откатилась на уровень середины прошлого века».

И тем не менее, государство, всё в большей мере зависящее от «сырьевых нефтедолларов», едва ли сможет в считанные годы изменить данную ситуацию. Даже директивными распоряжениями. Потому что, как показывает опыт стран той же ОПЕК, нужна долговременная, целенаправленная политика индустриализации – по комплексному развитию перерабатывающих отраслей. В том числе нефтепереработки.

Http://www. narodsobor. ru/events/economy/7725-pochemu-pererabotka-nefti-v-rossii–odna-iz-samyx-otstalyx-v-mire

Глубокая переработка нефти в мире. Добывающие страны Широкое строительство НПЗ с глубокой переработкой в странах Ближнего Востока. Потребляющие страны США – 95,5% Европа – 89-95% Страны Юго-Восточной Азии – 85-95% Запрет Китая на импорт нефтепродуктов. 3.

Слайд 3 из презентации «Переработка нефти» к урокам экономики на тему «Нефть»

Размеры: 960 х 720 пикселей, формат: jpg. Чтобы бесплатно скачать слайд для использования на уроке экономики, щёлкните на изображении правой кнопкой мышки и нажмите «Сохранить изображение как. ». Скачать всю презентацию «Переработка нефти. ppt» можно в zip-архиве размером 283 КБ.

«Машиностроительный комплекс» – Роль, значение, проблемы развития. 1:2:4. Продукция автомобилестроения — различные легковые и грузовые автомобили. Машиностроительный комплекс – совокупность отраслей промышленности, производящих разнообразные машины. Определяет темпы научно-технической революции. Докажите устно, что предприятия МСК связаны с другими межотраслевыми комплексами.

«Лесная и деревообрабатывающая промышленность» – В нашей стране проблема рационального использования лесных ресурсов, научным основам лесного хозяйства отводится большое значение. Определение объема древесины Для определения объема заготовленной древесины используют: — Мерную скобу ; — мерную вилку ; — мерную рейку ; Лесная и деревообрабатывающая промышленность.

«Электронный бизнес» – Программы обучения в области электронного бизнеса. Междисциплинарная программа факультетов Computer Science, права и менеджмента. Ключевые понятия электронного бизнеса. Ежегодные темпы роста рынка электронной коммерции составляют от 60% до 150%. Электронный бизнес – междисциплинарное направление. Содержание программы и общая характеристика учебного плана.

«Силикатная промышленность» – «Гимн стеклу». Разновидности стекла. Стекольные заводы. Основным сырьем для производства цемента являются известняк и глина. Кувшин «Рябинка». Образуются силикаты и алюминаты каль – ция. Современные технологии. Стеклоделие в России. Отрасль производства, которая занимает – ся переработкой различных соединений кремния.

«Металлургическая промышленность» – 1.Энергетика 2.Потребитель. Сдвиги в эпоху НТР. Факторы размещения. Назовите «великие горнодобывающие державы». Лидеры стран мира по добыче: нефти, ПГ, угля, железной руды, меди. Тенденции? Первые десять стран по размерам выплавки стали. Машиностроение. Силезия, Пенсильвания, Юж. Повторение: 2.Заруб. Европа: 30%.

Http://900igr. net/prezentatsii/ekonomika/Pererabotka-nefti/003-Glubokaja-pererabotka-nefti-v-mire. html

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 (

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 (

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.

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 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.

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?

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.

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

А) повышающие качество нефтепродуктов; б) УглубляющиеНеф­тепереработку.

12. Обоснуйте объективную необходимость ГлубокойПереработ­ки 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 Спо­собыИ 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?

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?

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

– преимущественного использования нефти в качестве котель­ного топлива?

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

– путей повышения конкурентоспособности отечественной нефтепереработки?

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 процессовПереработки нефти. Л.: Химия, 1985. 285 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.

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.

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. 120С.

Http://vikidalka. ru/1-104644.html

Общей современной тенденции 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.

Эти изменения в структуре потребления нефти обусловлены опережающим развитием за последние годы транспортных средств с ДВС 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 % массового 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» (1960-1970гг.) 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 и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубиной нефтепереработкой. 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 1970-1980гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на УГП и ГПН. 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. По суммарным мощностям НПЗ и объемам переработки нефти ведущее место принадлежит США.

Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким использованием вторичных процессов, таких как каталитический крекинг (36%), каталитический риформинг (19%), гидроочистка (41%), гидрокрекинг (9,3%), коксование, алкилирование, изомеризация и др. наиболее массовый продукт НПЗ США – автомобильный бензин (42% на нефть). Соотношение бензин/ДТ составляет 2/1. Котельное топливо вырабатывается в минимальных количествах – 8% на нефть. 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: в Западной Европе – Италия, Франция, Германия и Великобритания; в Азии – Япония, Китай и Южная Корея. 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.

Соотношение бензин/ДТ на НПЗ Западной Европы в пользу ДТ, поскольку в этих странах осуществляется интенсивная дизелизация автотранспорта. 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 каткрекинга от мощности первичной переработки нефти на начало ХХ в. достигла (в %):

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 1954 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. 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 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, требуется обновление оборудования и технологии. Российским НПЗ необходимы срочная реконструкция, существенное увеличение мощности каталитических процессов, повышающих глубину переработки нефти и качество выпускаемых нефтепродуктов. Наиболее массовым нефтепродуктом в стране все еще остается котельное топливо (27%). Первым по объему выпуска нефтепродуктов является ДТ (28,4%). Объем производства бензинов (15,6%) ниже, чем ДТ (соотношение бензин/ДТ составляет – 1/1,8). Глубина нефтепереработки за последнее десятилетие практически не изменилась и застыла на уровне 65%. Из анализа данных можно констатировать, что по оснащенности вторичными процессами, прежде всего углубляющими нефтепереработку, НПЗ страны значительно отстают от развитых стран мира. Так, суммарная доля углубляющих нефтеперерабатывающих процессов коксования, каталитического крекинга и гидрокрекинга в нефтепереработке России составляет всего 8,2%, т. е. на порядок ниже, чем на НПЗ США. Более половины из установок прямой перегонки нефти не оснащены блоком вакуумной 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 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 технических и более чистые в экологическом отношениях безотходные процессы глубокой и комплексной переработки нефтяного сырья.

С учетом ключевых проблем отечественной нефтепереработки на перспективу можно сформулировать следующие основные задачи:

– 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, энерготехнологичного 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.

Http://poznayka. org/s25980t1.html

Нефть – это ценное полезное ископаемое, оказывающее огромное влияние на мировую экономику. Цены на нефть являются определяющим фактором для формирования бюджета многих стран, а некоторые страны Ближнего Востока целиком и полностью зависят от экспорта «черного золота».

Сырая нефть – основное сырье для производства моторных топлив. Доля потребления нефти в общем мировом потреблении энергоресурсов составляет 34%. Кроме этого, нефть используется для получения синтетических каучуков, пластмасс и пластификаторов, различных присадок и красителей. На производство этих материалов тратится около 9% всей добытой в мире нефти.

Качество сырой нефти зависит от ее состава и химических характеристик. Нефть представляет собой смесь из около тысячи различных веществ, большую часть которых, примерно 80-90% составляют жидкие углеводороды. В состав сырой нефти также входит вода, около 10%, которую отделяют в процессе нефтепереработки.

Качественными характеристиками сырой нефти являются плотность, содержание серы и фракционный состав. Эти показатели определяют сорта нефти и влияют на качество получаемых из нее нефтепродуктов.

Плотность – самая важная качественная характеристика. Она зависит от количества в сырой нефти парафиновых углеродов и смол. Измеряется плотность нефти в г/куб. см., а также в специальных единицах – градусах API. Градусы API были разработаны в США, Американским институтом нефти.

Эта величина характеризует отношение плотности нефти к плотности воды той же температуры. Градусы API величина обратно пропорциональная относительной плотности – чем выше градусы API, тем меньше плотность нефти. При величине градусов API менее 10 – нефть тонет в воде, если более 10 – плавает на ее поверхности. Относительная плотность нефти колеблется в пределах 0.73 – 1.04 г/куб. см. По плотности нефть классифицируют на такие виды:

Сверх легкая (extra light) – плотность 0.78 – 0.82 г/куб. см (41.1 – 50 градусов API); Легкая (light) – плотность 0.82 – 0.87 г/куб. см (31.1 – 40 градусов API); Средняя (medium) – плотность 0.87 – 0.92 г/куб. см (22.3 – 31 градусов API); Тяжелая (heavy) – плотность 0.92 – 1 г/куб. см (10 – 22.3 градусов API); Сверхтяжелая (extra heavy) – плотность более1 г/куб. см (менее 10 градусов API).

Чем меньше плотность нефти – тем более высококачественные нефтепродукты получаются в результате ее переработки. От плотности нефти зависит другой качественный показатель – фракционный состав.

Нефтяная фракция – это группа углеводородов, выкипающая при определенной температуре. Каждая фракция имеет свой температурный интервал с температурами начала и завершения кипения, эти температуры называются пределами выкипания. Сырая нефть состоит из таких фракций:

Бензин (температурный интервал 32 – 105 градусов Цельсия); Нафта (температурный интервал 105 – 160 градусов Цельсия); Керосин (температурный интервал 160 – 230 градусов Цельсия); Газойль (температурный интервал 230 – 430 градусов Цельсия); Мазут (температура кипения свыше 430 градусов Цельсия).

Процентное содержание фракций различается в зависимости от плотности нефти. В легких сортах больше бензина, нафты и керосина, в тяжелых – мазута и газойля.

Низкосернистую нефть, содержание серы до 0.5%; Среднесернистую нефть, содержание серы 0.51 – 2%; Высокосернистую нефть, содержание серы более 2%.

Наличие серы в сырой нефти затрудняет ее переработку, поэтому чем выше показатель сернистости – тем дешевле стоит нефть.

Нефть – это биржевой товар. Под этим понятием понимается товар который обязательно имеет следующие характеристики: взаимозаменяемость, стандартность потребительских качеств, хранимость, транспортабельность, делимость партий товара. Иными словами, биржевой товар – это товар, имеющий единые международные стандарты качества вне зависимости от места производства. Большинство биржевого товара – различного рода сырье.

Биржевой товар торгуется на специальных товарных биржах. Крупнейший центры международной нефтяной торговли: в Северной Америке – Нью-Йоркская товарная биржа (New York Mercantile Exchange, NYMEX), в Европе – Лондонская нефтяная биржа (London Petroleum Exchange, LPE), в Азии – Сингапурская международная валютная биржа (Singapore International Monetary Exchange, SIMEX).

При биржевой торговле единицей измерения нефти служит баррель. Нефтяной баррель равен 42 галлонам, 158.988 литрам или 0.1364 тонны. Нефтяной баррель является международной единицей измерения нефти, но на внутреннем российском рынке нефть измеряют тоннами, поэтому для перевода баррелей в тонны и наоборот применяют специальные коэффициенты, которые зависят от плотности нефти. Так, например российская нефть марки Urals имеет коэффициент равный 7.28 барр/тонна, а североатлантическая нефть марки Brent – 7.59 барр/тонна.

В зависимости от места добычи нефть разделяется на сорта, которые отличаются между собой по составу, а следовательно по цене. Каждая страна экспортер нефти имеет свои собственные марки. Марка – это нефть разных сортов, смешанных между собой в различных пропорциях. Так, например, Саудовская Аравия экспортирует нефть марки Arabian Light, Венесуэла – Merey, Нигерия – Bonny Light.

Для удобства расчетов были утверждены эталонные марки нефти. К ним относятся североатлантическая нефть марки Brent, американская WTI (West Texas Intermediate) и азиатская Dubai Crude.

Brent – эталонная марка нефти добываемая в Северном море. Свое название она получила от месторождения Брент находящегося в Северноморском нефтегазовом бассейне примерно посередине между Норвегией и Шетландскими островами (Великобритания).

Марка Brent является смесью сортов нефти добываемых на четырех шельфовых месторождениях между Норвегией и Шотландией. Выбор марки Brent в качестве эталонной был связан с большим спросом на этот сорт нефти, надежности поставок и нескольких независимых поставщиков. На сегодняшний день стоимость более 70% различных сортов нефти привязаны к котировкам нефти марки Brent.

Нефть марки Brent имеет плотность 0.825 – 0.828 г/см. куб. и относится к легким сортам. Содержание серы составляет 0.37 % – низкосернистая нефть. Последнее время обострились споры по поводу эталонного статуса нефти Brent. Многие специалисты склоняются к тому, что небольшой объем добычи нефти этой марки (всего около 1% от всей мировой добычи) искажает стоимость других сортов «черного золота».

WTI – эталонная марка нефти, которая добывается в американском штате Техас. Котировки WTI являются ориентиром для стоимости других сортов нефти в Западном полушарии. Нефть этой марки пользуется высоким спросом в США и Китае.

По своим характеристикам WTI очень схожа с нефтью марки Brent. Она также относится к легким сортам и имеет плотность около 0.827 г/см. куб. Содержание серы составляет в среднем 0.45%. Используется нефть этой марки для производства бензина.

Долгое время котировки WTI были выше чем у нефти Brent на несколько долларов США. Но после 2011 года, ситуация изменилась и нефть марки Brent торгуется на 5 – 10 USD дороже. На сегодняшний день нефть марки WTI торгуется по цене 57.5$ за баррель, нефть марки Brent – 62.3$ за баррель.

Dubai Crude – сорт нефти добываемой в Дубае. Как эталонная марка используется с середины 80-х годов прошлого столетия. От стоимости нефти марки Dubai Crude во многом зависят котировки других сортов нефти добываемых на Ближнем Востоке. Нефть этой марки имеет плотность 0.871 г/см. куб. и содержание серы – около 2%, относится к средним сортам нефти.

Основными марками российского нефтяного экспорта являются марки Urals и Siberian Light. Urals – это марка нефти, составляющая основу российского экспорта. Она получается в результате смешивания легкой западносибирской нефти Siberian Light с тяжелой нефтью Поволжья и Урала. Качественные показатели марки Urals – плотность 0.86 – 0.87 г/см. куб., содержание серы 1.3%. По своим показателям она очень близка с ближневосточной нефтью и ее котировки во многом зависят от продажи нефти из этого региона.

Siberian Light – представляет собой смесь нефти добываемой в Ханты – Мансийском АО. По своим показателям она сходна с нефтью марки Brent, ее плотность составляет около 0.835%, а содержание серы не превышает 0.57%.

Цены на нефть оказывают большое влияние на экономику многих стран и мировую экономику в целом. В первую очередь это связано с неравномерным распределением мировых запасов нефти. В некоторых странах нефти нет вообще, а в некоторых ее очень много. Все это подразумевает тесные экономические взаимоотношения между экспортерами и импортерами нефти.

Особенность нефти состоит в том, что даже при небольшом падении предложения на рынке, стоимость резко поднимается. Это связано в первую очередь с большой зависимостью ведущих мировых экономик от нефти и нефтепродуктов. Так, самыми большими потребителями нефти являются страны с самой развитой экономикой Китай и США. Соединенные Штаты Америки импортируют 8.3 млн. баррелей ежедневно, а Китай около 5.6 млн. баррелей. В топ-5 импортеров входят Индия – 3.6 млн. барралей/день, Япония – 3.45 млн. барралей/день, Южная Корея – 2.6 млн. барралей/день.

Германия импортирует 2.2 млн. баррелей, Франция – 1.6. Такие страны, как Италия, Испания и Сингапур ежедневно импортируют около 1.2 млн. баррелей.

Ведущие экспортеры нефти – это страны Ближнего Востока и Россия. Больше всех экспортирует нефти Саудовская Аравия – 8.89 млн. баррелей в день, Россия занимает второе место – 7 млн. баррелей. В топ-10 экспортеров нефти также входят ОАЭ, Кувейт, Ирак, Нигерия, Катар, Иран, Ангола, Венесуэла. Как видно из этого списка большинство стран относится к развивающимся и нефтяная отрасль является основной статьей бюджетных доходов. Например, в Венесуэле – 65% государственных доходов, в Анголе 67%, а в Саудовской Аравии – 75%. В России нефтегазовый сектор приносит 48% государственного дохода.

Для регулирования цен на нефть в 1960 году была создана Организация стран-экспортеров нефти (ОПЕК). Главной ее задачей является регулирование объемов мировой нефтедобычи. Страны-члены ОПЕК контролируют более 2/3 мировых запасов нефти и осуществляют 40% добычи. В ОПЕК входят 12 государств: Алжир, Ангола, Венесуэла, Ирак, Иран, Катар, Кувейт, Ливия, Нигерия, ОАЭ, Саудовская Аравия, Эквадор. Россия является наблюдателем в этой организации и принимает участие во всех совещательных процессах.

Все страны ОПЕК имеют определенные квоты на добычу нефти. В среднем квота составляет 1.5 – 2.5 млн. баррелей в день. Наибольшую квоту на дневную добычу имеет Саудовская Аравия – более 10 млн. баррелей, наименьшую Эквадор – 0.5 млн. баррелей.

Лидером по мировой добыче нефти является Саудовская Аравия. Ежедневно в этой стране добывается 11.72 млн. баррелей нефти в день. Доходы от экспорта «черного золота» составляют около 200 млрд. долларов. Это 90% всего экспорта страны.

В Саудовской Аравии располагается одно из самых крупных нефтяных месторождений мира – Аль-Гавар. Более 60% нефти добытой в Саудовской Аравии в период с 1948 по 2009 годы было добыто на этом месторождении. Сейчас ежедневная добыча здесь составляет более 680 000 тонн нефти. А общие запасы составляют более 20 млрд. тонн. Работы здесь ведет компания Saudi Aramco – крупнейшая нефтяная компания мира. Контролируется компания правительством Саудовской Аравии.

Второе место по нефтедобыче занимает Россия с ежедневной добычей – 10.3 млн. баррелей. Самое крупное месторождение страны – Самотлорское, расположенное в Ханты – Мансийском АО. Здесь ежедневно добывается около 70 000 тонн нефти в сутки. Компании нефтегазового комплекса составляют основу экономики Российской Федерации. Крупнейшие нефтяные компании страны – Роснефть, Лукойл, Газпром-нефть, Сургутнефтегаз, Татнефть, Башнефть, Славнефть.

Замыкает тройку лидеров США. Ежедневная добыча нефти в этой стране составляет 10.1 млн. баррелей. Но даже при такой солидной нефтедобычи, Соединенные Штаты Америки вынуждены импортировать для своих нужд еще 8.3 млн. баррелей ежедневно.

Нефтяная промышленность США составляет всего 7-8% ВВП страны. Этот показатель самый маленький из всех стран входящих в ТОП-15 мировой нефтедобычи. Основные месторождения нефти в США расположены в трех регионах. Самый большой из них – район Юго-Западного Центра в штатах Техас и Луизиана. Помимо нефтедобычи в Техасе сосредоточена основная нефтеперерабатывающая промышленность США. Центорм нефтепереработки является город Хьюстон. Два других региона – Калифорния и Аляска.

Американские нефтяные компании ведут добычу не только в США, но и в странах Ближнего Востока и Латинской Америки. Самая крупная из них – ExxonMobil, с годовым оборотом более 300 млрд. долларов. Это самая крупная частная нефтяная компания в мире. Другие крупные нефтяные компании США – Chevron, ConocoPhillips, Apache Corp, Baker Hughes, EOG Resources, Hess Corporation.

В 2013 и 14 году США увеличили нефтедобычу для удовлетворения собственных потребностей. Это нарушило мировой баланс и цены на нефть начали стремительно падать. За 1 год нефть марки Brent подешевела почти в 2 раза. Рост котировок возобновился только в начале 2015 года.

В нижеприведенной таблице представлены 15 стран лидеров по добыче нефти.

Http://utmagazine. ru/posts/9440-mirovaya-neft

Рассматривается состояние развития вторичных процессов переработки нефти. Дается сравнение существующих мощностей вторичной переработки нефти в России и зарубежных странах, приводится характеристика основных вторичных процессов. Делаются выводы по развитию данных процессов в России. Подробно рассматриваются особенности производства российскими НПЗ «проблемной» продукции, какими качественными характеристиками она обладает, насколько соответствует зарубежным аналогам и каковы дальнейшие перспективы ее производства. Отдельно рассматриваются вопросы по возможностям российских нефтеперерабатывающих заводов по производству различных топлив в целом и по отдельным классам в частности. Делаются прогнозы по производству бензина и дизельного топлива и их потреблению. Рассматриваются вопросы существующего и перспективного производства авиационного керосина и смазочных материалов.

The condition of secondary petroleum refining processes development is considered. Comparison of existing capacities of secondary oil refining in Russia and foreign countries is given, the characteristic of the basic secondary processes is proved. Conclusions about given processes development in Russia are given. Detailed analysis of how oil refining factories in Russia produce "problem" products is made. What are the qualitative characteristics? How much domestic products correspond to foreign analogs and how the further prospects of its manufacture look like. The possibilities of the Russian oil refining factories to produce various fuels as a whole and by separate classes in particular are considered. Forecasts on gasoline and diesel fuel production and consumption are made. Problems of aviation fuel and lubricants production are considered.

СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ПРОЦЕССОВ ВТОРИЧНОЙ ПЕРЕРАБОТКИ НЕФТИ И ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РОССИИ

Современное состояние вторичной переработки нефти в России. Нефтеперерабатывающая промышленность играет важную роль в экономике нашей страны. Выпускаемая отраслью продукция достаточно разнообразна, включает десятки наименований и используется практически всеми отраслями народного хозяйства.

В зависимости от номенклатуры продуктов, выпускаемых нефтеперерабатывающими заводами (НПЗ), их принято классифицировать на следующие группы: НПЗ топливного профиля; НПЗ топливно-масляного профиля; НПЗ топливно-нефтехимического профиля; НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля.

Наиболее распространены в нашей стране и в мире в целом НПЗ топливного профиля, поскольку на моторные топлива приходится наибольший процент потребления. Однако более эффективными считаются НПЗ топливно-масляно-нефтехимического профиля, позволяющие осуществлять комплексную переработку нефтяного сырья [1].

К разнообразной продукции отрасли следует отнести производство различных видов топлив, смазочных материалов, битумов, газойлей и целый ряд других продуктов, качество которых во многом соответствует международным стандартам. Однако, в производстве такой крупнотоннажной продукции, как автомобильный бензин, дизельное и авиационное топлива, а также смазочные материалы, в нашей стране существует ряд проблем, и в первую очередь в области их качественных характеристик.

В последние годы все больше внимания со стороны государства уделяется проблемам нефтеперерабатывающих производств. Одним из важных документов, принятых Правительством РФ в данной сфере, является технический регламент «О требованиях к автомобильному и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту» (далее Техрегламент). По-

Еле вступления данного документа в силу в 2008 г. российские вертикально-интегрированные нефтяные компании (ВИНК) особенно активно начали модернизировать собственные нефтеперерабатывающие мощности с целью доведения качества выпускаемых топлив до уровня требований технического регламента.

Однако мировой финансовый кризис 2008-2009 гг. стал причиной того, что многие компании сократили объемы финансирования в реконструкцию НПЗ или перенесли ее на более поздние сроки [2, 3]. В этой ситуации, для того, чтобы не оказаться в зависимости от импорта топлива, необходимо в возможно более сжатые сроки осуществить переход на топлива с требуемыми качественными характеристиками, объемы производства которых, будут достаточны для удовлетворения внутреннего спроса.

Качественное топливо может быть получено только при наличии развитых вторичных процессов переработки нефти, поскольку первичная нефтепереработка является лишь самым первым этапом, который дает лишь прямогонные бензин, дизтопливо и мазут, которые не предназначены для розничной продажи и подлежат обязательной последующей переработке.

На сегодняшний день вторичные процессы переработки нефти на НПЗ в России ограничены дефицитом вторичных мощностей. Так, еще в 2004 г. их загрузка составляла почти 100%, при загрузке первичных мощностей на 76,4%. В результате значительная доля продукции первичной переработки уходила на экспорт в виде полуфабрикатов по сниженным ценам.

В 2008 г. ситуация практически не изменилась. Загрузка мощностей первичной переработки нефти в 2008 г. выросла по сравнению с 2004 г. и составила 86,7%. При этом значительного роста мощностей вторичной переработки не произошло, и их использование по-прежнему составляет около 100%. Отсюда продолжение экспорта мазута, как основного продукта переработки нефти [4, 5].

В целом мощности по первичной и вторичной переработке нефти должны быть паритетными. В этом случае возможна практически полная переработка нефти в высококачественные продукты. По сравнению с ведущими странами мира российская нефтепереработка существенно отстает по уровню развития многих технологических процессов (табл. 1).

Низкий уровень развития вторичных процессов переработки нефти объясняется следующими моментами. НПЗ в России в основном входят в состав ВИНК (мощность входящих в состав нефтяных компаний предприятий по первичной переработке нефти на 01.10.10 составляет 247 млн. т нефти в год или 87,2% от общего объема мощно-

Стей). Большинство из них (19) было построено до 1960 г. НПЗ, не входящие в состав ВИНК, были введены в эксплуатацию до 1970 г.

Современный состав технологических процессов российской и зарубежной переработки нефти в 2009 г., % мощностей первичной переработки

Таким образом, после распада СССР в России остались наиболее устаревшие производства. После 1995 г. в нашей стране было построено 4 НПЗ суммарной мощностью 14,25 млн. т нефти в год. Самым технологически оснащенным из них является Нижнекамский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1997 г. Остальные заводы не имеют достаточного технологического оснащения и осуществляют в основном первичную переработку нефти и производство топлив с характеристиками ниже класса 3 по Техрегламенту.

Длительное время нефтяные компании не уделяли достаточно внимания модернизации НПЗ, поскольку более выгодным представлялись добыча и экспорт нефти, а не нефтепродуктов. Недостаточ-

Ное финансирование сектора переработки нефти привело на сегодняшний день к тому, что в России первичные мощности переработки способны переработать лишь половину добываемой нефти, теряя возможность получить дополнительный доход от реализации на экспорт продуктов переработки нефти, обладающих большей добавленной стоимостью. Кроме этого, в отрасли существуют проблемы с качественными показателями, по которым судят об эффективности нефтепереработки нефти. К ним относятся: низкая глубина переработки нефти, невысокий выход светлых продуктов и низкое качество производимой продукции относительно действующих европейских стандартов.

Так, по показателю глубины переработки наша страна отстает от целого ряда государств. В 2010 г. глубина переработки снизилась относительно 2009 г. (в среднем по стране с 71,7 [5] до 71,2% [10]). На американских НПЗ этот показатель равен 95%, а на европейских заводах – 85-90%, в Китае – 85% [11].

Средний выход светлых нефтепродуктов на российских НПЗ не превышает 55%. Этот показатель в среднем в 1,3 раза ниже, чем в США и Западной Европе. В результате российские НПЗ из тонны сырой нефти получают примерно 140 литров бензина, в США – свыше 450 литров [12]. Данное положение объясняется неразвитостью процессов вторичной переработки нефти. По их количеству Россия существенно отстает от США, Западной Европы и Японии. Так, доля углубляющих процессов, увеличивающих выход светлых нефтепродуктов, по России составляет всего 16,7% [13] по сравнению с 73,3% в США, 42,9% – в Западной Европе и 32,6% – в Японии [12].

В целом все процессы вторичной переработки нефти можно разделить на три группы по направленности:

• получение высокооктановых компонент бензина (каталитические процессы – риформинг, изомеризация и алкилирование);

• снижение содержания серы в светлых продуктах прямогонно-го и вторичного происхождения – бензинах, дизельном топливе, авиакеросине, а также для подготовки сырья каталитического крекинга (такие процессы, как гидроочистка в среде водорода под давлением до 50 атм.);

• углубление переработки нефти для получения большего количества бензиновых и дизельных фракций путем термо-каталити-ческой переработки мазута, вакуумного газойля и гудрона (такие процессы, как каталитический крекинг, гидрокрекинг, а также термические процессы переработки гудрона – коксование и вис-брекинг – мягкая форма термического крекинга) [7].

В 2009 г. углубляющие процессы в России составляли всего 14,7% мощностей первичной переработки (см. табл.1). За период с 2004 г. этот показатель вырос на 7%. За этот же период в США количество углубляющих процессов снизилось с 61,4 до 55%. Тем не менее, доля мощностей углубляющих процессов, выраженная в процентах от мощностей первичной переработки, в России вдвое меньше, чем в Великобритании и почти в 4 раза меньше, чем в США. И это притом, что в Великобритании мощности первичной переработки сократились на 7,3%.

Мощности облагораживающих процессов вторичной переработки нефти за период 2004-2009 гг. возросли в России и США. В США мощности облагораживающих процессов увеличились на 49,9%. В России же лишь на 43,3%. На сегодняшний день Россия все еще существенно отстает от США и стран Западной Европы по величине данного показателя.

В 2009 г. для США мощности вторичной переработки нефти составляли около 170% мощностей первичной переработки, а в среднем по миру этот показатель составлял примерно 100%. В России эта цифра около 70% (см. табл. 1). В то же время Министерство энергетики РФ дает большие цифры по вторичным процессам, чем данные экспертов. Например, по данным Минэнерго [13] доля мощностей каталитического крекинга составляет 6,3% от мощностей первичной переработки, доля мощностей гидрокрекинга – 2,9%, доля мощностей коксования – 2,1%. Существенно это не сказывается на положении дел в отрасли: налицо существенный недостаток вторичных мощностей по переработке нефти.

Следствие такого недостатка – низкий уровень производства в России топлива, соответствующего классам 3, 4 и 5. По данным Министерства энергетики РФ, 11,7 млн. т, или 35% бензина, произведенных в России в 2009 г., соответствовало нормам класса 3 и 4 (рис. 1). По автомобильному бензину класса 5 данных за 2009 г. нет. Однако по данным отчетов компаний, ряд НПЗ производили такой бензин (табл. 2).

Доля дизельного топлива классов 3, 4 и 5 в общем объеме произведенного дизельного топлива в 2009 г. составила 20%, или 13,4 млн. т в натуральном выражении (рис. 2).

В то же время, если дизельное топливо на сегодняшний день является самым массовым продуктом переработки, то автомобильный бензин производится не в таких больших количествах. Связано это с тем, что в СССР приоритетными нефтепродуктами были мазут и дизельное топливо, поскольку доля легкового автотранспорта – основного потребителя высокооктановых бензинов – была ничтожно мала.

Рис. 1. Производство бензина в РФ: класс 3; Е! класс 4; □ не соответствующее классам

Рис. 2. Производство дизельного топлива в РФ: И класс 3; ЕЗ класс 4; □ класс 5; Н ниже класса 3

Качественные показатели выпускаемых топлив российскими НПЗ на 01.01.2010 г.*

* (+) — выпуск топлива соответствующего класса присутствует;(-) — выпуск топлива

Источник: составлено автором на основе годовых отчетов и пресс-релизов компаний

Только к концу 1970-х годов началось строительство НПЗ, ориентированных на производство автобензина. Как результат нефтеперерабатывающая промышленность имеет избыточные мощности по производству дизельного топлива и недостаточные по производству высокооктановых бензинов [4].

Отсюда следует целесообразность развития бензинобразуюших процессов на российских НПЗ.

Особенности производства автомобильных бензинов. Современные автобензины готовят смешением компонентов, получаемых путем прямой перегонки, каталитического риформинга и каталитического крекинга, изомеризации, алкилирования, полимеризации и других процессов переработки нефти и газа. Качество компонентов, используемых для приготовления тех или иных марок товарных автомобильных бензинов, существенно различается и зависит от технологических возможностей предприятия. Товарные бензины одной и той же марки, но выработанные на различных НПЗ, имеют неодинаковый компонентный и фракционный составы, что связано с различием технологических процессов и перерабатываемого на них сырья [15].

Основным процессом получения бензина в России является процесс каталитического риформинга [16]. Установки данного типа имеются практически на всех предприятиях отрасли. Тем не менее, большинство из них нуждаются в модернизации или полной замене на новые, поскольку работают по устаревшей схеме. Только 7 из них являются относительно современными [17].

Бензины каталитического риформинга характеризуются высоким октановым числом, низким содержанием серы, в их составе практически отсутствуют олефины, поэтому они высокостабильны при хранении. Однако такой бензин обладает неравномерностью распределения детонационной стойкости по фракциям. К серьезным недостаткам с экологической точки зрения относятся также повышенное содержание в них бензола и ароматических углеводородов, что является лимитирующим фактором их непосредственного применения [17, 18].

Сегодня в мировом производстве автомобильных бензинов наблюдается тенденция к постоянному улучшению эксплуатационных и экологических характеристик данного вида топлива. Так, нормативными документами в США, Европе и России предъявляются требования по сокращению содержания бензола, ароматических углеводородов, серы в бензине [16, 19, 20].

Для снижения суммарного содержания бензола и ароматических углеводородов в товарном бензине требуется сочетание риформинга с процессами удаления бензола из риформата – бензина каталитического риформинга, являющегося базовым компонентом высокооктановых бензинов в России, и его разбавление высокооктановыми неароматическими компонентами [15, 16]. В качестве таких компонентов используется алкилбензин, получаемый на установках алкилирования, и изо-меризат, получаемый на установках изомеризации [15].

Установки изомеризации сейчас функционируют практически на всех предприятиях отрасли, что позволяет производить бензины, соответствующие классам 3 и 4. Некоторые НПЗ уже готовы к производству бензина класса 5 (см. табл. 2). Тем не менее, мощности установок изомеризации еще значительно ниже среднемировых (см. табл. 2). Доля изоме-ризата в бензиновом фонде в России значительно отстает от западных стран (1,5% в России против 3% Европе и 5% в США) (рис. 3) [16].

Ситуация с процессом алкилирования обстоит сложнее. Установки данного процесса имеются только на 5 НПЗ. Как следствие, мощности данного процесса в мощностях первичной переработки очень незначительны и существенно уступают среднемировым показателям и показателям США (см. табл. 1), а доля алкилата в бензиновом фонде РФ составляет всего 0,3% по сравнению с 4% в Европе и 11% в США.

В то же время процессы алкилирования и изомеризации приобретают все большее значение при производстве автомобильных бензинов. По мнению ряда экспертов, они являются наиболее перспективными процессами, направленными на получение компонентов бензинов с высокими качественными характеристиками [21]. Ужесточение в европейских странах требований к топливам и автомобильным двигателям является фактором обеспечения конкурентоспособности бензина, что позволит в конечном итоге снизить объем экспортируемой нефти и увеличить экспорт топлива.

Другим процессом, позволяющим получать высокооктановые компоненты бензина, является процесс каталитического крекинга. Основное назначение процесса – это превращение тяжелых продуктов первичной переработки нефти (вакуумного газойля) в моторные топлива и сырье для нефтехимии, производства технического углерода и кокса [22].

Достоинствами бензина каталитического крекинга являются высокое октановое число по исследовательскому методу 90-92 единицы [23], низкое содержание бензола – менее 1% и 30-40% ароматических углеводородов. Основными недостатками бензина каталитического крекинга являются достаточно высокое содержание олефиновых углеводородов (25-30%) и остаточной серы (0,1-0,5%), разница между октановым числом по исследовательскому и моторному методам измерения (80-82 ОЧМ и 90-92 ОЧИ79), а также химическая нестабильность

79 ОЧМ — октановое число по моторному методу; ОЧИ — октановое число по исследовательскому методу

Компонента. Из-за этих недостатков данный бензин не может использоваться в качестве товарного продукта и нуждается в частичной переработке и гидроочистке от серы (самого бензина или сыфья для его получения) и смешении с бензинами, полученными при прочих вторичных процессах переработки нефти [15, 24].

Сегодня рассматриваемый процесс постепенно вытесняет каталитический риформинг и становится основным в производстве автомобильных бензинов на НПЗ. Так, объем вырабатываемого в мире бензина каталитического крекинга практически сравнялся с суммарным объемом выработки бензинов риформинга и изомеризации. В ближайшем будущем бензин каталитического крекинга плюс компоненты сопряженных с ним процессов (алкилирование, получение оксигенатов, и др.) будут лидировать в производстве автобензинов на НПЗ в сравнении с процессами риформинга, требующими дополнительных ресурсов прямогонных бензинов и, соответственно, нефти [15].

К процессам, позволяющим получить дополнительные объемы бензина и увеличить глубину переработки нефти, относятся также гидрокрекинг, висбрекинг, коксование [22, 26, 27]. Однако у этих процессов есть свои особенности. Так, процесс гидрокрекинга позволяет получить практически из любого углеводородного сырья высокий выход широкого ассортимента высококачественных компонентов основных нефтепродуктов – сжиженных газов, высококачественных компонентов бензина, реактивных и дизельных топлив, компонентов масел [27, 28]. В то же время установки для проведения данного процесса имеют достаточно большую стоимость и по мнению ряда специалистов [29] необходимо дополнительное экономическое обоснование их строительства вместо комплексов каталитического крекинга с предварительной очисткой вакуумного газойля, который может также использоваться как сырье для гидрокрекинга.

Процесс висбрекинга позволяет получить дополнительное количество светлых нефтепродуктов (компонентов бензина, дизельного и реактивного топлив). Однако возможности висбрекинга по увеличению выработки светлых нефтепродуктов ограничены требованиями к качеству получаемого остатка. Степень превращения сырья в этом процессе минимальная, отбор светлых нефтепродуктов из гудрона не превышает 5-20%, а из мазута – 16-22%. При этом получается более 75% условно непревращенного остатка – котельного топлива [26-28]. В то же время полученные светлые продукты нуждаются в переработке на установках риформинга и гидрокрекинга, что требует дополнительных мощностей данных процессов для получения качественных компонентов автомобильного бензина [30].

Коксование – одна из наиболее жестких форм термического крекинга нефтяных остатков, используемая с целью получения дополнительного количества светлых нефтепродуктов и нефтяного кокса [27, 28]. Недостатком процесса является то, что жидкие дистилляты имеют невысокие эксплуатационные показатели (из-за повышенного содержания в них непредельных и сернистых соединений) и требуют дальнейшей термогидрокаталитической обработки для вхождения в состав товарных топлив [27, 28]. Таким образом, коксование может рассматриваться как процесс получения дополнительного объема бензина лишь при наличии термогидрокаталитических мощностей, способных переработать в качестве сырья продукцию с установок коксования.

Особое внимание следует обратить на удаление серы и сернистых соединений из получаемых топлив. В ближайшие годы в переработку будет вовлекаться все более тяжелая, высокосернистая нефть [31], что повлечет за собой увеличение доли серы и сернистых соединений в производимых на НПЗ топливах. Поскольку требования нормативных документов стран Европы, США и России к автомобильным бензинам, дизельным и реактивным топливам предусматривают значительное сокращение доли серы, НПЗ должны обладать достаточными мощностями для удаления ее избыточного содержания из производимых топлив.

При этом для снижения содержания серы и сернистых соединений в компонентах автомобильного бензина и, как следствие, в готовом товарном бензине, могут использоваться следующие технологии:

• гидроочистка прямогонных бензиновых фракций с последующим направлением на установку риформинга;

• гидрооблагораживание бензинов вторичного происхождения (бензинов коксования, висбрекинга, каталитического крекинга). Если данное направление на НПЗ отсутствует, то бензины коксования и висбрекинга смешивают в определенных пропорциях с прямогонным бензином;

• гидрокрекинг вакуумного газойля (ВГО) с целью получения высококачественных компонентов бензина с минимальным содержанием серы и сернистых соединений;

• гидроочистка ВГО с последующим направлением газойля на установки каталитического крекинга. Если не производится гидроочистка ВГО перед каталитическим крекингом, то полученные в процессе компоненты бензина подергают селективной гидроочистке [7, 27, 29].

В мире по состоянию на 2010 г. более 50% объема переработки нефти составляют процессы гидроочистки (2241 млн. т) [7]. В России же

Гидроочистка развита относительно слабо (см. табл. 1). Особо это относится к гидроочистке сырья для получения компонентов бензина и гидроочистке самих этих компонентов. Если установки по гидроочистке сыфья риформинга, как правило, входят в состав самих установок риформинга, а последние есть практически на всех предприятиях отрасли, то комплексы гидрокрекинга ВГО или гидроочистки ВГО имеются далеко не на всех НПЗ, а без данныгс процессов обеспечить требования техрегламента к автомобильному бензину класса 5 по содержанию серы не представляется возможным.

В то же время в целом мощности гидроочистки в России, составлявшие в 2009 г. 112,2 млн. т, способны произвести очистку всего выработанного в 2009 г. бензина, дизельного топлива и авиационного керосина, суммарное производство которых составило в 2009 г. 109,8 млн. т (см. рис. 1 и 2; табл. 4 – ниже).

При наличии определенных мощностей висбрекинга и коксования на НПЗ, вырабатываемое на данных установках дополнительное количество ВГО, а также бензина нуждается в дальнейшей переработке на установках каталитического крекинга. Загрузка данныгс мощностей в 2008 г. составляла 91,1 %. Так как мощности данного процесса в 2008 г. составляли 18,8 млн. т [7], свободные мощности составляли всего 1,7 млн. т. При этом в 2008 г. в России бышо произведено 10,3 млн. т ВГО, который практически полностью экспортировался. Поэтому ВГО, выфаботанный на установках висбрекинга и коксования, не сможет быть переработан на существующих мощностях каталитического крекинга. Задействовать установки гидрокрекинга для переработки ВГО и полученных бензинов с процессов висбре-кинга и коксования также не представляется возможным, ввиду не значительного объема мощностей данного процесса и их 100-процентного по состоянию на 2008 г. использования. Таким образом, существуют определенные ограничения в переработке бензина с данных процессов в качественные топлива, соответствующие классам 3, 4 и 5.

Тем не менее технологическое оснащение российских НПЗ позволяет производить автомобильный бензин класса 3 и 4 в больших объемах, чем производилось в 2009 г. Производство бензина класса 5, на наш взгляд, пока не является проблемным, поскольку спрос на него является не таким значительным, как на топлива классов 3 и 4, и потребление которых будет в ближайшие годы значительно превышать потребление бензинов класса 5.

Так как комплексы каталитического крекинга действуют на многих НПЗ России, предприятия теоретически имеют возможность производить бензины класса 4 с использованием данного процесса. Исходя из

Соотношения мощностей комплекса каталитического крекинга и выхода бензина на ОАО «ЛУКОИЛ-Нижегороднефтеоргсинтез», где при мощности комплекса 2 млн. т по сыфью выгсод бензина класса 4 составляет 1,4 млн. т следует предположить, что вытуск топлива класса 4 должен составить 12 млн. т. Однако многие установки каталитического крекинга на НПЗ являются устаревшими. В результате бензин с данных установок имеет не достаточные качественные характеристики для использования в качестве товарного топлива и нуждается в смешении с компонентами, полученными на установках риформинга, алкилирования и изомеризации.

Производство бензина класса 4 может составить 18 млн. т (при компаундировании 9 млн. т бензина каталитического крекинга и 9 млн. т бензина каталитического риформинга и изомеризата). За вычетом бензина риформинга и изомеризата из бензинового фонда класса 3, используемого при компаундировании бензина класса 4, получим, что бензина класса 3 может быть произведено 2 млн. т.

К этому значению можно прибавить бензин класса 3 или 4, полученный на установках гидрокрекинга. Выход бензина может составлять до 51% сырья [27]. Таким образом, на российских НПЗ может быть произведено 1,5 млн. т бензина класса 3 или 4.

Подводя итог, можно сказать, что максимальные производства бензинов могут быть следующими:

• 20 млн. т бензина класса 3 и 3 млн. т бензина класса 4, а также 1,5 млн. т бензина класса 3 или 4;

• 2 млн. т бензина класса 3 и 18 млн. т бензина класса 4, а также 1,5 млн. т бензина класса 3 или 4.

Ситуация с производством дизельного топлива обстоит несколько иначе. С одной стороны, в России уже производится в относительно небольших объемах топливо класса 5, однако, как бышо сказано выше, лишь 20% от производимого дизельного топлива соответствуют классам 3, 4 и 5 (см. рис. 2). Наличие в стране определенного количества технологических установок производства дизельного топлива класса 5 обусловлено относительно простой технологией получения низкосернистого дизельного топлива. Основу производства малосернистого дизельного топлива составляют прямогонные дизельные фракции, подвергающиеся гидроочистке. В прямогонное сыфье допускается добавление до 30% дизельных фракций, полученных вторичной переработкой нефти. Кроме этого, возможность получения дизельного топлива дает гидрокрекинг ВГО. Получаемое при этом дизельное топливо обладает высокими качественными характеристиками [29].

Принятый Правительством России Техрегламент, как было сказано выше, стал стимулом для нефтяных компаний в области рекон-

Струкции НПЗ. В результате на сегодняшний день компаниями анонсирован целый ряд проектов, которые должны быть реализованы с целью выпуска продукции в соответствии с требованиями Технического регламента. Часть этих проектов находится сегодня в стадии разработки технической документации, часть уже начала реали-зовываться. Некоторые из проектов, начатых компаниями еще до принятия Техрегламента или после его принятия, уже завершены.

В целом до 2015 г. в России должны быть введены мощности по различным вторичным процессам переработки нефти: гидрокрекинг, висбрекинг, алкилирование, изомеризация и проч. (табл. 3)

Планируемый ввод мощностей вторичной переработки нефти в России до 2015 г., млн. т

В случае если данные процессы будут реализованы на российских НПЗ, Минэнерго прогнозирует, что выпуск качественных видов топлива класса 5 составит 22 млн. т в год автомобильного бензина и 66 млн. т дизельного топлива (рис. 4).

Потребление же топлива к 2015 г. будет, по нашим прогнозам, примерно следующим:

• потребление автомобильного бензина составит 41,9 млн. т в год. Из них на долю бензина класса 3 и выше будет приходиться 20,7 млн. т (43%) в год;

• потребление дизельного топлива автотранспортом (легковыми и грузовыми автомобилями и автобусами, без учета сельскохозяйственной техники) составит 19,9 млн. т в год. Из них на долю класса 3 и выше будет приходиться 8,6 млн. т в год.

Таким образом, можно предположить, что в случае, если проекты компаний будут реализованы в срок, потребность в бензине и дизельном топливе будет удовлетворена производителями топлив.

Рис. 4. Производство бензина и дизельного топлива в 2015 г.: □ класс 2; ■ класс 3; СБ класс 4; И класс 5 □ не соответствующее классам

Производство авиационного керосина. Еще одним крупнотоннажным продуктом, производимым практически всеми НПЗ в России, является авиационный керосин. На 01.01.2010 г. больше половины НПЗ России производят авиационное топливо (см. табл. 4 – ниже).

Среди марок, выпускаемых НПЗ, наиболее востребованными являются: ТС-1 высшего и первого сортов, используемый для полетов на дозвуковых скоростях; РТ высшего сорта, используемый для полетов со скоростями в пределах 1,5 звуковых; Т-8В, Т-6 для полетов со скоростями до 2,5 и 3,5 звуковых; Jet A-1 используемый для полетов на дозвуковых скоростях в гражданской авиации.

Некоторые другие марки реактивного керосина производятся в ограниченном количестве, определяемом потребностью в данном топливе [32].

В Советском Союзе действовала система государственных стандартов. В частности, были разработаны ГОСТы на авиационный керосин. Требования, изложенные в госстандартах на данный вид топлива, были увязаны с требованиями к топливным системам воздушных судов и с требованиями к авиадвигателям. В качестве основного топлива выпускался и выпускается авиакеросин ТС-1 двух сортов. В то же время за рубежом получило распространение и в основном используется топливо Jet A-1. Интеграция России в мировое экономическое пространство привело к расширению воздушного сообщения

С другими государствами. В результате все больше самолетов стали производить заправку в российских аэропортах. Таким образом, появилась необходимость определить характер влияния керосина ТС-1 на двигатели самолетов иностранного производства и провести сравнение авиатоплива ТС-1 и Jet A-1. В ходе проверки было установлено, что российский авиационный керосин по большинству показателей соответствует Jet A-1, а в некоторых случаях имеет лучшие характеристики. К ТС-1 предъявлялись претензии в отношении повышенного содержания меркаптановой серы, низкой термической стабильности и недостаточного уровня противоизносных свойств.

Существует экспертное мнение, согласно которому возможен дефицит качественного авиационного керосина на российском рынке. Объясняется это перечисленными выше недостатками, присущими ТС-1.

Опасения связаны главным образом с отсутствием у большинства НПЗ достаточного количества мощностей по гидроочистке и демер-каптанизации топлив для производства керосина ТС-1 высшего сорта или Jet A-1 [35].

Однако, на наш взгляд, проводимая в настоящее время модернизация практически всех российских НПЗ позволит сократить содержание меркаптанов в топливе и перейти на выпуск керосина требуемых качества и объемов. Кроме того, 6 российских НПЗ получили допуск к производству или объявили о готовности к выработке авиакеросина по спецификации Jet A-1.

По показателям термостабильности и уровню противоизносных свойств выпускаемое топливо ТС-1 уже сейчас соответствует необходимым требованиям. Это подтверждается результатами исследований, проведенных в ВНИИ НП, где тестировалось авиаионное топливо, произведенное российскими НПЗ. Было установлено, что такой показатель как термостабильность авиационного керосина марок ТС-1, РТ и Jet A-1 в статических и динамических условиях сопоставимы и соответствуют всем международным нормам. Проверка противоизносных свойств российского авиационного керосина также подтвердила его соответствие норме Jet A-1 [32].

Таким образом, в России производится качественное авиационное топливо, которое может быть использовано для заправки воздушных судов без негативного влияния на топливные системы самолетов и снижения безопасности при полетах.

Что касается объемов производства керосина, сегодня в стране существует достаточно мощностей для удовлетворения существующей потребности внутри страны (табл. 4).

Дефицит авиационного топлива, по-нашему мнению, возможен только в том случае, если российским НПЗ будет выгоднее производить другой вид топлива. Поскольку керосин и дизельное топливо технологически близкие продукты и являются в некотором роде конкурентами, то возможна ситуация при которой российским НПЗ будет выгоднее производить дизельное топливо (в случае роста цен на дизельное топливо на внутреннем или внешнем рынке по отношению к цене на авиатопливо). В данном случае необходим государственный контроль с целью недопущения дефицита авиатоплива на российском рынке.

Производство смазочных материалов. Российские НПЗ и специализированные предприятия выпускают в основном следующие смазочные масла:

• моторные, которые предназначены для использования в двигателях внутреннего сгорания (бензиновых, дизельных, авиационных);

• трансмиссионные, которые применяются в трансмиссиях автомобилей, тракторов, комбайнов и прочей техники;

• индустриальные (промышленные), применяемые в основном в качестве смазочных материалов, снижающих износ и трение деталей промышленного оборудования;

• базовые, являющиеся основой для смешения и производства готовых масел.

Первые два типа масел иногда объединяют термином «транспортные масла» [36].

По состоянию на 01.01.2010 г. производством масел в России занимались 9 НПЗ. По данным заведующего отделом ВНИИ НП О. Цветко-ва, в 2009 г. были закрыты производства базовых масел на Рязанском НПЗ ОАО «ТНК-ВР» и приостановлено их производство на заводе ОАО «Татнефть» в Нижнекамске [37].

Производством данного вида продукции в нашей стране занимаются не только НПЗ, но и специализированные предприятия. К та-

Ким можно отнести ОАО «НК «Роснефть – Московский завод «Нефтепродукт», ОАО «Нефтемаслозавод» и ряд других. Однако данные предприятия занимаются в основном разработкой рецептур и смешением базового масла с присадками для получения готового продукта.

Производство масел по основным компаниям, включая НПЗ и специализированные маслозаводы, представлено в табл. 5

Особо следует обратить внимание на производство базовых и готовых транспортных масел. В производстве данной продукции существует ряд проблем, в первую очередь, – это невысокое качество смазочных материалов, выпускаемых отечественными НПЗ, по отношению к продукции зарубежных производителей. Некоторые специалисты считают, что даже крупнейшие производители масел, такие как ОАО «Роснефть» и ОАО «ЛУКОЙЛ», не имеют производственных возможностей для выпуска современных качественных масел.

Данный факт объясняется тем, что длительное время российские производители масел ориентировались на низший ценовой сегмент, производя продукцию для отечественного автотранспорта. Это относилось в первую очередь к базовым маслам и к уже готовой продукции. В результате, когда началось активное продвижение на российский автомобильный рынок автомашин иностранных производителей с последующим открытием производств в России, российские компании не имели возможности производить масла для автомобилей (как моторные, так и трансмиссионные) необходимого качества. В результате сегмент рынка масел класса премиум и супер-премиум практически полностью заняли зарубежные производители [38].

Производство базовых масел в России. На сегодняшний день Американским институтом нефти (American Petroleum Institute, API)

Разработана и применяется следующая классификация базовых масел по составу (API выпуск 1509, табл. 6).

Группа Содержание серы, % вес Содержание насыщенных угле – Вязкость (VI)

IV V Полиальфаолефины (РАО) Все остальные, не включенные в группы I-IV (нафтеновые базовые

Базовые масла группы I являются наименее качественными. Эти масла обычно производятся с сочетанием селективной очистки, де-парафинизации и, иногда, очистки адсорбентами [40]. Базовые масла группы II отличаются от базовых масел группы I, поскольку они содержат значительно меньше примесей (менее 10% ароматических углеводородов, менее 0,03% серы). Они также имеют другой внешний вид. Масла группы II, произведенные с использованием современных технологий гидроочистки (гидрокрекинга, изодепарафини-зации и гидрорафинирования), выглядят почти бесцветными.

С точки зрения эксплуатационных характеристик повышение чистоты означает, что базовое масло группы II может иметь больший срок эксплуатации, так как масло будет более инертно и будет образовывать меньше побочных продуктов окисления. Таким образом, повышается вязкость базового масла и уменьшается количество присадок [40].

Масла II и III групп различаются только коэффициентом вязкости. С точки зрения технологии, современные базовые масла группы III производятся фактически с применением такой же технологической схемы, что и современные базовые масла группы II. Более высокий коэффициент вязкости достигается за счет повышения интенсивности эксплуатации установки для гидрокрекинга или перехода на подачу сырья с более высоким коэффициентом вязкости. Эксплуатационные характеристики базовых масел группы III позволяют применять их в самых различных и сложных условиях. Повышение коэффициента вязкости способствует уменьшению зависимости кинематической вязкости масла от перепада температур, стабильнее и дольше обеспечивается защита узлов трения, меньше нагрузки испытывает двигатель во время холодного пуска и тем шире диапазон его рабочих температур.

Группа IV представляет собой «синтетические» базовые масла. Термин «синтетический» традиционно использовался как синонимичный термину «полимеризованные базовые масла». Синтетические базовые масла получают путем химических реакций, направленных на образование однотипных молекул органических веществ с желательными свойствами. В отличие от минеральных масел (Группы I, II, III) «синтетические» моторные базовые масла состоят из небольших молекул и имеют ряд преимуществ. К таковым следует отнести высокий индекс вязкости, высокую температурную стабильность, лучшую текучесть при низких температурах, лучшую защиту двигателя от износа и меньший расход масла. Существенным недостатком «синтетических» масел является их значительно большая стоимость в отличие от минеральных. Она может превышать стоимость масел I-III групп в 2-3 раза.

Производители минеральных масел группы III начали также применять новые технологии, позволяющие приблизить качественные характеристики данных масел к характеристикам «синтетических», например, по индексу вязкости. Современные масла группы III могут превзойти эксплуатационные характеристики полиальфаолефинов по таким параметрам, существенным для смазочных материалов, как дополнительная растворимость, смазочная способность и износоустойчивость. Базовые масла группы III в наши дни могут соперничать с сырьем из полиальфаолефинов по эксплуатационным характеристикам: температуре потери текучести, индексу вязкости и по устойчивости к окислению [40]. В результате многие производители смазочных веществ, в первую очередь в Европе, начали заменять полиальфаолефины этими вновь появившимися на рынке базовыми маслами группы III в производимых моторных маслах. Кроме того, в США под влиянием значительно более низких цен на масла группы III рынок автомобильных синтетических смазочных материалов быстро переводит основные объемы производства на базовые компоненты группы III.

В России же на сегодняшний день в основном производятся базовые масла группы I [38]. При этом большая их часть экспортируется (табл. 7)

Некоторые российские производители готовы перейти на выпуск базовых масел II, III и IV групп. В России уже существуют, хотя и в меньших количествах, чем необходимо, производства масел III и IV групп в Нижнекамске и Волгограде, есть возможность производства II и III групп базовых масел в Ново-Куйбышевске и Нижнекамске. Таким образом, в ближайшие годы Россия из импортера высококачественных нефтяных основ может превратиться в их экспортера [38].

Показатель Производство Поставки фасовочным компаниям с НПЗ и маслозаводов Поставки на внутренний рынок российскими производителями Экспорт Импорт

Для будущего производства базовых масел 11-1У групп к 2020 г. в литературе представлен следующий прогноз (табл. 8).

Прогноз производства базовых масел групп 11-1У по компаниям к 2020 г., т

В целом, производство качественных базовыгс масел в России возможно только в том случае, если компании будут активно внедрять гидрогенизационные процессы [38], которые на данный момент в России развиты не достаточно (см. табл. 1). Анонсированные планы компаний по строительству установок гидрокрекинга, согласно данным Министерства энергетики (см. табл. 3), достаточно оптимистичны и, в случае реализации запланированных инвестиционных программ по модернизации НПЗ в России может быть запущено производство качественных базовых масел.

Производство моторных масел. Отечественные производители используют классификацию данного вида продукции по ГОСТу 17.479.1-85. Согласно данному документу обозначение моторного масла включает букву «М», что означает – «масло моторное». Далее следует обозначение класса вязкости цифрой или цифрой с индек-

Сом «з». Это означает, что в масло добавлен загуститель, улучшающий свойства масла. Всесезонные масла обозначаются двумя классами вязкости, записанными через дробь. Всего согласно ГОСТу существует 21 класс вязкости моторных масел. После класса вязкости ставится буквенное обозначение группы по эксплуатационным свойствам (А, Б, В, Г, Д, Е) с индексом 1 для бензиновыгс двигателей, или 2 – для дизельныгс. Если после буквы, обозначающей группу, цифра не стоит, то данное масло может применяться и для бензиновых и для дизельных двигателей.

За рубежом, в частности в США и Европе применяется классификация масел по вязкостно-температурным свойствам и классификация масел по эксплуатационным свойствам (назначению и качеству). Сейчас единственной признанной во всем мире системой классификации транспортных масел по вязкости является спецификация SAE.

В классификации масел по эксплуатационным свойствам в настоящее время существует одновременно несколько систем – API, ACEA, JASO, ILSAC и ГОСТ (для стран СНГ). Наряду с общепринятыми системами классификации масел Военное ведомство США (MIL) и крупные производители автомобилей и техники (OEM) выщвигают дополнительные требования (спецификации) к качеству масел.

Если российский рынок базовых масел представлен в основном маслами, произведенными в России, то на рынке готовыгс моторныгс масел доля зарубежный производителей по состоянию на 2009 г. превышает 50% (табл. 9).

Парк легковых автомобилей и емкость рынка моторных масел в России

Это связано с тем, что существует проблема качественный характеристик моторных масел, произведенные в России. Российские производители моторныгс масел, выпускающие продукцию по ГОСТу не выпускают моторные масла, соответствующие классификации

SAE. Кроме того, не производятся многие категории масел согласно классификации API для бензиновых двигателей и для дизельных двигателей. Лишь несколько марок моторного масла выпускается на российских предприятиях «ЛУКОЙЛа» и ТНК-BP в соответствии с международной классификацией по API. Поскольку доля иномарок в России с каждым годом увеличивается, то потребность в импортных маслах высокого качества все больше возрастает. Это связано в первую очередь с тем, что зарубежные автомобилестроители заключают с компаниями, изготавливающими автомобильные масла, контракты на первую заливку в двигатель автомобиля. B результате потребитель, как правило, ориентируется на масло, которое было первоначально использовано в двигателе или трансмиссии автомобиля, предпочитая при следующей заливке то же масло, что и при первоначальной. На конвейерах иностранных автопроизводителей в России при первой заливке, как правило, используются масла зарубежных производителей. B результате большая часть рынка моторных масел принадлежит зарубежным компаниям.

Негативным моментом является все большая зависимость отечественных производителей моторных масел от зарубежных производителей присадок, катализаторов и химикатов. За последние 20 лет произошло существенное сокращение производств по выпуску присадок к смазочным маслам. Выпуск российских присадок сократился более чем в пять раз. На рынке почти отсутствует предложение отечественных присадок к маслам, которые позволили бы производить смазочные масла высших эксплуатационных свойств (выше, чем предусмотрено ГОСТом 17479.1-85).

Производства присадок были созданы достаточно давно – в 19701980-х годах. Обновление ассортимента присадок и ввод в действие новых мощностей по их производству происходит довольно медленно. Полностью отсутствуют российский присадки для производства трансмиссионных масел классов вязкости 75W-X и высших групп эксплуатационных свойств, таких как GL 4, GL 5.

B результате значительная часть данной продукции покупается у зарубежных производителей, которые достаточно активно действуют на рынке в России.

B нашей стране не проводятся планомерные разработки и испытания новых типов присадок с малым содержанием серы, фосфора и цинка, но обладающих такими же антиокислительными, антикоррозионными и противоизносными свойствами, как диалкилдитиофос-фаты цинка. Потребность в подобных присадках будет увеличиваться в соответствии с ужесточением экологических требований. Учи-

Тывая сложность создания новых типов присадок и их промышленного освоения, начало их разработок должно быть положено в ближайшее время [38].

• внедрение гидрогенизационных процессов (таких как гидрокрекинг) в производство базовых масел, на основе которых будут выпускаться готовые моторные и трансмиссионные масла;

• создание российской системы стандартов по моторным маслам со всем комплексом испытательного сопровождения, соответствующим международно признанному, либо применение европейской или американской системы испытаний соответствующей классификации моторных масел при их производстве на российских предприятиях;

• заключение российскими производителями моторных масел контрактов с автомобилестроителями, как иностранными, так и российскими, на первую заливку масла в двигатель и трансмиссию (так, например, ОАО «ЛУКОЙЛ» прошло сертификацию у таких компаний как BMW, Porsche, Volkswagen, Mann, Renault, Volvo, что позволило компании получить допуск на поставки масла данным производителям на первую заливку в автомобиль на конвейере);

• осуществление разработки присадок в России для чего целесообразно создание современных специализированных центров при сотрудничестве государства и бизнеса.

4. Зайко А. Очень сыграя нефть // Энергия промышленного рота, № 1, 2005.

6. Брагинский О. Б. Современное состояние и тенденции развития мировой нефтепере-рабатыгвающей промышленности //Нефть, газ и бизнес N 9, 2010.

7. Рынов Ю., Черныш Ю., Фейгин В. Отрасли требуется все больше оборудования // Объединенное машиностроение N 3, 2010.

8. Шарифов В. Россия не должна быть поставщиком полуфабрикатов // Нефть России, №8, 2004.

11. Развивать переработку завтра будет поздно // Oil&Gas Eurasia, № 9, 2009.

13. Топливныш рышок России — Презентация к докладу министра энергетики Российской Федерации Шматко С. И. на Правительственном часе Государственной Думыг Российской Федерации 02.12.2009 г.

14. Шафраник Ю., Бушуев В и др. Концепция «большой нефти» // Нефть России N 9, 2010 стр. 38.

15. Емельянов В. Е. Все о топливе. Автомобильный бензин: свойства, ассортимент, применение, М.: ООО «Издательство Астрель»: ООО «Издательство ACT», 2003.

16. Исакова Е. А., Ситдикова A. B., Ахметов А. Ф. Тенденции развития процесса изомеризации в России и за рyßeжoм //Нефтегазовое дело, 2010.

17. Ассоциация нeфmeпeрeраßomчuкoв и нефтехимиков Протокол Ж 100 заседания Правления Ассоциации нeфmeпeрeраßomчuкoв и нефтехимиков, г. Москва, 18 августа 2010г.

19. Приложение 1 к Постановлению Правительства Российской Федерации от 27 февраля 2008 г. Ж 118 г. Москва «Оß утверждении технического регламента «О требованиях к авmoмoßuльнoмy и авиационному бензину, дизельному и судовому топливу, топливу для реактивных двигателей и топочному мазуту».

22. Химия нефти и газа под ред. В. А. Проскурякова, А. Е. Драßкuна CПß.: Химия, 1995.

23. Галиев Р. Г., Хавкин В. А., Данилов А. М. О задачах российской нeфmeneрeраßomкu // Мир нефтепродуктов Ж 2, 2009.

25. Ишмияров М. Х. Модернизация технологии и аппаратурного оформления процесса каталитического крекинга в ОАО «Салаватнефтеоргсинтез»: диссертация на соискательство ученой степени кандидата технических наук, 2005.

27. Капустин В. М., Гуреев А. А. Технология neрeраßomкu нефти. В 2 ч. Ч. 2. Деструктивные процессы. М.: КолосС, 2007.

29. Калинин А. А., Калинин А. А. Возможные направления совершенствования нефтепере-раßomкu в России //Прoßлeмы прогнозирования Ж 1, 2008.

31. М. Motaghi, К. Shree, S. Krishnamurthy, Новые методы neрeраßomкu остатков. Ч. 1 // Нефтегазовые технологии, Ж 9, 2010.

32. Турукалов М. Неподъемный керосин //Нефтегазовая вертикаль, Ж 16, 2008.

33. Гафыкина Е. Обзор российского рынка авиакеросина 21.01.2011 (http://www. ato. ru/content/obzor-rossiiskogo-rynka-aviakerosina).

34. Строков П. Рынок авиакеросина России в 2010 г.: лучше самых смелых ожиданий (http://www. ato. ru/content/rynok-aviakerosina-rossii-v-2010-g-luchshe-samykh-smelykh-ozhidanii).

35. Пантелеев О. Российским топливам грозит новый устав 28.05.2008 http://www. aviaport. ru/news/2008/05/26/149901.html

38. Комарова Е. Рынок нефтяных масел: так бум или не бум? // Нефть России, Ж 16, 2008.

Http://cyberleninka. ru/article/n/sovremennoe-sostoyanie-protsessov-vtorichnoy-pererabotki-nefti-i-proizvodstvennye-vozmozhnosti-neftepererabatyvayuschey

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.

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.

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

Углубляющих переработку нефти, % к мощности первичной переработки

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.

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

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%.

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 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.

Http://topuch. ru/i-r-kuzeev-r-b-tukaeva/index5.html

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 и Африки преимущественное распространение получили схемы с неглубокой и умеренной глубиной нефтепепепаботки. В США вследствие традиционно высокого уровня потребления моторных топлив и наличия дешевых ресур­сов природного газа и угля осуществлялась глубокая переработка нефти.

Качествевенный 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 переработку 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 мощности 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.

По суммарным мощностям НПЗ и объемам перерабатываемой нефти ведущее место принадлежит США.

Сверхглубокая степень переработки нефти, ярко выраженный «бензиновый» профиль НПЗ США достигается широким ис­пользованием вторичных процессов, таких как каталитический крекинг (≈ 36 %), каталитический риформинг (≈ 19 %), гидроочистка (≈ 41 %), гидрокрекинг (9,3 %), коксование, алкелирование, изомеризация и др. Наиболее массовый продукт НПЗ США – автомобильный бензин (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 мощности этих процессов США существенно опережают другие страны мира.

Из промышленно развитых стран наиболие крупные мошности 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.

Таблица 2 – Технологическая структура мощностей переработки нефти в мире

Http://refdb. ru/look/2820468-p3.html

Термин «нефть», пришедший к нам из персидского языка через турецкое слово «neft», в современном мировом лексиконе стал синонимом общепринятого словосочетания «черное золото». И объясняется этот факт не только тем, что сегодня нефть, наряду с природным газом, является основным и практически безальтернативным источником энергии, но и тем, что ее запасы невосполнимы. При этом дальнейшей переработке подвергается лишь 10% добываемой сырой нефти, а остальные 90% — сжигаются.

Как минимум, два десятилетия многие аналитики всерьез пугали человечество тем, что еще каких-нибудь 40—50 лет, и ее запасы будут полностью исчерпаны. И тем не менее на сегодняшний момент использование нефти практически эквивалентно ее добыче. К концу XX века ее фактические мировые запасы насчитывали 1 триллион 46 миллиардов баррелей. Потенциально же это количество может быть неизмеримо большим. А потому, несмотря на все продолжающиеся споры о возможном истощении нефтяных месторождений, их разработка и производство нефтепродуктов все более оптимизируются. И это означает, что есть реальная надежда на то, что положение с мировыми нефтяными залежами вряд является столь уж критичным.

Долгое время, начиная с конца XVII века, ученые всего мира, высказывая самые разнообразные гипотезы ее происхождения, не могли прийти по этому поводу к единому мнению. Наиболее научно обоснованной стала теория М. В. Ломоносова, который считал, что нефть «выгоняется подземным жаром из приготовляющихся каменных углей, она бурая и черная маслянистая материя. и сие есть рождение разного сорта горючих и сухих затверделых материй. которые хотя чистотой разнятся, однако из одного начала происходят».

Существовали и другие предположения: утверждалось, что нефть переродилась в свою конечную субстанцию из. мочи китов, оседающую на дне морей и проникающую затем в разные места Земли по подземным каналам. Еще одна гипотеза восходила ко временам так называемого райского периода истории человеческого рода, когда земля была настолько плодородна, что примеси жира доходили до очень больших глубин. А после того как Адам и Ева были изгнаны из райского сада, эти «жироносные» слои частью испарились, а частью ушли в самую глубь земли, а уже Всемирный потоп способствовал их превращению непосредственно в нефть. Внеземное происхождение нефти также не исключалось — в самом конце XIX века русским ученым В. Д. Соколовым была высказана мысль о том, что углеводороды, содержащиеся в газопылевом облаке, из которого и была сформирована наша планета, по мере остывания Земли были поглощены расплавленной магмой, а затем, в процессе формирования земной коры, эти углеводороды проникли в осадочные породы сначала в газообразном состоянии, а по мере процесса конденсации преобразовывались в нефть.

Согласно современным научным представлениям основным исходным веществом нефти обычно выступает планктон, который обеспечивает максимальную биопродукцию в водоемах и накопление в осадках органического вещества сапропелевого типа, отличающегося высоким содержанием водорода. Именно такие породы, образовавшиеся из осадков с подобным типом органического вещества, считаются потенциально нефтематеринскими. Основным условием образования нефти является наличие достаточно крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки, или породы, содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достигать той зоны, где и происходит главная стадия нефтеобразования.

Залежи нефти представляют собой скопления различного объема — от нескольких кубических миллиметров до десятков миллиардов кубических метров, содержащихся в пористых и проницаемых породах-коллекторах. Каждая такая залежь находится в «ловушке», которая имеет способность задерживать мигрирующую нефть на весьма продолжительное время.

Процесс образования нефти очень длителен (несколько миллионов лет) и многоступенчат. В нем выделяются 3 основные стадии: подготовительная — когда под влиянием биохимических и биокаталитических природных факторов в материнской породе образуется диффузно-рассеянная микронефть; главная — во время которой в результате битуминизации (от лат. слова bitumen — асфальтоподобная смола) происходит генерация основной массы микронефти, ее «созревание», сближение по составу с собственно нефтью, а также ее миграция сначала в так называемые коллекторы, а затем в «ловушки»; заключительная стадия представляет собой усиленное накопление низкомолекулярных углеводородов, которые и дают возможность образовываться обычной нефти.

С тех пор как добыча нефти была поставлена на промышленную основу, она стала одним из определяющих факторов развития мировой экономики. История нефтяной индустрии — это история постоянного противостояния и конкуренции, а также борьбы за сферы влияния, что привело к сложнейшим противоречиям между мировой нефтяной индустрией и международной политикой.

И это неудивительно — ведь нефть можно без преувеличения назвать фундаментом благополучия, так как именно она является одним из главных факторов развития современного общества. От нее зависят совершенствование технического прогресса, развитие всех областей промышленности, топливно-энергетического комплекса, бесперебойная работа наземного, морского и воздушного транспорта и степень комфортабельности человеческой жизни.

Основным средоточием нефтяных месторождений являются такие регионы мира, как Персидский и Мексиканский заливы, острова Малайского архипелага и Новая Гвинея, западная Сибирь, север Аляски и остров Сахалин. Добычу нефти производят 95 стран мира, при этом почти 85% приходится на десятку крупнейших из всех нефтедобывающих государств.

Самое большое количество мировых нефтяных запасов приходится на страны Ближнего Востока (более 66%) и Азии (74%). И именно в этом регионе в 1960-м был создан международный картель, получивший название Организация стран — экспортеров нефти (ОПЕК), самая крупная и влиятельная в мировой нефтяной индустрии. На ее долю приходится 1/3 всей добываемой в мире нефти.

Цель ОПЕК — координация политики нефтедобычи и контроль за мировыми ценами на сырую нефть. В ее состав входят: Саудовская Аравия, Кувейт, Ирак, Иран, Венесуэла, Алжир, Индонезия, Эквадор, Габон, Ливия, Катар и Объединенные Арабские Эмираты.

Первое письменное упоминание о наличии нефти в России относится к XVI веку, когда она была обнаружена у берегов реки Ухты, протекающей в северной части Тимано-Печорского района. Тогда ее собирали с поверхности реки и использовали в качестве лечебного средства, а так как это вещество обладало маслянистыми свойствами, то и для смазки. В 1702 году появилось сообщение об открытии нефти в Поволжье, несколько позже и на Северном Кавказе. В 1823 году крепостным крестьянам братьям Дубининым было дано разрешение на открытие небольшого нефтеперерабатывающего завода в Моздоке. К середине XIX века нефтяные проявления были найдены в Баку и в западной части Каспийского моря, а с наступлением следующего столетия Россия добывала уже более 30% от всей мировой нефтедобычи.

После Октябрьской революции добыча нефти резко упала, «реанимация» нефтяной индустрии произошла только в 1923-м, после чего она начала неуклонно расширяться и совершенствоваться. Великая Отечественная война затормозила этот процесс, но после ее окончания темпы наращивания нефтедобычи и ее переработки начали стремительно расти. К началу 1960-го Советский Союз по добыче нефти вышел на 2-е место в мире. Помимо Каспийских и Бакинских месторождений, по-прежнему велись разработки в Волго-Уральском регионе, хотя становилось очевидным, что здешние залежи скоро будут исчерпаны, и вскоре крупнейшие месторождения были обнаружены в Западной Сибири. В 1988 году советское государство было крупнейшим мировым нефтепроизводителем, оставив позади даже Саудовскую Аравию.

Распад Советского Союза, приведший к экономическому кризису, повлек за собой резкое сокращение объема всех отраслей нефтяной промышленности. Положение выправилось лишь к 1997-у, и на сегодня, даже принимая во внимание далеко не полностью реализованные в этой области возможности, потенциально Россия по запасам нефтяных залежей является весьма перспективным государством. Во всяком случае, согласно последним данным, наша страна входит в десятку крупнейших добытчиков и экспортеров нефти.

Разведка нефтяных месторождений производится с помощью геологических, геофизических, геохимических и буровых работ. На геологоразведочном этапе происходят поиск и разведка. На этапе разведки определяется размер скважины, проводится ее литологический анализ (состав, строение, закономерности, условия образования), конкретизируются коллекторные и физико-химические свойства найденного типа нефти. Затем производится подсчет промышленных запасов обнаруженного месторождения и обосновываются рекомендации по эффективности начала разработок. Когда все эти факторы окончательно просчитаны и утверждены, начинается процесс добычи.

Первая нефтяная скважина была пробурена в 1859 году в американском штате Пенсильвания группой предпринимателей под руководством Эдвина Дрейка. Бурное развитие общественно-экономических отношений настоятельно требовало более быстрого добывания нефти как мощнейшего источника получения энергии в самых широких промышленных масштабах. И 1859-й стал той самой вехой, которая во многом изменила жизнь общества.

Современная нефтедобыча практически на 90% производится посредством буровых скважин, которые закрепляются стальными трубами высокого давления. Нефтяные месторождения, как правило, содержат еще и газ, и воду, причем под высоким давлением. Иногда этого давления бывает вполне достаточно для того, чтобы вытеснить нефть на поверхность, а вот избыток влечет за собой необходимость применения более эффективных способов извлечения нефти. Так что помимо естественного фонтанного, или «самотечного», метода применяются и компрессорная добыча, и откачка нефти с помощью глубинных насосов.

Бурение нефтяных скважин, производимое на суше, гораздо дешевле и экономичнее морского, поэтому большинство добываемой в мире нефти приходится на наземные разработки. Однако и «морской вид» добычи имеет право на существование.

Современные технологии позволяют нефтедобытчикам добираться до самых отдаленных уголков залежей посредством бурения под наклоном, как вертикального, так и горизонтального, помогающего «уходить» в стороны.

После того как добытая нефть очищается от сопутствующих ей газа, воды, песка и других остатков горных пород, ее доставляют на нефтеперерабатывающие заводы. Раньше транспортировка сырой нефти осуществлялась в основном посредством железнодорожных, реже автомобильных, перевозок в цистернах. В последние же десятилетия подавляющее ее большинство либо перекачивается по трубопроводам, либо перевозится морским путем с помощью нефтеналивных танкеров. Максимально эффективными и экономичными способами транспортировки являются нефтяные трубопроводы и нефтеналивные танкеры.

Нефтепровод — это сложный комплекс сооружений, в состав которых входят наземные, подземные и подводные трубопроводы, головные и промежуточные нефтеперекачечные насосные станции, нефтехранилища, линейные и вспомогательные сооружения. Нефтепроводы бывают подводящими и магистральными. Подводящие служат для перекачки нефти с места ее добычи на головные сооружения магистральных, их протяженность — около нескольких десятков километров. Промысловые, заводские и нефтебазовые трубопроводы предназначаются для внутренних перекачек. Магистральные нефтепроводы предусматривают транспортировку на расстояния более 2 000 км, их диаметр колеблется от 200 до 1 220 мм. Для предохранения труб от пагубного влияния почвенной коррозии используют антикоррозийную изоляцию и электрохимические методы защиты.

Первый в мире нефтепровод был сооружен в США в 1865 году, его протяженность составила всего 6 км. В России первый нефтепровод проложили в 1878-м от Бакинских промыслов до перерабатывающего завода. До сих пор находится в процессе эксплуатации построенный по проекту В. Г. Шухова в 1907 году и самый протяженный по тем временам в мире нефтепровод Баку — Батуми. Его длина — 835 км, а диаметр — 200 мм.

Танкер (от англ. tank — «цистерна», «резервуар») — это наливное судно для перевозки не только нефти и продуктов ее переработки, но и других жидких грузов. Но танкеры-нефтевозы из всех транспортных судов такого типа являются самыми большими, так как, чем больше их размеры, тем экономичнее перевозки. Танкер — это однопалубное самоходное судно, имеющее жилые, служебные и грузовые помещения — танки. Грузоподъемность танкеров может доходить до 500 000 тонн.

Пожарная безопасность на таких судах осуществляется с помощью специальных установок, способных предотвращать аварийные ситуации и эффективно бороться с пламенем. Во избежание разрушительных процессов внутренней поверхности танков их защищают антикоррозийными покрытиями.

Первая перевозка нефти наливным способом была проведена в 1873 году в России. Судовая компания братьев Артемьевых осуществила ее с помощью деревянной парусной шхуны «Александр» на Каспийском море. А спустя 5 лет был сооружен первый русский железный наливной пароход «Зароастр» грузоподъемностью 250 тонн. В 1882-м, на 4 четыре года раньше английского танкера «Глюкауф» (грузоподъемностью около 3 000 тонн), был введен в эксплуатацию русский паровой танкер «Спаситель» (670 тонн), фактически ставший прообразом современных нефтеналивных танкеров. К концу XX века танкерные нефтеперевозки составили почти половину объема всего мирового гражданского флота.

Самым впечатляющим негативным воздействием нефти на Природу является загрязнение вод. Происходит оно или во время аварий на нефтеналивных танкерах, или в результате разрывов на подводных нефтепроводах. Нефть разливается по водной поверхности тончайшим слоем, покрывая при этом огромные территории. Доступ кислорода в воду из атмосферы затрудняется, отчего во множестве погибают обитатели и морей, и прибрежных районов. Помимо этого, разлившаяся нефть становится источником сильнейших пожаров.

При загрязнении нефтью почв и грунтовых вод образовываются плавающие линзы, кочующие в разных направлениях и отрицательно воздействующие и на поверхностные воды, и на водозаборники, и на более глубинные отложения. Опять же существует вероятность пожара там, где грунт насквозь пропитан нефтяными утечками.

Воздух, которым дышит большинство городских жителей, постоянно пропитан парами бензина и продуктами его неполного сгорания. А вот когда все это вместе, скапливаясь и соединяясь с окислами азота, также присутствующими в атмосфере в немалом количестве, и ультрафиолетовым излучением, приводит к образованию постоянно висящего в воздухе удушливого смога, это уже переходит в разряд экологических катастроф, оказывающих пагубное воздействие на множество людей. К тому же выделяющийся при сжигании топлива углекислый газ, являющийся одним из тех летучих соединений, которые способны экранировать тепловые потоки, уходящие с поверхности земли, становится одной из причин возникновения парникового эффекта.

Перед тем как подвергать сырую нефть переработке, ее обессоливают и обезвоживают. Так называемые легкие нефти, как правило, стабилизируют, удаляя из них некоторые фракции, приводящие к потере ценных углеводородов. Далее производят основной процесс переработки сырой нефти — перегонку.

Во время перегонки происходит распределение нефтепродуктов на бензины (автомобильный и авиационный), реактивное топливо, керосин, дизельное топливо и мазут. Мазут, в свою очередь, служит исходным продуктом для получения дистиллятных масел, парафина, битума и жидкого котельного топлива. Оставшийся после перегонки концентрат — гудрон идет на дорожные и строительные покрытия.

Существует также и вторичная переработка нефти. Она включает в себя изменение структуры углеводорода и получение функциональных производных, в состав которых вводятся кислород, азот, хлор и другие химические элементы. Вторичная переработка нефти дает то сырье, которое ложится в основу таких продуктов, как синтетические волокна, синтетический каучук, пластмассы, различные моющие средства и красители.

Http://www. vokrugsveta. ru/vs/article/156/

Нефть и природный газ известны человечеству с глубокой древности. Описание источников нефти содержится в трудах Геродота (V век до н. э.), Плутарха и Плиния Старшего (I век до н. э). Гиппократ (IV— V века до н. э.) рекомендовал лекарства, содержащие в своем составе нефть. Нефть применялась в качестве топлива, как средство освещения, в военном деле («греческий огонь»).

В средние века нефть добывали из специально вырытых колодцев. Уже в XIII веке в районе Баку функционировали нефтяные источники. В последующем вместо колодцев стали использовать скважины, что позволило извлекать нефть из более глубоких слоев.

Интерес к процессам перегонки нефти для получения различных ценных продуктов появился в первой половине XIX века. В 1821—23 гг. в Моздоке братьями Дубиниными была построена первая кубовая установка для перегонки нефти, на которой из нее выделялось до 40% фотогена (керосина). Легкая часть — бензин при этом методе терялась, а мазут использовали для смазки колес. В 1837 году в Баку инженером Воскобойниковым был сооружен первый нефтеперегонный завод. Подобное производство керосина из нефти в Англии было организовано в 1848 году и в США в 1860 году.

Бурное развитие нефтеперерабатывающей промышленности начинается с 60-х годов XIX века. В тот период основным целевым продуктом переработки являлся осветительный керосин, выход которого составлял около 25%. Бензиновая фракция (всего около 0,5%) и мазут промышленного применения пе находили. С 1876 года после изобретения В. Г. Шуховым форсунки для сжигания жидкого топлива, мазут стал широко использоваться в топках паровых котлов. К этому же времени было налажено производство из мазута смазочных масел.

Коренной переворот в методах переработки нефти происходит после изобретения двигателя внутреннего сгорания. В связи с этим, бензин, не находивший ранее промышленного применения, становится с начала XX века одним из важнейших нефтепродуктов. С 1928 года в нефтеперерабатывающей промышленности СССР вводят методы термического крекинга, возрастает глубина крекирования и выход светлых продуктов. Интенсивно вводят в строй нефте-газо-проводы, создавая единую систему снабжения. В послевоенный период осваивается производство бензинов с высоким октановым числом, в практику нефтепереработки внедряют методы газофракционирования, алкилирования, селективной очистки масел и др. В 1950 году вступает в строй первая установка каталитического крекинга, в 1958 году внедряется процесс каталитического риформинга. Широкое применение получают методы гидроочистки, карбамидной депарафинизации нефтей, что позволило перерабатывать высокосернистые нефти. Потребности цветной металлургии в электродном коксе вызвали развитие процесса коксования тяжелых остатков, в частности замену малопроизводительных кубовых установок на установки непрерывного коксования. Начиная с 1965 года в стране развиваются мощности вторичных процессов нефтепереработки, увеличивается производство моторных топлив. В последующие годы в нефтеперерабатывающей промышленности внедряются новые высокопроизводительные процессы, комбинированные технологические установки (ЭЛОУ-АВТ), переработка нефти приближается к районам потребления нефтепродуктов.

Возрастающая потребность в моторных топливах с высоким окта-ноным числом для двигателей со степенью сжатия 9—10, потребовала значительного углубления переработки нефти с целью более эффективного ее использования и модернизации действующих нефтеперерабатывающих заводов. Это было достигнуто за счет интенсивного внедрения в нефтепереработку новых термических и каталитических процессов, позволивших в 1,5—1,8 раза увеличить выход светлых продуктов. В результате к 1989 году глубина переработки нефти, которая оценивается количеством целевых нефтепродуктов, отбираемых из нифти при ее переработке:

Превысив этот показатель в США. В мире этот показатель в целом превышает 90 %. Вследствие кризисных явлений в народном хозяйстве РФ в целом, и в нефтеперерабатывающей промышленности в частности, в настоящее время глубина переработки снизилась до 64% и значительно уступает таковой в США (90%). Так, из одной тонны нефти производится бензина, керосина и дизельного топлива в США 700 кг, в РФ — 400 кг, а доля мазута составляет, соответственно, 80 и 400 кг.

Http://studopedia. org/5-14725.html

Поделиться ссылкой: