Переработка нефти в 2014 году по странам и ее динамика с 1980 года. Мировая переработка нефти


Мировая переработка нефти - Справочник химика 21

    Некоторые тенденции развития мировой переработки нефти [c.32]

    За период 1993—2000 гг. доля регионов Северной Америки и Западной Европы снизилась соответственно с 25,4% и 19,5% до 24,6% и 17,8%), а доля Азиатско-Тихоокеанского региона увеличилась с 18,7% до 24,8%. Еще более наглядно проявились территориальные сдвиги в развитии мировой переработки нефти, если сравнивать с мощностями на начало 1989 г. В частности, доля региона Северной Америки снизилась с 26,5% до 24,6%, Западной Европы — с 18,4% до 17,8%, Восточной Европы и бывшего СССР — с 19,9% до 13,2%, а доля Азиатско-Тихоокеанского региона возросла с 16,6% до 24,8%, Ближнего и Среднего Востока — с 6,9% до 7,4%. [c.14]

    Проанализируем основные тенденции развития отечественной и мировой переработки нефти. [c.18]     Мировая переработка нефти  [c.200]

    Наряду с ростом добычи нефти резко увеличился и объем ее переработки. Мировая переработка нефти возросла с 382 млн, т в год в 1939 г. до 523 млн. т в год в 1950 г. и до 772 млн. т в год к 1 января 1955 г. За период с 1950 по 1955 г. общее количество нефтеперерабатывающих заводов практически осталось неизменным, однако годовая производительность каждого предприятия за этот период в среднем возросла с 0,87 до 1,20 млн. т нефти. [c.200]

    Мировая переработка нефти по процессу крекинга за этот период возросла с 267 до 379 млн. т в год. [c.200]

    Мировая переработка нефти на 1/1 1955 г. и ее добыча в 1954 г. [c.356]

    В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого и однозначного определения этого показателя. В отечественной нефтепереработке под глубиной переработки нефти подразумевается суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка, используемого в качестве котельного топлива (КТ)  [c.249]

    Удельный вес сернистых нефтей в добыче и переработке нефтей весьма значителен. Нефти с содержанием серы выше 1 % составляют более трети мировой добычи. [c.19]

    Горючие сланцы найдены во многих частях света. Промышленная добыча сланцевого масла из горючих сланцев производится в Шотландии, Швеции, Эстонии, СССР, Франции, Испании, Германии, Южной Африке, Австралии, Маньчжурии, Бразилии и Соединенных Штатах. В настоящее время в США нет сланцевых заводов, но интенсивная исследовательская работа свидетельствует о том, что развитие этого производства предполагается в будущем. Размер мировой переработки сланцев колеблется в широких пределах на протяжении последних 100 лет и в значительной степени зависит от добычи и потребления нефти. С увеличением потребления жидкого топлива можно ожидать, что горючие сланцы будут являться существенным дополнением к нефти. [c.60]

    Каталитические процессы переработки нефти (по материалам VU Мирового конгресса в Мексике). 1971, ц. 94 коп. [c.365]

    Как известно, на заре развития машиностроения и моторостроения, вследствие относительно простой конструкции машин и двигателей и несложных условий их эксплуатации, требования на топлива и смазочные материалы легко удовлетворялись нефтеперерабатывающей промышленностью, располагающей тогда довольно примитивными процессами переработки нефти и ее дериватов. Положение облегчилось также и тем, что для переработки брались только малосернистые и малосмолистые нефти, которые составляли главную базу мировой добычи. [c.107]

    Предпринятые в основных нефтепотребляющих странах активные меры по экономии энергии и замене нефти (точнее, остаточного котельного топлива) в ряде традиционных областей ее применения альтернативными энергоносителями, а также общий спад промышленного производства в капиталистическом мире привели к тому, что потребление нефти за рубежом в последние годы начало сокращаться. В связи с этим в 1982—1985 гг. стабилизировались, а затем и постепенно снизились цены на "нефть (до 214 долл/м в 1985 г). Это может несколько замедлить реализацию программ углубления переработки нефти, однако не сможет, учитывая ограниченность мировых запасов нефти, изменить глобальной стратегии ведущих капиталистических государств, направленной на сокращение расходования нефти и максимально рациональное ее использование. [c.6]

    Таким образом, хотя нефтеперерабатывающая промышленность США обеспечивает производство свыше 75% светлых нефтепродуктов (самый высокий показатель в мире) и характеризуется большим удельным весом вторичных процессов, значительная недогрузка мощностей при достаточно высоком спросе на светлые нефтепродукты требует дальнейшего углубления переработки нефти. Решение этой задачи осложняется тем, что нефтеперерабатывающая промышленность США традиционно ориентировалась на переработку легких малосернистых нефтей с содержанием серы до 0,5% (масс.) и до последнего времени только 40% мощностей было пригодно для переработки средне- и высокосернистых нефтей, несмотря на опережающие темпы роста мощностей процессов гидроочистки и гидрообессеривания (доля этих процессов за 1970—1982 гг. увеличилась с 30 до 54,1%). Поскольку же такие нефти составляют основную часть мировой добычи нефти, то их доля в общем объеме переработки нефти в США будет неуклонно возрастать. [c.28]

    По мере увеличения доли тяжелых нефтей в общем объеме мировой добычи и переработки нефти проблема превращения нефтяных остатков в светлые нефтепродукты будет с каждым годом обостряться. Можно предположить, что использование процесса ККФ для переработки остатков уже в близкой перспективе получит широкое распространение. Например, в США до 1983 г. предполагалось ввести в строй пять установок ККФ остатков мощностью от 0,16 до 2,8 млн. т/год, в том числе на двух установках предусмотрена предварительная деасфальтизация (растворителем) сырья (гудрона), на двух — предварительное гидрообессеривание сырья (мазута) и на одной — предварительная адсорбционная деасфальтизация сырья (процесс АРТ/НСС). [c.110]

    В справочник включены сведения о методах поиска и извлечения из земных недр нефтяного и газового сырья,, динамике добычи и переработки нефти и газа, свойствах наиболее распространенных отечественных и мировых нефтей, методах анализа нефти и нефтепродуктов. [c.3]

    Качественный и количественный скачок в тенденциях развития мировой нефтепереработки произошел на рубеже 1970-80-х гг., когда резкое повышение цен на нефть привело к сокращению ее добычи и потребления в качестве котельно-печного топлива и тем самым переориентации на углубленную и глубокую переработку нефти. После 1979 г. объемы переработки нефти, суммарные мощности, а также число НПЗ постепенно уменьшались. При этом преимущественно закрывались маломощные менее рентабельные НПЗ. Естественно, это привело к некоторому росту удельной мощности НПЗ. Снижение [c.21]

    В отечественной нефтепереработке суммарная доля углубляющих нефтепереработку процессов коксования, каталитического и гидрокрекинга в 1985 г. составила всего 6,4%, т.е. в 10 раз ниже, чем в США. Если ранее нами не уделялось достаточного внимания этой проблеме, то в настоящее время нефтепереработка страны приступила к практической реализации разработанной программы углубления переработки нефти. Одной из острейших при этом 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, быстрейшее обновление и модернизация действующих, не соответствующих современному мировом уровню установок, замена их на более совершенные в техническом и более чистые в экологическом отношении безотходные процессы глубокой и рациональной переработки нефтяного сырья. [c.27]

    Приоритетная роль в решении проблемы дальнейшего углубления переработки нефти на период до 2000 г. отводится в нашей стране отечественной модели лифт-реакторного каталитического крекинга Г-43-107, разработанной в ГрозНИИ с использованием новейших мировых достижений нефтепереработки 80-х годов. По сравнению с другими моделями КК с микросферическим катализатором (1А-1М, ГК-3, 43-103) по своим технико-экономическим показателям она более близка передовым зарубежным аналогам. Однако отечественная нефтепереработка пока не располагает промышленно освоенными процессами каталитического крекинга остаточных видов сырья. Рассмотрим технологию комбинированной системы Г-43-107, варианты реконструкции устаревших моделей ККФ по лифт-реакторному типу и зарубежные процессы, предназначенные для переработки тяжелых нефтяных остатков. [c.126]

    Смит В. М. В кн. VII Мировой нефтяной конгресс в Мексике. Каталитические процессы переработки нефти. М., Химия , 1971, с. 56—66, [c.256]

    В настоящее время в СССР и других странах использование нефти решительно ориентировано на ее глубокую переработку с максимальным получением высококачественных светлых продуктов, например бензина и сырья для производства пластических масс, химических волокон, синтетических каучуков, моющих средств и т. д. Создание процессов глубокой переработки нефти было связано с изучением состава и свойств нефтей, исследованием поведения углеводородов при переработке нефти, каталитических процессов превращения углеводородов и рядом других проблем. Неоценимый вклад в мировую и отечественную науку внесли русские и советские ученые А. М. Бутлеров, Д. И. Менделеев, [c.55]

    Как следует из данных, представленных в табл. 2.1 и 2.2, география добычи и переработки нефти существенно различается. Особенно ярко это проявляется на примере стран Западной Европы и Японии. При незначительных объемах нефтедобычи в этих странах суммарный объем нефтепереработки измеряется сотнями тысяч тонн. При этом основные количества нефти импортируются из стран Ближнего и Среднего Востока, на долю которых приходится около 30% мировой добычи нефти. [c.44]

    Во всем мире нроизводство светлых нефтепродуктов растет быстрее, чем добыча нефти, что достигается за счет углубления переработки нефти. Ожидают к 1980 г. производство водорода в процессе каталитического риформинга бензина увеличить вдвое против 1970 г. И хотя доля использования этого побочного водорода повысится с 50% в 1970 г. до 90 о в 1980 г., потребность в водороде для нефтепереработки будет расти еш е большими темпами и не сможет быть удовлетворена за счет ресурсов водорода, получаемого в процессе каталитического риформинга бензина. На УП1 Мировом нефтяном конгрессе [31 прогнозировали к 1980 г. увеличение доли водорода, производимого на специальных установках, до 39%, что составит 4,64 млн. т/год. [c.8]

    Сырье нефтехимических производств. В качестве сырья нефтехимических производств используются различные продукты, полученные при переработке нефти, а также природные и попутные газы. На долю нефтехимии приходится относительно небольшое количество мирового потребления нефти и газа. В странах Западной Европы эта доля составляет 7—8%, а в СССР и США — 4—6%. В перспективе потребление нефтепродуктов, природного и попутного газа для нужд нефтехимии увеличится и достигнет 12—15%. [c.37]

    В развитых странах глубина переработки нефти достигает 85 - 90%.Такое различие показателей объясняется низкой долей углубляющих процессов на отечественных заводах, которая не превышает 13% от объема переработки нефти (против 55% - на заводах США). Вследствие этого на российских заводах ограничена возможность выработки моторных топлив, в то время как производство топочного мазута составляет более 30% от объема перерабатываемой нефти. Качество вырабатываемых российскими нефтяными компаниями нефтепродуктов также не в полной мере отвечает современным мировым требованиям. [c.5]

    Основными направлениями Энергетической стратегии России на период до 2020 года предусматривается модернизация и коренная реконструкция нефтеперерабатывающей промышленности как одно из приоритетных его направлений для выведения ее на современный технический уровень для обеспечения качественными моторными топливами, смазочными маслами, спецжидкостями, сырьем для нефтехимии, а также другими нефтепродуктами потребности России, а также экспорта нефтепродуктов, качество которых отвечает мировым стандартам. Стабильное обеспечение страны продуктами переработки нефти базируется на объемах переработки 200-225 млн тонн нефти в год. При этом глубина переработки нефти должна достигнуть 75% к 2010 году и 85% к 2020 году при значительном улучшении качества нефтепродуктов, обеспечивающих конкурентоспособность. [c.6]

    Современная мировая нефтехимическая промышленность базируется на глубокой переработке нефти, нефтяного попутного и природного газов в качестве наиболее доступных и массовых источников природных углеводородов. В связи с вероятным значительным исчерпанием природных ресурсов углеводородного сырья к концу первой половины XXI в. возникла проблема поиска иных источников углеводородов либо других о])ганических материалов, которые могли бы давать углеводороды. При )(1дные ресурсы этих ископаемых органических материалов хотя по запасам в земной коре и превышают запасы нефти и природного газа, но также исчерпаемы (в XXII в.). Возникает проблема поиска источников возобновляемого органического сырья. [c.352]

    Разумеется, в справочнике приводятся н процессы производства пластичных смазок, окисленных дорожных битумов, жидкофазной очистки дистиллятов от сернистых соединений в различных технологических вариантах и другие процессы первичной, вторичной и третичной переработки нефти. Подавляющее большинство процессов имеют специфическое, фирменное наименование и представляются фирмами с обязательством в широком диапазоне услуг, начиная от продажи лицензий и кончая участием в наладке нроцессов, освоения его аппаратуры, обучения персонала, поставки оборудования и проведения строительства. В фирмах работают крупные лаборатории и институты, осуществляющие дальнейшую модернизацию процессов по всем параметрам перспективного применения, включая совершенствование катализаторов, подбор новых растворителей, повышение термического КПД, сокращение расходных показателей, создание безотходных технологических циклов, оперативных и точных систем управления, специализированных ЭВМ, многорежимных программ для ЭВМ и всего комплекса датчиков для полной обвязки технологического процесса. Таким образом, мировая нефтепереработка в на-стояя1,ее время базируется па солидных научных и технологических дости-яч"еииях, которые позволяют компоновать ИПЗ будущего с позиций реальной техники сегодняшнего дня. [c.356]

    За последнее десятилетие нефтеперерабатывающая промышленность США претерпела существенные изменения, которые в значительной степени обусловлены двумя факторами ограниченностью мировых запасов нефтн и связанным с этим быстрым и неуклонным ростом цен на нефть и ужесточением норм по охране окружающей среды в сочетании с увеличением доли сернистых и тяжелых нефтей в общемировом объеме добычи и переработки нефти. [c.27]

    На долю моторных топлив во Франции приходится около 35% всего производства нефтепродуктов. В перспективе она должна значительно увеличиться. В условиях ограниченности мировых запасов нефти и быстрого роста цен на нее особое значение приобретает максимально рациональное использование моторных топлив. С этим связано, в частности, усиление дизелизации автопарка Франции (дизельный двигатель примерно на 25% экономичнее карбюраторного). При пеизменном объеме переработки нефти ресурсы дизельных топлив могут быть увеличены за счет оптимизации требований к цетановому числу и повышения температуры конца кипения с помощью использования депрессорных присадок и внедрения специальных процессов селективного гидрокрекинга, обеспечивающих снижение температуры застывания высококипящих дизельных топлив. Предполагается, что к 1990 г. температура перегонки 85% дизельного топлива повысится до 375°С против 350" С в настоящее время. [c.70]

    Данное учебное пособие может служить для углубленного изучения студентами современного состояния, перспектив и тенденций развития мировой и отечественной нефтепере]заботки, ознакомление с передовыми достижениями в области интенсификации промышленных технологических процессов глубокой переработки нефти с получением высококачественных моторных топлив. [c.6]

    Характерная особенность нефтепереработки в странах-экспортерах нефти - низкая глубина переработки нефти (выход светлых около 45%) и соответственно малая насыщенность НПЗ вторичными процессами (45%). Важнейшими из всего многообразия проблем, стоящих перед современной мировой нефтепереработкой, следует считать следук1щие  [c.24]

    В России уже в XVIII в. химическая промышленность была представлена довольно широко развитой выплавкой чугуна с применением в качестве восстановителя древесного угля, производством стали, высокое качество которой пользовалось заслуженным прн-знани( м, переработкой древесины с получением различных продуктов, соляными и другими промыслами. В становлении промышленности в России того времени большую роль сыграли труды Михаила Васильевича Ломоносова (1711 — 1765), которые явились и основополагающими для химии как науки. Добыча и переработка горючих ископаемых были слабо развиты, хотя в XIX в. Дмитрием Ивановичем Менделеевым (1834—1907) и другими учеными велись работы по изысканию целесообразных способов переработки нефти и использованию ее как химического сырья. Однако общая экономическая отсталость царской России сильно сказывалась на химической промышленности, которая в предреволюционные годы была развига очень слабо и частично базировалась на импортном сырье. Это обусловливало и состояние химической науки, которая не имела для своего развития достаточной материальной базы и действенной поддержки со стороны государства. Тем не менее русские ученые обогащали мировую химическую науку трудами первое ененного значения. [c.9]

    Каталитические процессы переработки нефти. По материалам VII Мирового нефтяного конгресса. Мехико. Под ред. И. Ф. Благовидова. М., Химия . 1971 152 с. [c.188]

    Несмотря на громадный рост химической промышленности в Северной Америке, европейская промышленность производит на сегодняшний день свыше половины мировой химической продукции [Те1Гег,1980]. И переработка нефти, имеющая дело с сырой нефтью и дающая топливо и нефтехимические продукты, и газовая промышленность, извлекающая и распределяющая природный газ, претерпели в Европе (включая и Восточную Европу) перестройку, ничуть не меньшую, чем в Северной Америке. Такая типичная для промышленной инфраструктуры Северной Америки особенность, как наличие грандиозной сети трубопроводов для перемещения жидких и газообразных углеводородов, присуща и всей Европе, хотя более характерна для СССР и Восточной Европы. [c.15]

    Выработка бензина прямой перегонкой нефти не могла удовлетворить ни в количественном, ни в качественном отношении потребности в нем уже в первое десятилетие XX в. п особенно в. период первой мировой войны вследствие огромного роста автомобильного, а затем и авиацпонного парков. Потребовалась разработка новых методов переработки нефти, которые дали бы возможность получить пз нефти дополнительное количество бензина, кроме потенциально содержан ейся в ней бензиновой фракции. Таким методом явился крекинг-процесс, в результате которого из тяжелых нефтепродуктов (солярового дистиллята, мазута) получаются легкие — бензин, керосин, которые в отличие от продуктов прялюй перегонки называют крекинг-продуктами. [c.47]

    Замедленное коксование - хорошо освоеный в мировой практике процесс, не требующий высоких капитальных затрат, применения катализаторов, дорогостоящих реагентов, высоких давлений, и обеспечивает наиболее экономичный способ переработки нефтяных остатков. Для российских НПЗ в настоящее время он является одним из важнейших в решении задачи увеличения глубины переработки нефти, увеличения ресурсов сырья для производства моторных топлив. [c.18]

chem21.info

ТЭК России | Мировая нефтепереработка: как подготовиться к глобальным переменам

В последние годы мировая нефтеперерабатывающая промышленность пострадала от последствий целого ряда факторов. Стремление Китая к самообеспеченности энергией, ценовые преимущества для НПЗ США и растущая популярность дизельного топлива как альтернативы бензину — вот лишь несколько примеров.

Хотя эти последствия были значительными, все они меркнут по сравнению с потенциальным влиянием нормативов по содержанию серы, принятых Международной морской организацией (ИМО): начиная с 2020 года содержание серы в судовом топливе будет ограничено 0,5%.

Хотя цель ИМО — дальнейшее сокращение вредных выбросов судов в атмосферу — действительно достойная, мы ожидаем, что введение нормативов приведет к избытку предложения высокосернистого мазута (ВСМ) по мере приближения 2020 года и серьезно дестабилизирует ситуацию в нефтеперерабатывающей промышленности в мировом масштабе. Такая дестабилизация может продлиться до 2025 года и даже далее, поскольку большинство игроков отрасли откладывают инвестиции, необходимые для возрождения спроса на ВСМ и нормализации цен.

Однако такой сценарий отнюдь не аксиома. НПЗ могут сократить свои потери — и даже выиграть, — если пересмотрят свои стратегии и предпримут необходимые действия уже сейчас.

Масштабная дестабилизация

Около 90% продаваемого судового топлива содержит 3,5% серы. Это от 3 млн до 4 млн барр. ВСМ в сутки, или примерно половина мирового производства ВСМ. Норматив ИМО, требующий, чтобы суда использовали топливо с содержанием серы не более 0,5%, ликвидирует часть спроса и приведет к потенциальному избытку почти в 2 млн барр. в сутки. Это, в свою очередь, может вызвать дестабилизацию всей отрасли в плане цен на продукцию и рентабельности НПЗ.

Цены на ВСМ достигли максимума из‑за дефицита потоков тяжелых остатков для удовлетворения негибкого спроса, например, для повышения качества нефтяных остатков; эти потоки служат сырьем для переработки и, таким образом, задают цену. Увеличение объема мирового предложения примерно на 2 млн барр. в сутки может привести цену на ВСМ на более низкий уровень, определяемый гибким спросом и конкуренцией с другими видами топлива.

В то же время цена на малосернистый мазут (МСМ) и дистилляты, которые могут использоваться для получения мазутных смесей, удовлетворяющих нормам, возрастет. Мы ожидаем, что ситуация будет аналогичной той, которая сложилась после введения в 2006 году Агентством по охране окружающей среды США ограничений на содержание серы для автомобильного топлива: за год до вступления норматива в силу малосернистые продукты резко подскочили в цене.

Комментарий главы практики энергетики BCG в России и СНГ

Ирина Гайда, партнер и управляющий директор, руководитель практики энергетики BCG в России и СНГ

Вступление в силу новых нормативов ИМО в 2020 году может оказать наиболее заметное влияние на те российские НПЗ, которые еще не прошли модернизацию: как известно, в России добывается нефть с довольно высоким содержанием серы, а корзина продуктов многих нефтеперерабатывающих заводов по‑прежнему содержит высокую долю мазута и других тяжелых остатков. Поскольку в России нет банка качества, то у российских компаний нет стимула фокусироваться на добыче низкосернистой нефти и улучшении показателей товарной нефти сверх обязательного минимума. А нефтеперерабатывающие заводы практически не имеют возможности комбинировать различные сорта нефти и другого сырья для оптимизации маржи нефтепреработки, как это делают западные конкуренты.

Несмотря на то что строительство дополнительных мощностей для сероочистки и конверсии тяжелых остатков требует больших затрат, несколько ведущих российских нефтегазовых компаний уже значительно продвинулись по пути модернизации. Еще ряд компаний пока еще находится в стадии завершения модернизации мощностей, но открытым остается вопрос о том, успеют ли они реализовать свои программы до 2020 года.

На ситуацию дополнительно влияют несколько факторов. С одной стороны, у компаний немного средств на модернизацию (экономика переработки сильно ухудшилась после налогового маневра), с другой — рынок подрядчиков не испытывает дефицита спроса и неохотно идет на снижение расценок по строительству мощностей. В этих условиях, новые вложения в переработку оправдать будет трудно, нужно будет сконцентрироваться на завершении уже начатых проектов.

Исходя из вышесказанного, российские нефтепереработчики могут предпринимать следующие действия, чтобы подготовиться к будущим изменениям на рынке:

  • Повышать скорость реализации уже идущих проектов и внедрять практики бережливого производства, что позволит максимизировать эффективность уже имеющихся и строящихся мощностей. Особенное внимание, безусловно, следует уделить устранению ограничений и максимальному использованию мощностей доочистки.
  • Заключать партнерские соглашения по совместным инвестициям в «скраберы» с компаниями, занимающимися морскими перевозками. Такие соглашения могут помочь получить гарантированный доступ на рынок сбыта высокосернистого мазута и отчасти компенсировать негативные последствия грядущих изменений.
  • Не забывать про инновации: новые передовые способы сероочистки и катализаторы появляются постоянно, компаниям необходимо, как минимум, следить за инновациями и своевременно внедрять их в производственную практику.

Снижение цен на ВСМ может оказать существенное косвенное влияние на ценовой дифференциал между легкими и тяжелыми нефтепродуктами — в частности, мы ожидаем резкого увеличения дифференциала. Какие НПЗ окажутся рентабельными и займут лидирующие позиции, будет зависеть от их возможностей и ассортимента продукции.

НПЗ сложной конфигурации, оснащенные установками гидрокрекинга и сероочистки остатков, позволяющими максимизировать производство МСМ и дистиллятов, преодолеют дестабилизацию. Такие НПЗ сосредоточены в Азии и на Ближнем Востоке. Кроме того, НПЗ с установками коксования, такие как на американском побережье Мексиканского залива, также покажут хорошие результаты, равно как и НПЗ, имеющие доступ к малосернистой сырой нефти.

А вот простым НПЗ, в основном производящим ВСМ (таким, как НПЗ с гидроочисткой и НПЗ перегонного типа в России), а также НПЗ с низким выходом дистиллятов (таким, как чисто бензиновые НПЗ в некоторых регионах Северо-Западной Европы и на восточном побережье США) поддерживать рентабельность в новых условиях будет очень затруднительно. (см. вкратце «Влияние на бензиновые НПЗ»)

На рентабельность может также влиять географическое положение НПЗ. Исторически цены на ВСМ в Северо-Западной Европе были ниже, чем на американском побережье Мексиканского залива и в Сингапуре, — в крупных узлах заправки судов и месте расположения большого числа установок переработки тяжелых остатков, — то есть, в местах более высокого спроса. Однако, в отношении дистиллятов американское побережье Мексиканского залива имеет ценовое преимущество перед другими регионами благодаря относительно более низкому спросу. Таким образом, транспортные компании могут отдать предпочтение дистиллятному топливу из США, тем самым принося выгоду американским НПЗ за счет европейских.

Содержание серы в сырой нефти также варьируется в зависимости от региона: нефти с очень низким содержанием серы в основном добываются в Западной Африке и США, в то время как высокосернистые нефти добываются в других регионах, например, на Ближнем Востоке. Введение норматива ИМО приведет к еще большему ценовому спреду между малосернистыми и высокосернистыми сырыми нефтями. Такая разница в цене сырой нефти непосредственно отразится на рентабельности НПЗ.

Оценка вариантов для индустрии морских перевозок

Учитывая, что соблюдение норматива ИМО является обязанностью судовладельцев и транспортных компаний, некоторые НПЗ могут занять выжидательную позицию. Однако НПЗ, желающие относительно быстро и благополучно преодолеть период дестабилизации — или даже преуспеть — будут действовать более активно. (см. вкратце «Соблюдение норматива ИМО в индустрии морских перевозок»). Они изучат варианты, доступные для судовладельцев и перевозчиков, постараются предвидеть, как различные решения могут повлиять на их бизнес, и будут искать соответствующие возможности.

Скрубберы. Хотя норматив на предельное содержание серы требует использования мазута соответствующего качества, ИМО разрешает судам обеспечивать соответствие нормам по выбросам за счет применения очистных установок, или скрубберов. Такие установки монтируются в выхлопную систему судна для удаления оксидов серы из отходящего газа за счет его смешивания с щелочной водой. Монтаж скруббера занимает около полугода и требует от судовладельцев больших капиталовложений: от $2 до $3 млн на переоборудование одного судна. Если при покупке судна в спецификацию включается скруббер, цена увеличивается на $1–2 миллиона. К сожалению, норматив вводится в период, когда сектор морских перевозок испытывает финансовую неустойчивость из‑за недоиспользования использования парка судов, низких тарифов фрахта и часто возникающего дефицита денежных средств. Таким образом, вариант с использованием скрубберов представляет собой непростую задачу для судовладельцев.

Для транспортных компаний скрубберы являются привлекательным вариантом: так они смогли бы продолжать использовать ВСМ, обходящийся дешевле «нормативного» топлива. Экономия не только позволит компенсировать более высокие суточные тарифы, которые судовладельцы, вероятно, установят для возврата своих инвестиций, но и покроет дополнительные затраты на утилизацию сернистых стоков из замкнутой системы. (Мы ожидаем, что ИМО запретит сброс серосодержащей воды даже в сильнощелочные океанские воды.)

В настоящее время в мировом масштабе скрубберы установлены менее чем на 1% судов, и аналитики отрасли предсказывают, что этот показатель вряд ли превысит 25% к 2020 году. С учетом этого, а также принимая во внимание финансовые вызовы, нефтепереработчики предполагают, что, прежде чем вкладываться в скрубберы, судовладельцы будут ожидать возможных масштабных альтернативных решений со стороны нефтеперерабатывающих компаний.

Сжиженный природный газ

Применение сжиженного природного газа (СПГ) в качестве судового топлива обладает рядом преимуществ: СПГ имеет нулевые выбросы и более низкую цену по сравнению с ВСМ. Однако реализация этого варианта потребует существенных инвестиций со стороны не только судовладельцев, но и некоторых портовых властей. Придется переоборудовать судовые двигатели на СПГ и построить или расширить терминалы СПГ.

Судовладельцы могут повысить суточные тарифы для возмещения своих инвестиций, однако такая стратегия не лишена своих сложностей. Помимо слабых экономических результатов перевозок, использование таких судов может означать упущенную выгоду для транспортных компаний: емкости СПГ занимают гораздо больше места, чем баки для других видов бункерного топлива, и оставляют меньше пространства для полезного груза. Кроме того, фрахт таких судов будет неприемлем для перевозчиков, которые пользуются небольшими портами, не имеющими терминалов СПГ.

Переход на СПГ ударит непосредственно по НПЗ, поскольку сохранит низкий спрос на ВСМ, однако препятствия при реализации этого варианта делают его менее вероятным, особенно в плане противодействия дестабилизации, которая может начаться ближе к 2020 году.

Соблюдение норматива ИМО в индустрии морских перевозок

Крупнейшие морские перевозчики объединились в отраслевую группу, известную под названием Trident Alliance, с целью поддержки устойчивого и прозрачного соблюдения новых норм ИМО. Хотя мы ожидаем некоторого несоблюдения норм, особенно на начальном этапе, поскольку некоторые перевозчики продолжают использовать ВСМ без скрубберов, большинство транспортных компаний подчинятся новым правилам. ИМО планирует применять строгие процедуры для обеспечения соблюдения норм, в том числе отбор проб мазута и использование вертолетов для проверки выбросов дымовых газов действующими судами. Обсуждаются суровые наказания вплоть до полного запрета выхода судов на определенные морские линии. Это риск, на который большинство перевозчиков не пойдут.

Дистилляты в качестве топлива

Средние дистилляты, использующиеся в качестве автомобильного топлива, стали ключевым решением в 2015 году, когда ИМО установила низкий предел содержания серы для зон эмиссионного контроля (зоны пониженных выбросов вдоль побережья Северной Америки и в Западной Европе). Согласно некоторым исследованиям, дистилляты могли бы стать приоритетным выбором для судовладельцев и перевозчиков и на этот раз, однако мы не согласны с таким утверждением по двум причинам:

  • Норматив ИМО распространяется на все открытые воды. Использование в качестве топлива одних только дистиллятов, естественно, будет очень затратным для перевозчиков, а рост спроса еще больше повысит цену.
  • Переход на дистилляты потребует от судовладельцев капитальных затрат для обеспечения совместимости мазутных двигателей с менее вязкими дистиллятами.

Дистилляты могут использоваться некоторыми судовладельцами и перевозчиками, которые планируют соблюдать норматив ИМО, но они вряд ли станут единственным или первоочередным вариантом.

Как выиграть?

Мы полагаем, что, в отсутствие привлекательных вариантов, судовладельцы не будут спешить с инвестициями, оставляя нефтепереработчикам ряд возможностей для повышения рентабельности в краткосрочной и среднесрочной перспективе.

Влияние на бензиновые НПЗ

Согласно Модели мировой нефтепереработки BCG (BCG’s Global Refining Model), дестабилизация негативно отразится на чисто бензиновых НПЗ, использующих установки каталитического флюид-крекинга и реакторы реформинга. Для удовлетворения спроса НПЗ, которые могут перерабатывать нефтяные остатки и производить дистилляты, будут неизбежно использовать установки замедленного коксования для совместного производства бензина и дистиллятов. Бензиновые НПЗ попытаются сократить дополнительное производство бензина за счет эксплуатации установок каталитического флюид-крекинга с меньшей степенью загрузки. Несмотря на это, увеличение объема предложения приведет к дальнейшему падению цен на рынках, где цены на бензин уже снижаются из‑за избытка предложения. Двумя такими рынками являются Северная Америка и Европа.

Создание удовлетворяющих требованиям топливных смесей путем оптимизации НПЗ

Использование дистиллятов обычно является наиболее дорогостоящим способом получения «нормативного» топлива. В результате такие продукты окажутся малозначащими в плане формирования цены на «нормативное» топливо. НПЗ, использующие потоки промежуточных остатков, таких как гидроочищенный вакуумный газойль, извлекут выгоду за счет продаж по более высокой цене при более низких затратах, чем НПЗ, которые используют дистилляты.

Инвестиции в установки сероочистки остатков

Инвестиции в установки сероочистки — привлекательный для нефтепереработчиков вариант. МСМ, который может служить топливом, удовлетворяющим нормативу ИМО, к 2020 году будет оцениваться с существенной премией. Нефтеперерабатывающие компании также могут рассмотреть инвестиции в установки коксования и гидрокрекинга. Однако капитальные затраты на установки сероочистки остатков несколько ниже и предоставляют большую гибкость: при значительных ценовых дифференциалах между легкими и тяжелыми нефтепродуктами установки сероочистки могут выдать больший объем дистиллятов для максимизации прибыли; и наоборот, когда дифференциал невелик эти установки могут работать как реакторы гидроочистки мазута, производя «нормативное» топливо.

Наряду с достоинствами есть и недостатки. Хотя установка сероочистки дешевле установки коксования или гидрокрекинга, ее стоимость все же высока и составляет примерно $900 миллионов. Кроме того, прибыльность нефтепереработки весьма волатильна, а сроки ввода этих установок в эксплуатацию могут достигать пяти лет. Чтобы быть готовым к 2020 году, проекты необходимо запускать уже сейчас.

Тем не менее нефтепереработчики могут инвестировать меньшие средства во вспомогательные установки, такие как установки десульфуризации и аминовой очистки газа. Дело в том, что эти установки повышают мощность НПЗ по удалению серы из продуктов переработки, требуют меньших капиталовложений и вводятся в эксплуатацию в более короткие сроки, обеспечивая очень высокую рентабельность в период дестабилизации.

Партнерство с судовладельцами

Еще одной возможностью может стать партнерство с судовладельцами. Нефтепереработчики и судовладельцы могли бы заключить, например, закупочные соглашения, в рамках которых нефтепереработчики соинвестируют в скрубберы, обеспечивают гарантированные продажи своего ВСМ и снижают объем инвестиций для судовладельца. Соглашения такого рода уже изучаются. Например, Wärtsilä, компания-производитель судового оборудования, недавно предложила судовладельцам вариант возмещения стоимости скрубберов путем выплаты премии сверх цены ВСМ.

Оптимизация портфеля активов

Нефтеперерабатывающим компаниям следует оптимизировать свои портфели активов в ожидании и в течение периода дестабилизации. Им стоит рассмотреть продажу малоэффективных и неинтегрированных активов либо, при отсутствии покупателей, вывод этих активов из эксплуатации и переоборудование, например, в хранилища. Нефтепереработчики, производящие большую долю ВСМ или небольшую долю дистиллятов, могут повысить свою эффективность и маржу переработки путем оптимизации активов.

Норматив ИМО может вызвать значительную дестабилизацию в мировой нефтеперерабатывающей промышленности. Нефтеперерабатывающим компаниям следует тщательно изучить потенциальные последствия ввода новых норм на содержание серы, провести сценарный анализ для полного понимания масштаба потенциального влияния и предпринять соответствующие действия. Такой анализ лучше выполнить задолго до 2020 года. Благодаря заблаговременным действиям нефтепереработчики смогут повысить свои шансы избежать потерь и максимизировать прибыль.

www.cdu.ru

Мировая Нефть - Переработка

НЕФТЬ

 

В 1998 г. отмечено некоторое увеличение мощностей нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) и введение в эксплуатацию ряда крупных предприятий. Начали работать НПЗ компании Indian Oil Corp. мощностью 6 млн т/год (Панипат, Индия), компании Bharat Petroleum Corp. мощностью 3 млн т/год (Нумалигарх, Индия), компании Trans-American Refining Corp. мощностью 10 млн т/год (Норко, США, штат Луизиана), расширен НПЗ компании Petronas (Мелака, Малайзия). Были закрыты два небольших НПЗ, принадлежавшие компаниям Mobil Oil Barbados Ltd. (завод в г.Бриджтаун на о.Барбадос, мощностью 200 тыс. т/год;) и Equilon Enterprises LLC (в американском городе Одесса, шт.Техас, мощностью 1.4 млн т/год).

Всего в мире на 1.01.1999 г. насчитывалось 755 НПЗ; годом раньше их было 696. При этом суммарные мощности всех НПЗ возросли незначительно (табл.1.11). Увеличение числа НПЗ было связано не столько со строительством новых объектов, сколько с уточнением статистических данных, в частности, по нефтеперерабатывающей промышленности Китая.

Таким образом, в мире происходит постоянное наращивание перерабатывающих мощностей, что соответствует глобальным тенденциям увеличения потребления нефтепродуктов и в производственных целях, и в быту. Из таблицы 1.13 видно, как АТР сначала обогнал по суммарной мощности НПЗ Европу, а затем практически сравнялся и с Северной Америкой. Номинальная мощность всех НПЗ бывшего СССР (СНГ и страны Балтии) британскими статистиками определена в 12.4% мировой. Несколько ниже оценили ее их американские коллеги: 487.4 млн т/год, или 12.1%. Однако фактическая «вооруженность» перерабатывающих мощностей постсоветских государств гораздо ниже, поскольку зарубежные экономисты не учитывали физический и моральный износ оборудования. По нашей оценке, суммарная мощность российских НПЗ составляет около 310 млн т/год.

 

Таблица 1.11

Динамика производственных мощностей

нефтеперерабатывающей промышленности различных регионов мира

(на 1 января соответствующего года), млн т/год

 

Обеспечение энергетических нужд российского Дальнего Востока оказалось в последние годы в центре внимания общественности, поэтому остановимся подробнее на положении с обеспечением этого региона собственными нефтепродуктами. Потребности Дальневосточного региона обеспечиваются двумя НПЗ: Хабаровским («СИДАНКО»; эффективная мощность переработки 4.7 млн т/год) и Комсомольским («Роснефть»; 5.4 млн т). В течение 90-х годов отмечалось постоянное падение объемов производства: если в 1991 г. суммарное количество нефти, переработанной на обоих НПЗ, составляло 10.1 млн т, то в 1997 г. – 3.2 млн т, то есть снизилось более чем втрое. (В 1998 г. объемы переработки на дальневосточных НПЗ возросли примерно на 20%). Если построенный в 1950 г. Хабаровский НПЗ обеспечивает относительно высокую степень переработки (70.8%), то устаревший Комсомольский НПЗ, строительство которого началось еще в 1935 г., находится по этому показателю на одном из последних мест в России – 54%. В 1997 г. началась реконструкция предприятия, две первых очереди которой обойдутся в 700 млн дол. Реконструкция предусматривает не только увеличение объемов переработки до 6 млн т/год, но и повышение глубины переработки до 81%, а также организацию выпуска высококачественных нефтепродуктов, в частности – дизельного топлива с содержанием серы не выше 0.05%; производство светлых продуктов в 2002 г. должно составить не менее 4.9 млн т. Между тем потребность регионального рынка только в бензине и дизельном топливе определяется почти в 8 млн т. Недостаток отечественных нефтепродуктов восполняется и будет в ближайшие годы восполняться за счет импорта – главным образом из Китая, Южной Кореи и Японии. Это представляется тем более вероятным, что потребность в сырье для переработки лишь частично (около 5 млн т/год) удастся удовлетворить за счет местной сахалинской нефти, а недостающее сырье будет поставляться железнодорожным транспортом из Западной Сибири. Транспортные тарифы уже в 1998 г. достигли 55 дол. за 1 т, так что запланированное строительство одного-двух новых заводов в Приморском крае возможно только при условии развития нефтедобычи на Сахалинском шельфе.

Самой значительной долей в мировой нефтепереработке владеют США. Мощность американских НПЗ превосходит суммарную мощность всех перерабатывающих установок зарубежной Европы. Промышленно развитые страны, кроме Японии, на порядок уступают Соединенным Штатам (табл.1.12).

 

Таблица 1.12

Суммарные производственные мощности НПЗ (атмосферная дистилляция) ведущих нефтеперерабатывающих стран в 1998-1999 гг. (на 1 января соответствующего года), млн т/год

 

Крупнейшие нефтеперерабатывающие предприятия мира – заводы (в скобках – мощность, млн т/год; компания-владелец) южнокорейские Ульсан (40.85; SK Corporation), Йосу (31.7; LG–Caltex), Онсан (25.0; Ssangyong Oil Refining Co.Ltd.), венесуэльский Худибана-Фалькон (28.55; Paraguana Refining Center), российские Омский (28.3; «Сибнефть»), Ангарский (22.0; «СИДАНКО»), Кстовский (21.9; «НОРСИ–Ойл»), Сент-Круа на Виргинских островах (27.25; Hess Oil Virgin Islands Corp.), американские Батон-Руж (23.6; Exxon Corp.), Бейтаун (23.25; Exxon Corp.), Тексас-Сити (21.85; Amoco Oil Corp.), Уайтинг (20.5; Amoco Oil Corp.), кувейтский Мина-Эль-Ахмади (21.7; Kuwait National Petroleum Co.), иранский Абадан (21.4; National Iranian Oil Co.) и сингапурский НПЗ (20; Shell Eastern Petroleum Ltd.).

В группе крупнейших нефтеперерабатывающих компаний мира в 1998 г. произошли минимальные изменения. Ведущие места сохранили (в скобках – суммарные мощности переработки на 1.01.1999 г., млн т) Royal Dutch/Shell (216.4), Exxon Corp. (176.6), Petroleos de Venezuela (132.7), китайская Sinopec (124.2), Mobil Corp. (105.3), Saudi Aramco (98.3), British Petroleum Corp. (90.7), Petroleo Brasileiro (88.6), China National Petroleum Corp. (88.1), Petroleos Mexicanos (83.1).

Основной объем нефти по-прежнему перерабатывается по технологии прямой перегонки (вакуумной дистилляци). Передовые технологии (каталитический крекинг и риформинг, каталитический гидрокрекинг) применяются на НПЗ Северной Америки, Западной Европы и некоторых стран АТР. В США уже в течение десятилетия около 40% сырца перерабатывается в процессах каталитического крекинга и гидрокрекинга, около 30% – каталитического риформинга и алкилирования; в странах Европейского Союза доля этих технологических процессов заметно ниже: около 20 и 17%; еще ниже – в странах АТР, где масштабный переход к современным технологиям начался только в 1994-1995 гг.: доля этих технологий в 1998 г. – соответственно, 17% и 11%.

Необходимо особо отметить высокую степень использования перерабатывающих мощностей крупнейшими нефтяными компаниями. В 1998 г. Royal Dutch/Shell использовала мощности атмосферной дистилляции на своих заводах на 97% (в 1997 г. использование было стопроцентным), BP Amoco – на 94% (в 1997 г. – 96%), Mobil – на 94% (94%), Texaco – на 92% (95%), Exxon – на 90% (92%), Chevron – на 86% (91%). В странах бывшего СССР перерабатывающие мощности используются в среднем на 45%.

В перерабатывающей промышленности, несмотря на локальные кризисные явления, продолжается глобальное наращивание мощностей. До 2003 г. предполагается построить 16 новых НПЗ общей мощностью первичной переработки около 100 млн т/год, из которых около 80 млн т – в странах АТР. Кроме того, будет существенно расширено 24 предприятия (7 – в АТР и 10 – на Американском континенте). Суммарный прирост мощностей на этих 24 предприятиях составит около 85 млн т/год. Самые крупные НПЗ намечено построить в Индии: в г.Джамнагар (22.5 млн т/год), в городах Нагапатнам, Вадинар и в штате Орисса (по 90 млн т/год каждый). Новый НПЗ мощностью 70 млн т/год должен войти в строй в 2000 г. на Тайване. Расширение производства планируется на нефтеперерабатывающих предприятиях Сингапура (до 23.5 млн т/год), ОАЭ (в г.Рувайс – до 20 млн т/год), Китая (в г.Маомин – до 13.5 млн т/год, в г.Цилу – до 14, в городах Сяохуо и Чжэнхае – до 12 млн т/год на каждом), США (Дир-Парк и Порт-Артур в шт.Техас – до 17 и 14 млн т/год, соответственно; Линден в шт.Нью-Джерси – до 14.5 млн т/год), Австрии (Швехат – до 11.25 млн т/год), Венесуэлы и других стран.

На показателях нефтеперерабатывающей промышленности России сказался экономический кризис второй половины 1998 г. Нефти было переработано меньше, чем в предыдущем году (табл.1.17). Загрузка перерабатывающих мощностей на отечественных НПЗ составила менее 50%. Производство автомобильного бензина составило 90.9% от уровня 1997 г., авиационного керосина – 87.7%, дизельного топлива – 93.9%, топочного мазута – 87.9%. Данные о производственной деятельности российских перерабатывающих компаний приводятся в табл.1.13.

Таблица 1.13

Первичная переработка нефти и производство основных видов нефтепродуктов российскими компаниями в 1998 г., млн т

 

Некоторые из перечисленных в таблице компаний владеют всего одним крупным перерабатывающим предприятием; так, у «КомиТЭК» это – Ухтинский НПЗ, у «СИБНЕФТИ» – Омский НПЗ, у «ТНК» – Рязанский НПЗ, у «Сургутнефтегаза» – НПЗ «Киришинефтеоргсинтез», у «ОНАКО» – НПЗ «Орскнефтеоргсинтез». Но крупнейшие отечественные компании располагают несколькими НПЗ, нередко в разных районах страны, что позволяет им диверсифицировать выпуск продукции. Это «ЛУКОЙЛ» с заводами в Волгограде и Перми, «ЮКОС» – в Самаре и Новокуйбышевске, «Роснефть» – в Туапсе, Краснодаре, Комсомольске, Перми и Москве, «СИДАНКО» – в Ангарске и Хабаровске.

worldoil.ucoz.ru

Некоторые тенденции развития мировой переработки нефти

из "Глубокая переработка нефти"

Создание новых мощностей продолжает осуществляться практически только в странах Азиатско-Тихоокеанского региона. [c.32] Основным направлением модернизации действующих НПЗ в США и Западной Европе является освоение технологий получения экологически чистых моторных топлив (реформулированных бензинов и малосернистых дизельных топлив). [c.32] В настоящее время мировая нефтепереработка располагает углубляющими процессами общей мощностью около 1 млрд/т год. [c.32] Подобные процессы находятся в стадии разработки, и по отдельным из них осуществляется строительство первых промышленных установок. Также разрабатываются схемы, предусматривающие сочетание процессов деасфальтизации остатков растворителем с замедленным коксованием, что позволяет повысить выход жидких продуктов и снизить выход кокса. [c.33] Основным углубляющим процессом на период до 2010 г. останется, по-видимому, каталитический крекинг вакуумных дистиллятов однако по мере углубления переработки для загрузки этого процесса потребуется вовлечение все более тяжелого сырья, вплоть до мазутов и гудронов (после их соответствующей подготовки), а также газойлей вторичного происхождения. [c.33] Все более широкое применение в промышленности находит процесс гидрокрекинга, обеспечивающий более высокие выходы моторных топлив по сравнению с каталитическим крекингом, а сочетание процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга позволит создать оптимальные схемы переработки нефти с максимальным выходом и требуемым ассортиментом моторных топлив. [c.33] В настоящее время объем производства моторных топлив в США, Канаде, ФРГ составляет 65-70% на нефть. В ряде стран Западной Европы и в Японии эта величина достигает 55-60%. В России выход моторных топлив составляет около 50% на переработанную нефть, а после реализации программы модернизации НПЗ их доля увеличится до 55%. [c.33] Наряду с развитием процесса каталитического риформинга на НПЗ России необходимо внедрение процессов изомеризации легких бензиновых фракций, производства алкилатов, которые должны стать ключевыми компонентами бензинов будущего на новом этапе развития Н ПЗ, а также процессов полимеризации и олигомеризации легких олефинов — газов крекинга, позволяющих получать дополнительное количество высокооктановых компонентов, не содержащих ароматику, и более рационально использовать газы нефтепереработки. Одновременно предстоит увеличить масштабы производства высокооктановых добавок-оксигенатов, т. е. эфиров и спиртов. Здесь первоочередного внимания заслуживает разработка и внедрение диизопропилового эфира (ДИПЭ), который не уступает по эффективности другим эфирам и для производства которого не нужен метанол, а используется более доступное и дешевое сырье — пропилен и вода. В перспективе будет, по-види-мому, изменяться и соотношение между объемами производства автобензина и дизельного топлива. [c.34] Дизелизация автопарка дает экономию топлива на 15-25% с одновременным снижением выбросов вредных веществ по сравнению с бензиновыми двигателями. [c.34] Тенденция роста потребления дизельного топлива по отношению к бензину проявляется в большинстве стран мира. Это соотношение в настоящее время составляет в среднем около 0,6 при этом в США — 0,43-0,55, в Канаде — 0,8-0,9, в странах Западной Европы — 1,4-1,7. [c.34] В нашей стране в 80-е годы были приняты решения о развитии дизелизации автопарка, переводе производства грузовиков ЗИЛа и ГАЗа на выпуск дизельных автомобилей, намечалось довести долю грузооборота дизельными автомобилями до 70-75%, что потребовало бы увеличить в балансе производства моторных топлив соотношение объема дизельного топлива к автобензину до 1,8-2,0. [c.34] Ожидаемое снижение указанного показателя в процессе реализации программы модернизации НПЗ России до 1,5 определяется принятыми в программе соотношениями развития процессов каталитического крекинга и гидрокрекинга, при которых мощности возрастут по каталитическому крекингу — от 17,6 до 30,8, а по гидрокрекингу — от 0,6 до 11,7 млн т в год. [c.34] Основными направлениями увеличения производства дизельного тэплива на перспективу следует рассматривать повыщение масштабов Енедрения процессов гидрокрекинга, в том числе легкого гидрокрекинга. [c.35] Мировая практика подтверждает положение о том, что применение современных технологий переработки нефти более доступно и эффективно в составе НПЗ большой единичной мощности. [c.35] Средняя мощность одного НПЗ в мире составляет 5-6 млн т в год, но при этом в США и в странах Западной Европы почти 50% НПЗ имеют мощность более 10 млн т в год. Средняя мощность заводов России составляет 10-12 млн т в год. [c.35] В 90-е годы в России сооружено большое количество мини-НПЗ мощностью от 50 до 500 тыс. т/год, работающих по простой схеме атмосферная перегонка и последующее улучшение качества бензина с помощью присадок и добавок. Дизельное топливо, как правило, производится без гидроочистки, т. е. сернистое. Такое направление развития характерно только для России. Оно объясняется целым рядом географических и экономических факторов [24). [c.35] В условиях избыточных мощностей за последние годы произошло закрытие ряда убыточных НПЗ в США и в странах Западной Европы. Так, в США в середине девяностых годов закрыто 13 НПЗсредней мощностью 0,9 млн т и еще 35 НПЗ считаются потенциальными банкротами (также НПЗ малой мощности — 1-2 млн т в год), то есть заводы малой мощности являются менее перспективными и обладают меньшими шансами на выживание. При этом затраты на закрытие одного НПЗ оцениваются в 50-100 млн долл. Удельные капитальные вложения на строительство новых НПЗ со сложной технологией составляют 200-260 долл. на 1 т мощности таким образом, новый завод мощностью в 4-5 млн т в год требует затрат более одного миллиарда долларов. [c.35]

Вернуться к основной статье

chem21.info

Нефтепереработка

Главной особенностью этой отрасли является большой тер­риториальный разрыв между центрами добычи нефти и её переработки. Доля развивающихся стран не превышала 30% от всех мощностей НПЗ.

Лидирующее положение принадлежит США, вторым круп­ным регионом является Западная Европа, мощности НПЗ Япо­нии составляют около 200 млн. т. В промышленно разви­тых странах наблюдается тенденция сокращения мощностей НПЗ. Происходит сдвиг нефтепереработки в развивающиеся страны, прежде всего, в нефтедобывающие. Быстрыми темпами развивается нефтепере­рабатывающая промышленность в Саудовской Аравии, Вене­суэле и др. Крупнейшим центром нефтепереработки стал Сингапур, который занимает третье место в мире после Хьюстона и Роттердама; мощности его НПЗ (более 60 млн. т) сопоста­вимы с мощностями НПЗ Украины (56 млн. т). Самый круп­ный нефтеперерабатывающий завод располагается на Виргин­ских островах США (30 млн. т). С середины 80-х годов на­блюдается новое явление в нефтеперерабатывающей промыш­ленности - внедрение стран ОПЕК в эту отрасль развитых стран. Например, Саудовская Аравия в США владеет НПЗ, мощность которых превышает 30 млн. т, и имеет около 12 тыс. АЗС.

Размещение мощностей НПЗ по главным регионам мира (1996 г.)

Регион

Число НПЗ

Мощность, млн. т

Ближний и Средний Восток

49

307,4

Латинская Америка

80

319,3

Африка

44

140,4

Западная Европа

116

725,6

Азия (без Ближнего и Среднего Востока)

135

733,8

СНГ

56

503,0

Канада

23

92,4

США

169

767,7

Прочие

33

133,6

Всего

705

3723,2

Масштабы торговли нефтепродуктами в несколько раз мень­ше, чем сырой нефтью. Крупнейшими экспортерами нефтепро­дуктов являются, главным образом, развитые страны: Нидер­ланды, Италия и др. Часть нефтепродуктов в Западную Европу поступает из России.

Газовая промышленность

Природный газ является высокоэффективным, наиболее чистым в экологическом отношении видом топлива (в сравне­нии с нефтью и углем), использование которого непрерывно возрастает. Сферы применения газа те же, что и нефти. Ши­рокое потребление природного газа началось позднее других видов топлива, и связано это, в первую очередь, с трудностями его транспортировки и хранения. В начале века крупная добыча газа осуществлялась только в США, в других странах она была незначительной. Широкомасштабное исполь­зование природного газа началось в 50-е годы. С 1950 по 1995 гг. добыча газа возросла более чем в десять раз.

География запасов природного газа. Мировые доказанные запасы природного газа на 1997 г. составили 140,1 трлн. м3. В пересчете на условное топливо запасы газа приближаются к запасам нефти. Несмотря на широкое распро­странение газа на планете, основные доказанные запасы его сосредоточены в двух регионах: в странах СНГ и на Ближнем Востоке.

Доказанные запасы природного газа по главным регионам мира (1997 г.)

Регион

Запасы газа, трлн. м

Северная Америка

6,8

Латинская Америка

7,3

Западная Европа

5,4

Восточная Европа (включая бывший СССР)

55,9

Африка

9,7

Ближний и Средний Восток

45,1

Азиатско-Тихоокеанский регион

9,9

Всего

140,1

Запасы природного газа в ведущих странах в 1997 г. составили (трлн. м3): Россия - 47,6, Иран - 21,0, Абу-Да­би - 5,3, Саудовская Аравия - 5,2, США - 4,6, Венесуэ­ла - 3,7, Алжир - 3,6, Нигерия - 3,4, Ирак - 3,1, Кана­да - 2,2. Значительными ресурсами газа располага­ют Мексика, Ливия, Нигерия, из европейских стран Норвегия, Нидерланды, Великобритания, среди азиатских - можно назвать Индонезию, Китай. Все другие страны располагают незначительными запасами газа.

География добычи природного газа. Большая часть добычи осуществляется развитыми странами. Всего в мире в 1998 г. добыто 2,4 трлн. м3 газа, причем половина мировой добычи газа приходится на США и Россию. В ведущих странах на 1998 г. она составила (млрд. м3): Россия - 544, США - 523, Канада - 139, Нидерланды - 84, Великобритания - 66, Алжир - 57, Индонезия - 56, Саудовская Аравия - 36, Норвегия - 27, Иран - 27.

В России после некоторого уве­личения добычи в 1996 г. (601 млрд. м3) произошло снижение в 1998 г. на 9,5%. Страны Ближнего и Среднего Востока сосредоточивают более трети запасов природного газа мира, однако добыча его невелика, что объясняется трудностями транспортировки. Подводная добыча.составляет около 20% мировой, главными районами являются шельфы Мекси­канского (США), Персидского заливов и Северного моря.

Потребление природного газа. Разрыв между добычей и потреблением газа не столь характерен, как для нефтяной промышленности. Главными потребителями являются промышленно развитые страны. На мировой рынок поступает около 15% добываемого природного газа. Основная часть его (75%) транспортируется по газопроводам. США часть газа получают по газопроводам из Мексики и Канады, Норвегия почти весь добываемый газ экспортирует по морским газопроводам в Великобританию, ФРГ, Францию, Бель­гию. Великобритания весь добываемый газ потребляет сама. На Россию приходится более половины мирового экспорта газа. Западноевропейские страны с 1982г. получают газ по трубопроводу из Алжира, который проходит через Тунис, по дну Средиземного моря (около 250 км), затем через Сицилию к Генуе, откуда разветвляется к районам потребления. Его протяжённость 2,5 тыс. км. Осуществляется строительст­во газопровода из Алжира через Гибралтар в Испанию.

С открытием технологии сжижения природного газа и воз­можностью его транспортировки танкерами-метановозами на­чалась,революция в газовой промышленности. Доля сжиженного газа в мировой торговле составляет пока лишь 25%, но будет расти. В настоящее время природный газ в сжиженном виде экспортируют Индонезия, Алжир, Малайзия, Бруней, Австралия, ОАЭ, Ливия, США (Аляска), однако ведущее положение принадлежит Индонезии, ее доля от всей торговли сжиженным газом составляет около 40%. Главными импортерами его являются Япония (более 60% сжиженного природного газа), Франция, Испания, Бельгия, Южная Корея, Тайвань, США, Италия. Такой способ транс­портировки открывает большие перспективы для развивающих­ся стран, прежде всего для стран Ближнего и Среднего Востока, располагающих ресурсами газа.

studfiles.net

НЕФТЬ: ПЕРЕРАБОТКА ВЫСОКОГО КЛАССА

Нефть, углеводороды…Падение цен на них больно ударило по всей экономике России. Как реорганизовать переработку этого важнейшего сырья, и на какой базе, чтобы не «сидеть на игле»и получать высококачественные бензины, полимеры, масла, смазки и другие продуктов высоких переделов.

 

Владимир Капустин,генеральный директор ОАО «ВНИПИнефть» , заведующий кафедрой «Технология переработки нефти» РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, доктор технических наук, профессор.

— Владимир Михайлович, какие на ваш взгляд наиболее важные, требующие скорейшего решения, проблемы отрасли? Можно ли ситуацию изменить кардинально и к лучшему, чтобы экономика страны не зависила от мировых цен на нефть?

— Избавиться от влияния мировых цен на нефть и газ, определяющих развитие энергетики и мирового хозяйства в целом, ещё никому не удавалось. Думаю, что в ближайшей перспективе биржи будут сильно зависеть от этого. Однако, снизить их воздействие на экономику, и значительно, можно. Отечественным ведомствам и компаниям следует только кое-что поправить в работе нашей нефтепереработки и нефтехимии, так, чтобы они шли в сторону повышения эффективности продукции высоких переделов. Даже при резко обострившихся проблемах, связанных с санкциями и падением рубля, 2014 год, по сравнению с 2013, был для страны не таким уж плохим. И хотя в 2015 году картина несколько иная, ситуация резко изменилась, но всё говорит о том, что она тоже не стала губительной.

А значит, у правительства, российских компаний есть все возможности перестроиться. Остановлюсь на ключевых моментах. Первый момент – это ситуация, которая сложилась в нефтепереработке. Я говорю «в нефтепереработке», потому что нефтепереработка является частью нефтехимии. И, на мой взгляд, справедливо, что в Российской академии наук нет отделения нефтепереработки, а есть направление по нефтехимии. Считаю, что это две важнейшие отрасли, одна переходит в другую. Каждый день (на телеэкранах) мы видим, наряду с соотношением доллара к рублю и евро к рублю, сколько стоит нефть – сложная смесь углеводородов. Хотя нас пытаются убедить, что наша страна не «на игле», – она всё-таки «на игле».

Если вы еженедельно смотрите эти телевизионные картинки, то видите: скакнула нефть вверх – рубль поднялся вверх, скакнула нефть вниз – рубль установил очередной максимум в падении. Поэтому крайне остро стоит вопрос – нефть перерабатывать или посылать на экспорт, делать нефтехимические продукты в России или посылать сырьё за рубеж и оттуда привозить нефтехимические продукты. Думая об этом, мы, по существу, обсуждаем программы, наработанные ещё в 2010 году под руководством И.И. Сечина (тогда вице-премьера правительства РФ) и С.И. Кудряшова (тогда заместителем министра энергетики РФ, курировавшего вопросы российского нефтегазового комплекса). Первая – намечена до 2020 года по нефтепереработке. Вторая – до 2030- 2035 годов по нефтехимии. Отмечу, что в 2015 году прошло пять лет. И пять лет осталось до завершения программы по нефтепереработке. Подчеркну первый большой успех: нефтепереработчики РФ заданные в ней показатели качества бензинов и дизтоплива выполнили. Все перешли на пятый класс по нефтепродуктам. (Российские СМИ часто Евро-5 и класс 5-й принимают за одно и то же, а это не совсем так. Бензины 5-го класса могут иметь любое октановое число, вплоть до 76-го, а «Евро-5» имеет только 95). Только 5-й класс будет введён с 1 июля 2016 года по решению правительства РФ.

— А чего удалось достигнуть в области технологий, имея в виду качество?

— В 1990 году у нас практически все технологии в области качества нефтепродуктов были российскими. А когда мы подошли к 2010 году, то практически все технологии стали западными. Что же касается 2015 года, то мы решили вопрос с качеством. Помимо этого, у нас вновь имеется целый ряд конкурентоспособных российских технологий. Например, технология изомеризации легкой бензиновой фракции, созданная А.Шакуном из Краснодара, является одной из лучших в мире, позволяя выпускать вы- сокооктановый экологически чистый бензин. Эта технология в нашей стране работает уже на двенадцати НПЗ, вышла на мировой уровень, её закупает и Китай, и Румыния, есть целый ряд интересных предложений из Америки.

Вот ярчайший пример того, как за короткий срок можно выйти на мировой уровень (причём это не пробирки, не опытно-промышленные установки – это промышленные установки). И таких примеров можно привести много. В нефтепереработке есть интересные коллективы, которые работают над созданием конкурентоспособных технологий.

— Тем не менее проблема №1 в нефтепереработке – проблема глубины переработки остается?

— К сожалению, никакими постановлениями, совещаниями или заседаниями сдвинуть этот вопрос с мертвой точки пока не представляется возможным. Министерство энергетики РФ отрапортовал, что, по сравнению с прошлым годом, глубина переработки увеличилась на целых полтора процента, – увеличилась с 71% до 72,5%. Что такое 72,5%? Это означает, что выпускается мазута 27,5%, который стоит гораздо ниже. Однако нам есть куда идти, благодаря созданной технологии гидроконверсии гудрона. Владеет данной технологией Институт нефтехимического синтеза имени А.В. Топчиева РАН (его возглавляет академик С.Н Хаджиев).

Хочу подчеркнуть, что на сегодняшний день СВИПИНефть и ИНХС АН РФ уже закончили проектную и ведём рабочую документацию. Запуск намечен в 2017 году в ТАНЕКО, Нижневартовске. Благодаря компании ТАТНефть (генеральный директор Н.У. Маганов) создаётся промышленная установка мирового уровня по переработке гудрона на нанокатализаторах. Очень важно поддержать специалистов. Ведь благодаря новым разработками и подходам учёных, теперь из гудрона получаются одни жидкие продукты. На деле это означает, что проблема с твёрдыми продуктами, – которые всё равно получаются в процессе переработки нефти, – решена.

Только представьте, что в гудрон – совершенно тяжёлую вязкую жидкость – добавляют 5% жидкого катализатора, и в результате все эти тяжёлые вещества превращаются в светлые нефтепродукты. Несомненно, это революция. Таким образом, можно говорить о том, что в настоящее время мы сможем практически всю нефть переработать в светлые нефтепродукты. Подобные технологии осваивают в американской компании «UOP», итальянской компании «Eni». Работы идут одновременно, и Министерству энергетики надо поддерживать российскую технологию. Хотелось бы отметить ещё одно очень важное событие в отечественной нефтепереработке и нефтехимии, а именно проект новейшей катализаторной фабрики в Омске. Невозможно переоценить пользу от данного предприятия…

В настоящий момент ВНИПИнефть совместно с Газпромнефть завершили работу над его технико-экономическим обоснованием, проект одобрен инвестиционным комитетом компании. Это же 21 000 тонн катализатора… Теперь, практически, мы можем утверждать, что в области нефтепереработки у нас в скором времени будет катали- затор мирового уровня. Помимо этого, строится установка гидроочистки дизельного топлива, в Ангарске —  самая крупная в Европе. Планируется, что она будет давать «Евро-5» для дизельного топлива.

— А идея с кластерами? Как она реализуется сегодня?

— С моей точки зрения, идея с кластерами не задалась. Ну, ничего страшного, 2035 год ещё далеко, так что можно всё опять начинать с нуля. Сегодня мы сжигаем этан в огромных количествах. Почему за рубежом так сильно любят российский газ? А потому, что в газе содержится промышленное количество этана, и в Европе на этане создают этиленовое производство. А у нас этилен, в основном, производят из бензина (это при том, что из этана выход этилена 95%).

Не случайно академик А.Э. Конторович, выступая на разных заседаниях, постоянно говорит, что если в течение десяти лет мы не построим этиленовых производств из этана, то окончательно его сожжём. Наверное, у государства не хватает возможностей, чтобы эту беду остановить… А выход в быстром выстраивании кластеров. Сегодня активная жизнь идёт в двух из них. Первой я бы назвал «СИБУР» – это прекрасно организованная в плане инвестиций компания, где делается большое дело по созданию своего нефтехимического комплекса.

— Но многие специалистов волнует, что «Сибур» нанимает западные технологии, отдает строительство западным фирмам, и на свои компании не смотрит…

— Справедливости ради надо сказать, что это не совсем так. «Сибур» тут не одинок. По такому же пути идёт и «Газпромнефть»: компания очень хорошо занимается инвестициями, и тоже отдаёт проекты «под ключ» иностранным компаниям. Правда, мне представляется несправедливым, что сегодня, при наличии массы российских технологий, когда надо все замещать, по возможности, на российское, – что «Linde» и другим компаниям отданы работы «под ключ». Несправедливо, что зарубежные коллеги выбирают из российских компаний – кого взять на проектные работы, кого – на строительство, а кого – на поставку оборудования. Тем не менее, я бы не стал компанию за это остро критиковать, так как российский инжиниринг только недавно встал на ноги. Второй комплекс, который, как я считаю, должен быть немедленно достроен (стройка, к сожалению, тянется с 90-х годов) Это производство этилена и полиэтилена. Он до сих пор «достраивается». Руководство осуществляет Газпром.

Также проект отдан иностранным компаниям «под ключ». ОАО ВНИПИнефть готово довести проект до конца и просит денег в десять раз меньше. Но нас не слушают. Проводятся совещания, заседания… На мой взгляд, очень важно, что начался комплекс работ по Амурскому газохимическому комбинату. Надеюсь, что он будет строиться более активно, нежели производства в других кластерах.

— Как же сегодня, на ваш взгляд, должна развиваться нефтехимия в целом?

— Что касается развития нефтехимии в целом, то считаю, что она должна стать химией №1. Почему? Потому что нефтехимия может реально вытащить промышленность и экономику страны на более высокий уровень, – если мы решим вопрос с этиленовым производством и реально воплотим в жизнь те кластеры, которые наметили создать. Очень важно, чтобы намеченные установки, проекты не замораживались, а строились, нужно, чтобы использовались по назначению вложенные в них инвестиции. Государство должно новым производствам помогать развиваться. Наши отраслевые ведомства – Министерство промышленности и торговли, Министерство энергетики – проводят огромное количество совещаний, по итогам которых принимается много замечательных и полезных постановлений, резолюций.

Когда все эти документы читаешь, думаешь: «Теперь уж мы точно в самом ближайшем будущем станем мировыми лидерами». Однако посмотрите, что же получается в реальности, чем озабочены все наши специалисты по нефтехимии: из имеющихся 15 000 000 тонн сырья мы имеем всего только 2,5 этиленового производства. Я считаю необходимым под- черкнуть: из 15 миллионов тонн! Нам негде перерабатывать свое сырьё. Более пяти лет назад была принята Стратегия развития химической и нефтехимической промышленности. Но за эти годы не построено ни одной установки. Почему? А потому, что для этиленовых производств необходима дорогостоящая инфраструктура, нужны большие деньги. Однако если наверху к химикам прислушаются, если власти начнут реально заботиться о строительстве намеченных кластеров, если кластеры будет запущены в эксплуатацию, то в ближайшие 5-7 лет можно будет говорить о том, что мы активно развиваем нефтехимическое производство и вновь становимся равноправными членами мирового нефтехимического сообщества.

Статью читайте в журнале «Химия и бизнес» № 5-6 (192)

© Химия и бизнес. Републикация информации только при указании на источник:журнал «Химия и бизнес» с активной ссылкой на сайт chembus.ru и статью журнала.

chembus.ru

Переработка нефти в 2014 году по странам и ее динамика с 1980 года

Растёт конкуренция за активы, их становится всё меньше.Знаете, когда слоны в посудной лавке, тесно становится!Вагит Алекперов

После потребления нефти в 2014 году по странам и ее динамики — ее переработка в 2014 году и динамика с 1980 года.

На первом графике приведены данные за 2014 год по основным странам — переработчикам нефти (первые 10 стран). США продолжает оставаться лидером по переработке нефти в мире, Китай уже не так сильно отстает, оба лидера значительно оторвались от ближайшего конкурента — России. Индия как обычно обошла Японию. Из остальных стран можно отметить Иран, который перерабатывает большую часть добываемой нефти.

На втором графике приведена динамика потребления нефти с 1980 года по этим 10 странам. На графике хорошо виден провал переработки в США и Японии после энергетических кризисов 70-х, при этом рост переработки шел в Китае, России и Саудовской Аравии. После распада СССР началось падение переработки в России, при этом возобновился рост в Японии и США. Возобновление роста в России произошло только после кризиса 2008 года, чуть позже тоже самое стала делать и Саудовская Аравия.

В третьей таблице видно, что наибольший рост у Китая и Индии, более чем в 7 раз. Неплохо растут Южная Корея и Саудовская Аравия, примерно в 4 раза. Зато Германия и Япония перерабатывают теперь значительно меньше, также немного упали США и Россия. В целом доля ведущих 10 стран даже увеличилась в мире с 50 до 60%, за пределами Запада и БРИКС рост не столь значительный за счет недостаточного развития промышленности и недостатка запасов нефти.

Переработка нефти в 2014 году по странам, тыс. баррелей в день

Динамика переработки нефти с 1980 по 2014 год по странам, тыс. баррелей в день

Динамика переработки нефти с 1980 по 2014 год в мире, по странам, тыс. баррелей в день

По данным BP

Запись опубликована в рубрике Без рубрики с метками нефть, энергия. Добавьте в закладки постоянную ссылку.

www.ray-idaho.ru