ПРОСТАЯ И СЛОЖНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ. Последствия переработки нефти


Воздействие на атмосферный воздух при переработке и хранении нефти

Предприятия нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности оказывают заметное негативное влияние на состояние окружающей среды и, прежде всего, на атмосферный воздух, что обусловлено их деятельностью и сжиганием продуктов переработки нефти (моторных, котельных топлив и др. продукции).

По загрязнению воздушного бассейна нефтепереработка и нефтехимия занимают четвертое место среди других отраслей промышленности. В состав продуктов сгорания топлива входят такие загрязняющие вещества, как оксиды азота, серы и углерода, технический углерод, углеводороды, сероводород. В табл. 6.2 в качестве примера представлены данные о выделении в атмосферу вредных веществ на трех НПЗ разной мощности.

В процессах переработки углеводородных систем в атмосферу выбрасывается более 1500 тыс т/год вредных веществ. Из них (%): углеводородов — 78,8; оксидов серы — 15,5; оксидов азота — 1,8; оксидов углерода — 17,46; твердых веществ — 9,3. Выбросы твердых веществ, диоксида серы, оксида углерода, оксидов азота составляют до 98% суммарных выбросов от промышленных предприятий. Как показывает анализ состояния атмосферы, именно выбросы этих веществ в большинстве промышленных городов создают повышенный фон загрязнения.

Таблица 6.2

Содержание вредных веществ в выбросах НПЗ различной мощности

Величина безвозвратных потерь для отечественных предприятий составляет в среднем 1% от объема переработанной нефти. Безвозвратные потери нефти и нефтепродуктов по различным источникам на заводах с глубокой переработкой нефти составляют (в%):

  • потери углеводородов (включая сернистые соединения) за счет испарения — 63, в том числе: из резервуаров и емкостей для хранения нефти и нефтепродуктов (открытого типа с шатровой крышей) — 40; с поверхности сточной жидкости в нефтеловушках и различных прудах, с сооружений биологической очистки сточных вод, включая испарение из канализационных колодцев и открытых градирен — 19; при наливе в цистерны и при товарных операциях (на эстакадах открытого типа) — 1,3; прочие источники испарения, утечки через неплотности, пропуски через клапаны и воздушники на аппаратах, не подключенных к факельной линии и др. — 2,7;
  • потери на факелах (при отсутствии газгольдеров для улавливания факельного газа) — 17;
  • потери при сжигании кокса с катализаторов, от разливов и утечек в грунт, с газами разложения на АВТ и битумных установках, со шламами, глинами и т.д. — 19;
  • потери со сточными водами (до биологической очистки при содержании в них 75 мг/л нефтепродуктов) — 1.

Источники загрязнения атмосферы определяются путем проведения инвентаризации организованных и неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

Степень загрязнения атмосферы зависит от количества выбросов вредных веществ и их химического состава, а также во многом от характеристики самого источника выбросов — высоты источника над уровнем земли, скорости, объема и температуры газового выброса из устья трубы, размеров неорганизованного источника, расположения источника на заводской площадке и т.д. В соответствии с этим источники загрязнения атмосферы различаются по мощности выброса (мощные, крупные, мелкие), высоте выброса (низкие, средней высоты и высокие), температуре выходящих газов (нагретые, холодные). 

Различают также передвижные и стационарные, организованные и неорганизованные, точечные и площадные источники загрязнения. Особенностью предприятия как объекта природоохранных мероприятий является разнотипность и рассредоточенность источников выбросов. Специфическими источниками загрязнения атмосферы на предприятиях являются неорганизованные выбросы, испарение углеводородов при хранении и транспортировке нефти и нефтепродуктов, а также организованные выбросы, выделяющиеся при сжигании различных видов топлив и газов в трубчатых печах, на факельных установках, и отходящие газы регенерации с установок каталитического крекинга.

Несмотря на то, что факельные установки являются весьма значимым источником выбросов, они выполняют важные природоохранные функции. Факельные установки позволяют перевести вредные вещества в менее опасные.

Объемы сброса на факел на предприятиях составляет в среднем до 1% от перерабатываемой нефти. При этом 90% масс. суммарных сбросов на факел составляют углеводороды; 1,6% масс. – водород; 2,6% масс.- сероводород; остальное – водяной пар и азот. Преобладающая часть сероводорода поступает с углеводородными потоками, составляя их значительную часть.

Информация об источниках выбросов, их мощности, расположении, номенклатуре выбрасываемых вредных веществ с учетом климатических условий дает возможность оценить экологическую нагрузку в районе расположения производств. Необходимые данные могут быть получены в результате сбора информации о предельно допустимых выбросах (ПДВ).

Профиль производства, схема переработки, ассортимент выпускаемой продукции, системы очистки, характеристика технологических и вспомогательных производств, общие сведения о предприятии определяют его как источник загрязнения атмосферы. Различают организованные и неорганизованные источники выбросов загрязняющих веществ. Например, на Московском НПЗ имеется 167 организованных источников выбросов (дымовые трубы технологических печей, свеча для сжигания факельного газа, вентиляционные трубы производственных помещений), 132 неорганизованных стационарных источника. К неорганизованным источникам, через которые могут выделяться вредные вещества, на предприятии относятся:

  • резервуары, цистерны сливно-наливных эстакад, поверхности испарения очистных сооружений, неплотности запорной арматуры и фланцевых соединений технологических установок;
  • дефекты в арматуре и во фланцевых соединениях;
  • пропуски сальниковых устройств, предохранительных клапанов пробоотборных кранов, открытых постоянно действующих дренажей.

Кроме того, предприятию принадлежат более 100 передвижных источников загрязнения (автомашины с карбюраторными и дизельными двигателями). Из этих источников ежегодно в атмосферу завода, как рассчитано, может выделяться около 40 тыс т углеводородных примесей.

Для классификации технологических процессов с точки зрения их комбинированного вредного воздействия на окружающую среду учитывают суммарную токсичность выбросов. Количественным выражением суммарной токсичности выбросов является индекс суммарной токсичности Гз. Определение этой величины позволяет выявить приоритетность технологических производств по их экологической опасности.

Наиболее экологически опасными являются производства, связанные с ректификацией углеводородных систем – нефтей и тяжелых нефтяных остатков, очисткой масел с помощью ароматических веществ, получением элементной серы, и объекты очистных сооружений.

Защита атмосферы от физического загрязнения >

oblasti-ekologii.ru

Проблемы и пути развития глубокой переработки нефти в России - Бурение и Нефть

Журнал входит в перечень ВАК

(495) 979-13-33, (495) 971-65-84, (925) 384-93-11, (909) 670-44-09, тел./факс: (499) 613-93-17

Challenges and development trends of deeper oil conversion in Russia

E. CHERNYSHЕVA VNIPIneft, OJSC

В последние годы состояние и структура нефтепереработки в мире радикально изменились. Кувейт, Саудовская Аравия, Объединенные Арабские Эмираты, Китай, Индия активно строят и вводят в эксплуатацию все новые мощности по нефтепереработке и нефтехимии. Общей мировой тенденцией, наиболее ярко выраженной в промышленно развитых странах, стало ужесточение экологического законодательства, направленное на снижение вредных выбросов при сжигании топлив, а также на постоянный рост требований к качеству нефтепродуктов.

The author presents a detailed analysis of trends of Russian refining industry development at present and in the near term.

Экономический кризис крайне неблагоприятно сказался на развитии всей нефтепереработки в мире. Низкий уровень спроса оказался ключевым фактором, негативно повлиявшим на маржу отрасли в целом. И хотя мировой спрос постепенно восстанавливается, и мировая экономика медленно выходит из финансового кризиса, на отрасль продолжают оказывать влияние кризисные тенденции: снижение спроса и уменьшение цен на нефтепродукты, существенное увеличение их коммерческих запасов, ввод новых мощностей в Азии (прежде всего крупнейшего НПЗ в Индии). С 2003 до 2008 гг. мировая нефтепереработка переживала период взлета, сменившийся в настоящее время затяжным кризисом. В декабре 2009 – январе 2010 гг. мировая маржа нефтепереработки была близка к нулевой отметке. Спрос на дистилляты значительно упал и продолжает падать. Уровень загрузки НПЗ снизился до рекордно низких значений: в Европе до 70 – 75%, а в США – до рекордных 80%. Особенно трудно пришлось высокотехнологичным заводам, а также предприятиям, получающим прибыль за счет переработки дешевых высокосернистых сортов нефти в светлые нефтепродукты высокой стоимости: резкое сокращение ценового дифференциала между сортами нефти разного качества оказало дополнительное отрицательное влияние на результативность их деятельности. Низкий уровень прибыли в секторе переработки стал основной причиной падения показателей чистой прибыли в части «даунстрим» крупнейших международных нефтяных корпораций. Некоторые независимые нефтеперерабатывающие компании были вынуждены начать процедуру банкротства. В результате были ликвидированы мощности по переработке нефтяного сырья на 1,2 млн барр. в сутки. И полностью закрыты в мире 16 НПЗ – беспрецедентный случай. В результате экспорт нефти в Европу существенно сокращается, а нефтяные компании продолжают пересмотр инвестиционных программ в секторе переработки. Тем временем Китай активно расширяет свою нефтепереработку: в 2009 – 2010 гг. национальные компании – Sinopec, PetroChina и CNOOC – ввели в эксплуатацию пять новых и модернизированных НПЗ в Фуцзяне, Тьянине, Хойчжоу, Душаньцзы и Фушуне, увеличив совокупные перерабатывающие активы страны примерно на 900 тыс. барр. в сутки. В конце февраля 2009 г. компания Petrovietnam запустила в эксплуатацию первый во Вьетнаме НПЗ мощностью 145 тыс. барр. в сутки. Происходит существенное увеличение мощностей по производству нефтепродуктов в Африке (в Анголе, Египте, Ливии, Нигерии, Чаде, Южной Африке), в Центральной и Южной Америке (в Венесуэле, Колумбии, Никарагуа, Эквадоре), на Ближнем Востоке (в Иране, Ираке), а также в Азии (в Брунее, Вьетнаме, Индонезии, Китае, Малайзии, Монголии, Пакистане). Предполагалось, что ввод новых мощностей в Азиатско-Тихоокеанском регионе будет способствовать удовлетворению растущих потребностей внутреннего спроса этих стран, однако получился обратный эффект: дешевые нефтепродукты и продукты нефтехимии наводняют европейский рынок. Таким образом, наблюдается глобальное смещение нефтеперерабатывающих мощностей с запада на Восток, с Севера на Юг. Поскольку в Азии и на Ближнем Востоке появилось огромное количество новых НПЗ, то многие заводы в США также оказались под угрозой закрытия. Кроме этого, в США резко упал спрос на бензин, что нехарак-терно для данного региона, и активно проводится политика перехода на альтернативные источники энергии и использование этанола. Активная работа по переходу на переработку тяжелых канадских нефтей в США позволит им отказаться от части поставок нефти из стран Ближнего Востока и других регионов. Эти факторы повлияют на снижение цен на нефтяное сырье и приведут к уменьшению экспортного потенциала нефти России.Происходящие в настоящее время структурные изменения на мировом рынке химической и нефтехимической продукции, появление новых сильных игроков на традиционных рынках сбыта российской продукции серьезно усложняют позиции российских компаний в борьбе за рынки сбыта. Это относится к вопросам реализации и сырья, и продукции. Конкурентоспособна только высокотехнологичная и качественная продукция высокого уровня или, как это не парадоксально – дешевые полуфабрикаты. Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности России для удовлетворения потребностей внутреннего рынка и экспорта высококачественных, обладающих добавочной стоимостью нефтепродуктов вместо экспорта сырой нефти.

Россия пока в аутсайдерах

В настоящее время нефтепереработка России существенно отстает в своем развитии от промышленно развитых стран мира. Суммарная установленная мощность нефтепереработки в России на сегодняшний день 270 млн тонн год. В России в настоящее время действует 27 крупных НПЗ (мощностью от 3,0 до 19 млн тонн нефти в год) и около 200 мини-НПЗ. Часть из мини-НПЗ не имеют лицензий Ростехнадзора и не включены в Государственный реестр опасных производственных объектов. Правительством РФ решено: разработать регламент по ведению Минэнерго РФ реестра НПЗ в Российской Федерации, осуществить проверку мини-НПЗ на соответствие требованиям подключения НПЗ к магистральным нефтепроводам и/или нефтепродуктопроводам. Крупные же заводы России, в основном, имеют длительные сроки эксплуатации: количество предприятий, пущенных в эксплуатацию более 60 лет назад – максимальное (рис. 1).

Рис.1. Сроки эксплуатации российских НПЗ

Качество выпускаемых нефтепродуктов серьезным образом отстает от мирового. Доля бензинов, удовлетворяющих требованиям Евро 3,4, составляет 38% от всего объема выпускаемого бензина, а доля дизельного топлива, удовлетворяющего требованиям класса 4,5, всего лишь 18%. По предварительным оценкам, объем переработки нефти в 2010 г. составил около 236 млн тонн, при этом было произведено: бензина – 36,0 млн тонн, керосина – 8,5 млн тонн, дизтоплива – 69,0 млн тонн (рис. 2).

Рис. 2. Переработка нефти и производство основных нефтепродуктов в РФ, млн т. (без учета ОАО «Газпром»)

При этом объем переработки нефтяного сырья по сравнению с 2005 г. увеличился на 17%, что при весьма низкой глубине переработки нефти привело к выпуску значительного количества нефтепродуктов низкого качества, которые не востребованы на внутреннем рынке и поставляются на экспорт в качестве полуфабрикатов. Структура же производства продукции на российских НПЗ за предыдущие десять лет (2000 – 2010 гг.) практически не изменилась и серьезно отстает от мирового уровня. Доля выработки топочного мазута в России (28%) в несколько раз выше аналогичных показателей в мире – менее 5% в США, до 15% в Западной Европе. Качество автомобильных бензинов улучшается вслед за изменением структуры парка автомобилей в РФ. Доля выпуска низкооктановых автобензинов А-76(80) сократилась с 57% в 2000 г. до 17% в 2009 г. Увеличивается также количество малосернистого дизельного топлива. Вырабатываемый в России бензин в основном используется на внутреннем рынке (рис. 3).

Рис. 3. Производство и распределение топлива, млн т

При общем объеме экспорта дизельного топлива из России в дальнее зарубежье в количестве 38,6 млн тонн дизельное топливо класса Евро-5 составляет около 22% , т. е. остальные 78% – топливо, не соответствующее европейским требованиям. Оно реализуется, как правило, по более низким ценам или как полуфабрикат. При увеличении общего производства мазута за последние 10 лет резко возросла доля мазута, реализуемого на экспорт (в 2009 г. – 80% от всего произведенного мазута и более 40% от суммарного экспорта нефтепродуктов).К 2020 г. рыночная ниша по мазуту в Европе для российских производителей будет крайне мала, поскольку весь мазут будет преимущественно вторичного происхождения. Поставка в другие регионы крайне затратна из-за высокой транспортной составляющей. Вследствие неравномерного размещения предприятий отрасли (большинство НПЗ размещены в глубине страны) увеличиваются транспортные затраты. Технический уровень большинства НПЗ также не соответствует передовому мировому уровню. В российской нефтепереработке основными проблемами отрасли, после низкого качества получаемых нефтепродуктов, остаются низкая глубина переработки нефти – (в России – 72%, в Европе – 85%, в США – 96%), отсталая структура производства – минимум вторичных процессов, и недостаточный уровень процессов, улучшающих качество получаемых продуктов. Еще одна проблема – высокая степень износа основных фондов, и, как следствие, повышенный уровень энергопотребления. На российских НПЗ около половины всех печных агрегатов имеют КПД 50 – 60% при среднем показателе на зарубежных заводах – 90%.Значения Индекса Нельсона для основной массы российских НПЗ ниже среднего значения этого показателя в мире (4,4 против 6,7) (рис. 4). Максимальный индекс российских НПЗ – около 8, минимальный порядка 2, что связано с невысокой глубиной переработки нефти, недостаточным уровнем качества нефтепродуктов и технически устаревшим оборудованием.

Рис. 4. Индекс Нельсона на НПЗ в РФ

Наличие на НПЗ процессов прямой перегонки нефти и установок, улучшающих качество прямогонных фракций, позволяют получить глубину не более 60%, наличие процессов переработки вакуумного газойля увеличивает глубину переработки до 75 – 80% , и только переработка гудрона и тяжелых остатков вторичных процессов позволяет перейти рубеж в 85 – 90% (рис. 5). Модернизация при сегодняшнем уровне развития технологических процессов в России потребует колоссальных затрат.

Рис. 5. Изменение глубины переработки нефти

Из 27 российских НПЗ уже на 18 заводах есть углубляющие процессы. 10 лет назад таких заводов было 11, к 2008 г. стало 16. Перейти рубеж в 75% сможем при наличии на всех НПЗ вторичных процессов. Основными процессами, углубляющими переработку нефти, являются деструктивные процессы, такие как коксование и все виды крекингов. Каталитический крекинг имеется на 13 заводах, из них только на 8 – современные процессы. На 5 за-водах – настоящий гидрокре-кинг, на 5 предприятиях – про-цесс коксования и на 9 – процесс висбрекинга (рис. 6). В 2008 г. таких установок было всего 6.

Рис. 6. Процессы углубления переработки нефти

Выходом из сложившейся ситуации является ускорение модернизации нефтеперерабатывающей промышленности России в направлении строительства установок, углубляющих переработку.Вместе с тем, в связи с вводом в действие техрегламента на новые стандарты нефтепродуктов, перед российскими нефтяными компаниями стоят масштабные задачи по модернизации НПЗ, связанной с реконструкцией действующих и строительством новых установок, улучшающих качество топлив, в т. ч. гидроочистки топлив, каталитического крекинга, изомеризации, алкилирования, риформинга.

Что делать?

В последние годы развитие нефтеперерабатывающей промышленности России имеет явную тенденцию к улучшению состояния отрасли. Предыдущие пять лет можно назвать золотым веком нефтепереработки. Были реализованы интересные проекты, изменил направление финансовый вектор. За последние 1,5 года проведен также целый ряд важных совещаний по вопросам нефтепереработки и нефтехимии с участием руководства страны в гг. Омске, Нижнекамске, Киришах и Нижнем Новгороде, Самаре. Это повлияло на принятие целого ряда своевременных решений: были предложены новая методика расчета экспортных пошлин (когда постепенно уменьшаются ставки на светлые нефтепродукты и увеличиваются на темные, т. о. к 2013 г. ставки должны сравнять

burneft.ru

Вторичная переработка нефти - Статья

Вторичная переработка нефти

Сергей Пронин

Продукты первичной переработки нефти, как правило, не являются товарными нефтепродуктами. Например, октановое число бензиновой фракции составляет около 65 пунктов, содержание серы в дизельной фракции может достигать 1,0% и более, тогда как норматив составляет, в зависимости от марки, от 0,005% до 0,2%. Кроме того, тёмные нефтяные фракции могут быть подвергнуты дальнейшей квалифицированной переработке.

В связи с этим, нефтяные фракции поступают на установки вторичных процессов, призванные осуществить улучшение качества нефтепродуктов и углубление переработки нефти.

Приведённые в статье параметры технологических режимов, размеров аппаратов, выходов продуктов в целом приводятся справочно, так как в каждом конкретном случае могут варьироваться в зависимости от качества сырья, заданных параметров продуктов, выбранного аппаратурного оформления, типов применяемых катализаторов и других факторов.

Углеводороды, входящие в состав нефти и нефтепродуктов

Поскольку при описании процессов вторичной переработки используются наименования групп углеводородов, входящих в состав нефти и нефтепродуктов, приведём краткие описания данных групп и влияние углеводородного состава на показатели качества нефтепродуктов.

Парафины - насыщенные (не имеющие двойных связей между атомами углерода) углеводороды линейного или разветвлённого строения. Подразделяются на следующие основные группы:

1. Нормальные парафины, имеющие молекулы линейного строения. Обладают низким октановым числом и высокой температурой застывания, поэтому многие вторичные процессы нефтепереработки предусматривают их превращение в углеводороды других групп.

2. Изопарафины - с молекулами разветвленного строения. Обладают хорошими антидетонационными характеристиками (например, изооктан - эталонное вещество с октановым числом 100) и пониженной, по сравнению с нормальными парафинами, температурой застывания.

Нафтены (циклопарафины) - насыщенные углеводородные соединения циклического строения. Доля нафтенов положительно влияет на качество дизельных топлив (наряду с изопарафинами) и смазочных масел. Большое содержание нафтенов в тяжёлой бензиновой фракции обуславливает высокий выход и октановое число продукта риформинга.

Ароматические углеводороды - ненасыщенные углеводородные соединения, молекулы которых включают в себя бензольные кольца, состоящие из 6 атомов углерода, каждый из которых связан с атомом водорода или углеводородным радикалом. Оказывают отрицательное влияние на экологические свойства моторных топлив, однако обладают высоким октановым числом. Поэтому процесс, направленный на повышение октанового числа прямогонных фракций - каталитический риформинг, предусматривает превращение других групп углеводородов в ароматические. При этом предельное содержание ароматических углеводородов и, в первую очередь, бензола в бензинах ограничивается стандартами.

Олефины - углеводороды нормального, разветвлённого, или циклического строения, в которых связи атомов углерода, молекулы которых содержат двойные связи между атомами углерода. Во фракциях, получаемых при первичной переработке нефти, практически отсутствуют, в основном содержатся в продуктах каталитического крекинга и коксования. Ввиду повышенной химической активности, оказывают отрицательное влияние на качество моторных топлив.

Рис.8. Структурные формулы молекул углеводородов, относящихся к различным группам

1. Каталитический риформинг

Каталитический риформинг предназначен для повышения октанового числа прямогонных бензиновых фракций путём химического превращения углеводородов, входящих в их состав, до 92-100 пунктов. Процесс ведётся в присутствии алюмо-платино-рениевого катализатора. Повышение октанового числа происходит за счёт увеличения доли ароматических углеводородов. Научные основы процесса разработаны нашим соотечественником - выдающимся русским химиком Н.Д.Зелинским в начале ХХ века.

Выход высокооктанового компонента составляет 85-90% на исходное сырьё. В качестве побочного продукта образуется водород, который используется на других установках НПЗ, которые будут описаны ниже.

Мощность установок риформинга составляет от 300 до 1000 тыс. тонн и более в год по сырью.

Оптимальным сырьём является тяжёлая бензиновая фракция с интервалами кипения 85-180С. Сырьё подвергается предварительной гидроочистке - удалению сернистых и азотистых соединений, даже в незначительных количествах необратимо отравляющих катализатор риформинга.

Установки риформинга существуют 2-х основных типов - с периодической (рис. 9,10) и непрерывной (рис.11) регенерацией катализатора - восстановлением его первоначальной активности, которая снижается в процессе эксплуатации. В России для повышения октанового числа в основном применяются установки с периодической регенерацией, но в 2000-х гг. в Кстово и Ярославле введены установки и с непрерывной регенерацией, которые эффективнее технологически (возможно получения компонента с октановым числом 98-100), однако, стоимость их строительства выше.

Процесс осуществляется при температуре 500-530С и давлении 18-35 атм (2-3 атм на установках с непрерывной регенерацией). Основные реакции риформинга поглощают существенные количества тепла, поэтому процесс ведется последовательно в 3-4 отдельных реакторах, объёмом от 40 до 140 м3, перед каждым из которых продукты подвергаются нагре

www.studsell.com

Экономика - нефтепереработка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Экономика - нефтепереработка

Cтраница 1

Экономика любой нефтепереработки в большой степени определяется ценами сырья и продукта. В качестве примера Рисунок 10 показывает разбивку стоимости по статьям на примере риформинг-установки. Самые высокие расходы эксплуатации сосредоточены в закупке сырья.  [1]

Анализ экономики нефтепереработки по самому определению термина оперирует с денежным выражением таких факторов нефтепереработки, как стоимость сырья, цены продуктов, расходы на рабочую силу ( эксплуатационную и ремонтную) и складские операции, оптимальная производительность и выходы, расходы па энергию, топливо и.  [2]

На экономику нефтепереработки большое влияние оказывает качество подготовки сырья. Поступающая на заводы нефть должна содержать как можно меньше воды и солей. При пере работке недостаточно подготовленной нефти снижается производительность установок прямой перегонки, сокращается меж ремонтный пробег технологических установок, увеличиваются из нос и коррозия аппаратуры и оборудования, повышается рас ход катализаторов, загрязняются сточными водами водоемы.  [3]

На экономику нефтепереработки большое влияние оказывает качество подготовки сырья. Поступающая на заводы нефть должна содержать как можно меньше воды и солей. При пере работке недостаточно подготовленной нефти снижается производительность установок прямой перегонки, сокращается меж ремонтный пробег технологических установок, увеличиваются износ и коррозия аппаратуры и оборудования, повышается рас ход катализаторов, загрязняются сточными водами водоемы.  [4]

Весьма важным вопросом в экономике нефтепереработки является определение удельного веса затрат на каждую группу химикатов.  [6]

Влияние глубины переработки нефти на экономику нефтепереработки многопланово. С одной стороны, уменьшение глубины переработки нефти на действующих предприятиях приводит к сокращению выработки наиболее прибыльной продукции и, следовательно, к некоторой потере эффекта.  [7]

Влияние глубины переработки нефти на экономику нефтепереработки неоднозначно. С одной стороны, уменьшение глубины переработки нефти на действующих предприятиях приводит к сокращению выработки наиболее прибыльной продукции и, как результат, к некоторой потере эффекта. С другой стороны, увеличение глубины переработки нефти связано с вводом большого количества вторичных процессов: гидрокрекинга, термоконтактного крекинга, коксования и др., что увеличивает общую сумму капитальных и эксплуатационных затрат.  [8]

Так как обычно принято считать в экономике нефтепереработки цену на сырье постоянной величиной, очевидно, что если будет иметь место новая тенденция в спросе без существенного изменения существующего соотношения цен на отдельные нефтепродукты, это может оказать некоторое влияние на цену самой нефти.  [9]

Таким образом, катализаторное производство оказывает влияние на экономику нефтепереработки.  [10]

Цена толуола и ксилолов в качестве компонента бензина на различных заводах неодинакова и зависит от ресурсов других высокооктановых компонентов бензина и многочисленных факторов, влияющих на экономику нефтепереработки в целом. Посредством риформинга и экстракции на любом заводе можно вырабатывать лишь определенное количество бензола, определяющееся объемом переработки нефти. Увеличение обшей мощности завода и, следовательно, объема производства топлив ( при отсутствии соответствующего рынка) только с целью увеличения производства бензола, разумеется, полностью исключается. В этих условиях приходится отказаться от увеличения производства бензола или получать его какими-нибудь другими процессами.  [11]

Повышение требований к октановым числам топлив для автомобилей новых моделей и обострение конкуренции в нефтепереработке вызывают необходимость повышения октановых чисел современных тодлив, что оказывает серьез-ное влияние на экономику нефтепереработки. В данном труде авторы пытаются дать анализ экономики повышения детонационной стойкости высокооктановых топлив, необходимых для двигателей новых моделей с высокими степенями сжатия или для удовлетворения особых требований рынка.  [12]

В 1959 г. в БашНИИ НП был создан технологический отдел, в функции которого входило разрабатывать различные задачи, стоящие перед нефтепереработкой Башкирии, способствовать внедрению работ лабораторий института в производство, обобщать и систематизировать опыт нефтеперерабатывающих заводов. В составе отдела организован технико-экономический сектор, разрабатывающий вопросы экономики нефтепереработки и, в частности, технико-экономические обоснования рекомендаций, выдаваемых институтом.  [13]

Среди экономических проблем, связанных с повышением качественных требований к нефтепродуктам, выделяется проблема получения водорода. Быстрое увеличение мощности гидрогени-зационных установок требует получения водорода на специальных установках, и экономика нефтепереработки во многом будет определяться стоимостью и ресурсами водорода.  [14]

Однако нефтяная промышленность молода, и технология нефтепереработки быстро развивается. Не вызовут ли уже осуществленные и намечаемые в дальнейшем изменения в технологии и экономике нефтепереработки существенных последствий в отношении возможности переработки нефтепродуктов на бытовой газ.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

ПРОСТАЯ И СЛОЖНАЯ ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ

Переработка Нефти

Простота редко встречается в наше время.

Публий Овидий Назон. «Искусство любви»

В начале 80-х гг. бизнесмены и экономисты, имевшие дело с нефтепереработкой, совершили интеллектуальный прорыв. Они обнаружили, что состав оборудования, экс­плуатируемого на различных заводах, существенно влия­ет на цену нефтепродуктов и сырой нефти, а также на извлекаемую прибыль. Дальнейшее изучение этой про­блемы привело к появлению терминов простая и слож­ная (или комплексная) переработка, которые теперь проч­но вошли в словарь нефтепереработчиков.

Как и многие слова в английском языке, термины простая и сложная были взяты из другого контекста, имеющего лишь косвенное отношение к данному вопро­су. За двадцать лет до этого, в 60-е годы, Вилбур Е. Нель­сон разработал шкалу коэффициентов сложности. Его за­дача состояла в создании общего подхода к определению необходимых капиталовложений для строительства но­вых нефтеперерабатывающих заводов разных типов. В рам­ках схемы Нельсона капиталовложения на строительство каждой крупной единицы оборудования были отнесены к соответствующей величине для установки перегонки сырой нефти, сложность которой принималась за едини­цу. Всем прочим установкам присваивались коэффициен­ты, в зависимости от их сложности и стоимости. Напри­мер, установка каталитического крекинга имела коэф­фициент, равный 4,0, то есть она была в четыре раза сложнее, чем установка для перегонки сырой нефти при той же производительности.

Чтобы проиллюстрировать использование коэффици­ентов сложности, рассмотрим три типа нефтепереработ­ки: переработка, направленная на производство жидкого топлива, на производство бензина и нефтехимическое производство. Схему производства жидкого топлива, по­казанную на рисунке 19.1, иногда называют гидрооблаго­раживание легких фракций, так как в этом варианте лег­кие дистилляты, полученные из сырой нефти, перераба­тывают с использованием водорода. Источником водоро­да является каталитический риформинг, в котором фрак-

Рис. 19.1. Гидрооблагораживание легких фракций (простая нефтепереработка).

Ции типа нафты перерабатываются в качественные ком­поненты бензина. По этой схеме значительный объем тя­желого газойля при перегонке попадает в остаток, по­этому выход жидкого топлива оказывается достаточно высоким.

Теперь вычислим сложность такой схемы. Для пере­гонки сырой нефти эта величина по определению равна 1,0. Чтобы вычислить добавочную сложность для осталь­ных процессов, относительную производительность каж­дой установки следует умножить на соответствующий ко­эффициент сложности. Например, установка каталити­ческого риформинга забирает 15% продукта с установки перегонки, а ее коэффициент сложности (рассчитанный Нельсоном) равен 4,0. Таким образом, слагаемое для ус­тановки риформинга составляет 0,15 х 4,0 = 0,6. Для гид­роочистки коэффициент сложности составляет только 0,5, зато эта установка перерабатывает 35% общего пото­ка — произведение этих чисел дает 0,175. Аналогичные действия для прочих установок, входящих в схему гидро­облагораживания легких фракций, приводят к общей ве­личине сложности 2,5 (см табл. 19.1).

Таблица 19.1. Расчет сложности для схемы гидрооблагоражива ния легких фракций

Коэффициент Доля пере - Слож - сложности рабатывае - ность мого потока

Перегонка сырой нефти

1,0

1,0

1,000

ГФУ

0,5

0,5

0,250

Разделение

0,3

0,30

0,090

Гидроочистка нафты

2,0

0,15

0,300 I

Каталитический риформинг

4,0

0,15

0,600

Переработка

Прямогонного бензина

0,5

0,15

0,075

Гидроочистка керосина

0,5

0,15

0,075

Гидроочистка дистиллята

0,5

0,20

0,100

2,49

А как насчет более сложных вариантов нефтеперера­ботки, при которых большую часть остаточного топлива превращают в бензин или в дистилляты? Для таких схем нефтепереработки (по бензиновому варианту) коэффици­енты сложности оказываются гораздо выше, так как ус­тановки, которые при этом добавляются, очень дороги. Для схемы нефтепереработки по бензиновому варианту, показанной на рисунке 19.2, которая содержит установ-

Рис. 19.2. Сложная нефтепереработка (бензиновый вариант)

Ки вакуумной перегонки (коэффициент сложности 2,0), каталитического крекинга (6,0), гидрокрекинга (10,0), алкилирования (11,0) и некоторые дополнительные узлы, общая сложность оказывается равной При такой

Схеме выход остаточного топлива снижается до 15—20%, а выход бензина может составить 45—55%.

Наибольшей сложностью отличаются схемы нефтепе­реработки, включающие производство специальных особо ценных продуктов, например, смазочных масел или неф­техимической продукции. Соответствующие установки имеют высокие коэффициенты сложности, что отражает уровень капитальных затрат на их строительство. Напри­мер, коэффициент сложности для установки извлечения ароматических соединений равен 33, а для производства олефинов он составляет 10—20 (в зависимости от вида сырья и способа переработки выходящих потоков). Не является редкостью схема нефтепереработки с выходом химических продуктов (этилен, пропилен, бутадиен и ароматика) около 10%, имеющая показатель сложности не менее 16.

Вся идея анализа, предложенного Нельсоном, заклю­чалась в том, чтобы иметь возможность построить (и ис­пользовать) диаграмму, показанную на рисунке 19.3. Эта диаграмма отображает зависимость стоимости нефтепе­реработки от ее сложности с учетом эффекта масштаба производства. Числа на вертикальной оси в левой части диаграммы не являются абсолютными величинами — эта шкала должна быть откалибрована в зависимости от ре­альной стоимости сооружения установки для перегонки сырой нефти определенного типа в данный момент вре­мени с учетом инфляции. Остальная часть диаграммы показывает, как влияет на удельные капитальные вложе­ния показатель производительности (мощности) завода по переработке сырой нефти (традиционная характерис­тика «масштаба производства») в сочетании со слож­ностью (более тонким технологическим показателем, ха­рактеризующим масштаб производства в его современ­ном понимании).

Новый взгляд на сложность

Система Нельсона была разработана в эру растущей переработки дешевой арабской нефти и задумана для того, чтобы рассчитывать стоимость каждого нового неф­теперерабатывающего завода прежде, чем его строить. Но в 80-х годах интерес сместился из области расширения производства в область эксплуатации, то есть уже требо­валось оценивать не капитальные вложения в нефтепере­работку, а маржу переработчика. Вы скажете, что идею оценки сложности наверняка приспособили к этим но­вым требованиям. Так оно и было, и стимулирующую роль здесь сыграл рынок.

Общую концепцию понять несложно: чем более доро­гие продукты производит нефтеперерабатывающий за­вод, тем больше переработчик может позволить себе за­платить за сырье. Но в зыбком мире, где стоимость сырья, цена продукта и размер прибыли постоянно меняются, не все так уж лежит на поверхности. Рассмотрим для примера такую ситуацию.

Завод, работающий по схеме гидрооблагораживания легких фракций, перерабатывает высокосернистую нефть из Западного Техаса и продает продукты на местном рын­ке. Другой завод, работающий по схеме производства бен­зина, делает то же самое. В таблице 19.2 представлен не­кий гипотетический экономический расчет. Видно, что если оба завода будут покупать сернистую Западно-Те­хасскую нефть по цене 28 дол./бар., а цены на продук­цию будут соответствовать указанным в таблице, бензи­новый завод может рассчитывать на более высокую при­быль. В случае более сложной схемы переработки маржа переработчика выше, чем в случае менее сложной (про­стой) схемы. Это достаточно очевидно.

Но стоит тронуть лишь одну переменную, как ре­зультат окажется несколько иным (табл. 19.3). Давайте вместо сернистой нефти из Западного Техаса по цене 28 дол./бар. возьмем очень тяжелую сырую нефть место­рождения Mayan (Мексика) по цене 26 дол./бар. По кри­вым разгонки и другим характеристикам эта нефть отли­чается от Западно-Техасской, однако оборудование на обоих заводах остается тем же. Выходы продуктов на этот раз будут другими, и посмотрите, что стало с маржой переработчика! Завод, работающий по простой схеме, зарабатывает почти столько же денег, что и завод, рабо­тающий по сложной.

Здесь можно сделать несколько важных наблюдений.

Переработка нефти месторождения Mayan на разных типах заводов, простом и сложном,[8] примерно оди­наково выгодна.

Завод, работающий по простой схеме, не может себе позволить перерабатывать сернистую нефть из Запад­ного Техаса. Ее стоимость слишком высока для того

Западно-Техасская сернистая нефть Бензин

Таблица 19.2. Переработка сернистой нефти из Западного Техаса стоимостью 28 дол./бар.

Реактивное топливо Дистиллятное топливо Остаточное топливо Заводское топливо (со знаком минус — прирост объема) Общий выход Затраты на переработку Маржа переработчика

06.5

Выручка или общая стоимость, дол.

100 30 10

20 35

28 32 32 31 27

100 50

17

5 100 100 100

100 100 Too"

Гидрооблагораживание легких фракций

Об.5

Стоимость единицы объема или цена, дол.

28,00 9,60 3,20 6,20 9,45

28,45 1,00 -0,55

>< ><

О

О

Н >

3D

Бензиновый вариант

Выручка или общая стоимость, дол.

О

Ь о X

X >

3D

X m

M

-о >

СП

О

28,00 16,00 6,08 5,27 5,40

X m Є

32,75 3,00 1,75

Стоимость единицы объема или цена, дол

28 32 32 31 27

03

Со

Таблица 19.3. Переработка нефти Mayan стоимостью 26 дол./бар.

Гидрооблагораживание легких фракций Бензиновый вариант

Об.%

Стоимость

Выручка

Об.%

Стоимость

Выручка

Единицы

Или общая

Единицы

Или общая

Объема или

Стоимость,

Объема или

Стоимость,

Цена, дол.

Дол

Цена, дол.

Дол

Нефть Mayan

100

26

26,00

100

26

26,00

Бензин

10

32

3,20

25

32

8,00

Реактивное топливо

5

32

1,60

5

32

1,60

Дистиллятное топливо

20

31

6,20

25

31

7,75

Остаточное топливо

60

27

16,20

45[9]

27

12,15

Заводское топливо

(со знаком минус —

Прирост объема)

5

Общий выход

100

27,20

29,50

Затраты на переработку

100

1

1,00

100

3

3,00

Маржа переработчика

100

0,20

100

0,50

Набора продуктов, в который она здесь превращается. - Завод, работающий по сложной схеме, выпускает до - 1 статочное количество светлых продуктов, чтобы иметь положительную маржу.

Возможно, «сложный» завод нарочно вздул цену на эту сырую нефть, чтобы «простой» завод не мог ее покупать.

4, Выходы продуктов из нефти месторождения Mayan таковы, что «сложный» завод вряд ли сможет поднять. на нее цену так, чтобы «простой» завод лишился и этого сырья. Цена на эту нефть и так достаточно высо­ка (26 дол./бар.), так что ни один из заводов не полу­чает слишком большой маржи (0,20—0,50 дол./бар.). Хотя третье из приведенных наблюдений может пока­заться важным, оно может оказаться и большим преуве­личением. Вполне вероятно, что нефти месторождения Mayan имеется так много, что потребности «сложных» заводов полностью удовлетворяются, и часть этой нефти приходится перерабатывать и на простых заводах (поэто­му оба типа заводов и получают примерно одинаковую маржу). Более того, потребности в нефтепродуктах (и, соответственно, их цены) таковы, что для удовлетворе­ния запросов рынка в отношении светлых нефтепродук­тов приходится перерабатывать по сложной схеме допол­нительное количество сырья (Западно-Техасской нефти).

Для того чтобы решить, какое из указанных обстоя­тельств играет решающую роль, недостаточно знать ве­личину маржи, которую приносит переработка сырой нефти в тот или иной конкретный момент. В действитель­ности нужно рассматривать гораздо больше переменных параметров. Но мы сейчас покажем, что массу полезной информации можно получить, изучая динамику измене­ния параметров с течением времени.

Для начала, впрочем, приведем еще один пример. Предположим, что изменилась разница (дифференциал) между ценами на светлые (бензин, реактивное топливо, дистиллятное топливо) и остаточные нефтепродукты (resid/light oil differential). По данным таблиц 19.2 и 19.3,

Таблица 19.4. Маржа переработчика (в дол.)

Гидрооблагораживание Бензиновый

Легких фракций вариант

Западно-Техасская сернистая

TOC \o "1-3" \h \z дифференциал 4,67 —0,35 1,75

Дифференциал 8,67 0,70 4,13 Mayan

Дифференциал 4,67 0,20 0,50

Дифференциал 8,67 0,65 1,65

эта величина составляет приблизительно 4,67 дол./бар. Пусть она по какой-либо причине увеличилась до 8,67 дол./бар. (светлые нефтепродукты подорожали на 3 дол./бар., а остаточные продукты подешевели на 1 дол./бар.). Результат такого изменения показан в таб­лице 19.4.

На первый взгляд может показаться, что обоим заво­дам стало лучше: во всех случаях маржа теперь положи­тельна и выше, чем до изменения. Однако при внима­тельном изучении можно увидеть, что положение «про­стого» завода теперь более уязвимо. Дело в том, что раз­ница между маржой переработчика на «простом» и «слож­ном» заводах также увеличилась. В результате сложный завод получил больше возможностей для маневрирова­ния, например, он может вздуть цены на сырую нефть до такого уровня, что на простом заводе вообще не по­лучат никакой маржи.

Станет ли он это делать? А если «простой» завод боль­ше не сможет перерабатывать сырую нефть и закроется, повлияет ли это на соотношение спроса и предложения на рынке? Повлияет ли это в свою очередь на дифферен­циал цен на остаточные и светлые нефтепродукты? И не появится ли в результате стимул снова начать переработ ку нефти по простой схеме?

Отраслевая модель

Все вопросы, приведенные выше, — это лишь пример тех проблем, которые возникают ежедневно в связи с изменением цен на сырую нефть и нефтепродукты, а также величины дифференциала. Чтобы справиться со всем этим, требуется более строгий анализ, который можно найти даже в отраслевой печати.

В целом, нефтеперерабатывающие заводы делятся на простые и сложные, но аналитики также часто употреб­ляют термин «очень сложные». Простые и сложные схе­мы нефтепереработки приблизительно соответствуют оп­ределению Нельсона.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по про­стой схеме, включает перегонку сырой нефти, гидро­очистку средних дистиллятов и каталитический рифор - минг нафты.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по слож­ной схеме, включает все то же самое плюс каталитичес­кую крекинг-установку и установки алкилирования и га­зофракционирования.

Нефтеперерабатывающий завод, работающий по очень сложной схеме, включает все то же самое, что при слож­ной схеме, плюс установки либо по производству оле - финов, либо по сокращению количества остатка (напри­мер, установка коксования).

При переработке любой нефти по очень сложной схе­ме получается больше светлых нефтепродуктов, чем при ее переработке по простой схеме. Например, переработка сернистой нефти из Западного Техаса даст продукты, приведенные в таблице 19.5.

Естественно, для другого типа нефти выходы продук­тов будут другими. В стандартной отраслевой модели мо­гут быть рассчитаны выходы нефтепродуктов из каждого сорта сырой нефти для каждой схемы переработки. Это позволяет выяснить, насколько выгодна переработка кон­кретного сорта нефти по конкретной схеме. Для этого

Таблица 19.5. Сложность переработки нефти и выходы продуктов

Выход (%)

Простая

Сложная

Очень сложная

Бензин

30

50

65

Реактивное топливо

10

19

20

Дистиллятное топливо

20

17

25

Остаточное топливо

35

20

0

Заводское топливо

(со знаком минус —

Прирост объема)

5

-6

-10

Результаты расчетов рассматривают двумя разными спо­собами — получая «моментальный снимок» общей от­раслевой картины и изучая динамику изменения ситуа­ции в отдельных ее составляющих.

«Моментальный снимок»

Современные средства связи и компьютерные техно­логии дают возможность еженедельно (или даже еже­дневно) рассчитывать и публиковать данные, позволяю­щие оценить привлекательность для покупателей различ­ных сортов сырой нефти. Учитывают две географические точки — ту, где устанавливают цены на нефтепродукты, и ту, где назначают цену на сырую нефть. Цены на неф­тепродукты обычно устанавливаются там, где нефть пе­рерабатывают — на побережье Мексиканского залива (США), в Роттердаме или в Сингапуре. Цена на сырую нефть может назначаться там же, но может и в том мес­те, ще нефть добывают. Во втором случае либо в цене на сырую нефть, либо в ценах на нефтепродукты следует учесть затраты на транспортировку нефти. В таблице показано, как удельная выручка от реализации нефте­продуктов на побережье Мексиканского залива (выручка на единицу объема переработанной нефти) путем вычи­тания сто

msd.com.ua