Расчёт глубины переработки нефти. Нпз не хватает глубины

Глубина переработки нефти (ГПН) - показатель, характеризующий эффективность использования сырья. В мировой нефтепереработке до сих пор нет общепринятого определения этого показателя. В России ГНП определяют как суммарный выход в процентах на нефть всех нефтепродуктов, кроме непревращенного остатка. Однако выход непревращенного остатка зависит не только от технологии нефтепереработки, но и от качества нефти, а также от направления его использования: в качестве котельного топлива, сырья для производства битума и т.д. 3а рубежом глубину переработки нефти определяют как суммарный выход светлых нефтепродуктов на нефть, то есть как глубину топливной переработки нефти. В современной нефтепереработке НПЗ принято подразделять на НПЗ с неглубокой и глубокой переработкой нефти. Такая классификация недостаточно информативна, особенно относительно НПЗ типа глубокой переработки нефти: неясно, какие именно вторичные процессы могут входить в его состав.

По величине ГПН можно косвенно судить о насыщенности НПЗ вторичными процессами и структуре выпуска нефтепродуктов. НПЗ с высокой долей вторичных процессов располагает возможностью для производства большего количества нефтепродуктов на тонну сырья, и, следовательно, для более углубленной переработки нефти.

Измерение объема сырой нефти и нефтепродуктов

В настоящее время в мире существует два стандарта для измерения количества нефти: баррели (barrel-бочка) в США и тонны в Европе. В США в прошлом нефть транспортировали в бочках и цистернах, поэтому удобней было измерять ее количество по объему, а в Европе, где нефть транспортировали в основном по морю, было проще измерять ее вес (водоизмещение).

1 баррель нефти = 159 л = 0,159 куб м

Механизм пересчета тонн в баррели основан на относительной плотности нефти в вакууме при 20°С. В одной тонне в среднем от 6,7 до 7,6 баррелей в зависимости от ее плотности, для российской марки нефти Urals этот показатель составляет примерно 7,16 баррелей на тонну.Ниже приведены коэффициенты пересчета для основных видов нефтепродуктов:

Основные сорта нефти и биржевые торги по нефти

Нефть - это биржевой товар, поэтому ее качество необходимо стандартизировать. Всего на мировых рынках торгуется свыше 10 общепризнанных марок нефти, из которых наиболее известными являются WTI (Западно-техасская средняя), котируемая на Нью-Йоркской бирже NYMEX (New York Merchandise Exchange), и Brent, котируемая на Лондонской бирже IPE (International Petroleum Exchange). Обе марки котируются также на Сингапурской бирже SIMEX. Торговля нефтью на бирже происходит как по текущим (спотовым) ценам, так и по фьючерсным контрактам, ориентированным на будущие поставки, при этом торговля фьючерсами составляет основной процент всех сделок по нефти, что отражает меньшую зависимость фьючерсных цен от конкретных условий поставки по сравнению со спотовыми ценами. Дисконт текущей цены на нефть к ближайшему фьючерсу составляет от $0,4 до $0,6 за баррель. Фьючерсы прекращают хождение за месяц до срока поставки, который, как правило, приходится на середину месяца, т.о. февральский фьючерс будут обращаться до середины января.

Ниже приведен график цен на Brent за последние пять лет.

Россия экспортирует нефть под двумя марками, являющимися смесью различных сортов, - Urals и Siberian Light. Urals - основная российская нефть, поставляемая на экспорт, она торгуется с дисконтом к Brent в $1-1,5. Siberian Light выше качеством и ценится немного дороже. Подавляющая доля российской нефти экспортируется в Европу. Цена на нефть марки Urals сильно зависит от объема поставок нефти Ираком, так как иракская нефть Kirkuk по своему качеству близка к российской. Отмена санкций ООН в отношении Ирака может привести к значительному росту его добычи, и в этом случае дисконт Urals к Brent может серьезно увеличиться.

"Корзина ОПЕК"

"Корзина ОПЕК" является средневзвешенным показателем отпускных цен для следующих семи сортов нефти: Saharan Blend (Алжир), Minas (Индонезия), Bonny Light (Нигерия), Arabian Light (Саудовская Аравия), Dubai (ОАЭ), Tia Juana (Венесуэла) и Isthmus (Мексика).

Ниже приведена средняя цена корзины ОПЕК в 1994-2001 гг:

Нефтеперерабатывающие заводы неглубокой переработки нефти (НПЗ НГП ) характеризуются наиболее простой технологической структурой, низкими капитальными и эксплуатационными затратами по сравнению с НПЗ углубленной или глубокой нефтепереработки.

Основной недостаток НПЗ НГП – большой удельный расход ценного и дефицитного нефтяного сырья и ограниченный ассортимент нефтепродуктов. Наиболее типичный нефтепродукт такого типа НПЗ – котельное топливо, дизельное топливо, автобензин (при необходимости печное топливо), сухой и сжиженные газы. Глубина отбора моторных топлив ограничивается потенциальным содержанием их в исходной нефти. Строительство НПЗ НГП могут позволить себе лишь страны, располагающие неограниченными ресурсами нефти, такие как Саудовская Аравия, Иран, Ирак или Кувейт. Очевидно, нефтепереработка России, обладающая скромными запасами нефти (менее 5 % от мировых), должна ориентироваться только на глубокую или безостаточную переработку нефти. Типовая блок-схема НПЗ неглубокой переработки сернистой нефти представлена на рисунке 1.6.

Осуществление технологии следующей ступени нефтепереработки – углубленной переработки нефти с получением моторных топлив в количествах, превышающих потенциальное их содержание в исходном сырье, связано с физико-химической переработкой остатка от атмосферной перегонки – мазута.

В мировой практике при углубленной и глубокой переработке нефти исключительно широкое распространение получили схемы переработки мазута посредством вакуумной или глубоковакуумной перегонки с последующей каталитической переработкой вакуумного (или глубоковакуумного) газойля в компоненты моторных топлив.

Количество трудноперерабатываемого тяжелого нефтяного остатка – гудрона – при этом примерно вдвое меньше по сравнению с мазутом.

На рисунке 1.6 приведена блок-схема НПЗ, наиболее широко применяемая при углубленной переработке сернистых нефтей.

ВПБ – вторичная перегонка бензина, АО – аминная очистка, ГФУ – газофракционная установка, ГО – гидроочистка, КР – каталитический риформинг, СГК – селективный гидрокрекинг, КГДМ – каталитическая гидродепарафинизация

Рисунок 1.6 – Блок-схема НПЗ неглубокой переработки

Сернистой нефти (комбинированной центровки лк-6у)

Глубокая переработка гудронов с максимальным получением компонентов моторных топлив может быть осуществлена посредством тех же промышленных технологических процессов, которые применяются при переработке вакуумных (глубоковакуумных) газойлей, но с предварительной деасфальтизацией и деметаллизацией сырья, где одновременно достигается деметаллизация и снижение коксуемости нефтяного остатка.

В приведены варианты блок-схем перспективных НПЗ глубокой и безостаточной переработки сернистых нефтей. Технологические структуры НПЗ различных типов представлены в таблице 1.2.

Об эффективности использования перерабатываемой нефти на НПЗ различных типов можно судить по данным, приведенным в таблице 1.3. Качество перерабатываемого нефтяного сырья оказывает существенное влияние на технологическую структуру и технико-экономические показатели НПЗ.

Таблица 1.2 –Технологическая структура НПЗ разных типов

Легче и выгоднее перерабатывать малосернистые и легкие нефти с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов, чем сернистые и высокосернистые, особенно с высоким содержанием смолисто-асфальтеновых веществ, переработка которых требует большей насыщенности НПЗ процессами облагораживания.

Завышенные затраты на переработку низкосортных нефтей должны компенсироваться заниженными ценами на них.

Одним из важных показателей НПЗ является также соотношение дизельное топливо: бензины (ДТ:Б). На НПЗ неглубокой переработки это соотношение не поддается регулированию и обусловливается потенциальным содержанием таких фракций в перерабатываемой нефти.

На НПЗ углубленной или глубокой переработки нефти потребное соотношение ДТ:Б регулируется включением в состав завода вторичных процессов, обеспечивающих выпуск компонентов автобензинов и дизельных топлив в соответствующих пропорциях. Так, НПЗ преимущественно бензинопроизводящего профиля комплектуется, как правило, процессами каталитического крекинга и алкилирования. Для преобладающего выпуска дизельных топлив в состав НПЗ обычно включают процесс гидрокрекинга.

а – КТ-1, б – гидрокрекинга (ГК), КК – каталитический крекинг, ВБ –висбрекинг, Алк – алкирование, ПБ – производства битума, ВП – выкуумная перегонка, ПВ – производство водорода, ПМТБЭ – производства МТБЭ

Рисунок 1.7 – Блок-схема НПЗ углубленной переработки сернистой нефти в комплексе

Глубина переработки нефти, сырья 73. Годовой экономический эффект новой техники 105.  

В условиях стабилизации объемов переработки сырья важное значение приобретает показатель глубины переработки нефти (Г), рассчитываемый по формуле  

На нефтеперерабатывающих предприятиях в качестве специфических показателей планируют показатели, характеризующие использование сырья удельный вес вторичных процессов, глубина переработки нефти, выработка продукции с 1 т нефти.  

Вместе с тем при существенном улучшении ассортимента и качества продукции , обеспечившем увеличение съема продукции с 1 т сырья глубина переработки нефти на протяжении длительного времени практически не изменялась. Это было связано с потребностью в топливе и структурой топливно-энергетического баланса страны , в котором вплоть до десятой пятилетки увеличивалась доля нефтяного топлива. В результате такой структуры топливного баланса сэкономлены сотни миллионов тонн условного топлива , однако увеличение потребления котельного топлива ограничивало глубину переработки нефти и приводило к малоэффективному использованию основного сырья - нефти. XXV съезд нашей партии поставил задачу обеспечить более рациональную и более глубокую переработку нефти.  

Так, увеличение выхода светлых нефтепродуктов из ромашкин-ской нефти с 44,7 до 75,7% приводит к росту прибыли на 1 т нефти в 2,1 раза, но при этом эксплуатационные затраты на 1 т нефти увеличиваются в 2,4 раза, капитальные - в 2,5 раза на 1 т светлых нефтепродуктов соответственно на 42% и на 48%. В то же время для выработки одинакового количества светлых нефтепродуктов при большей глубине переработки требуется меньше нефти, экономятся ее ресурсы, а следовательно, уменьшаются затраты на добычу и разведку. Одновременно увеличивается выход сырья для нефтехимии и улучшается качество продукции . Поэтому выводы о целесообразной глубине переработки нефти необходимо делать, исходя из общей народнохозяйственной эффективности , т. е. с учетом затрат в переработке нефти, добыче нефти и газа, эффекта у потребителя от применения более качественного топлива, от обеспеченности районов энергетическими ресурсами и затрат на транспорт.  

В Европейской части СССР, не располагающей достаточными собственными ресурсами топлива, в структуре потребления значительный удельный вес занимает топочный мазут. Такое положение, видимо, сохранится некоторое время, и глубина переработки нефти в этих районах будет ниже при общей тенденции более глубоко и полно использовать нефти как ценнейший и невосполнимый вид сырья.  

Эффективность переработки нефти измеряется удельными капитальными вложениями на единицу перерабатываемого сырья по процессам, затратами, связанными с извлечением продукции из 1 тонны нефти, ассортиментом выхода продукции, степенью глубины переработки исходного сырья. Экономический эффект на стадии исчисляется посредством определения следующих показателей критерия интегрального эффекта, современной чистой ценности или текущей стоимости , оценки суммарного выхода продукции в мировых ценах.  

Современный этап развития российской экономики характеризуется противоречивыми тенденциями. Наряду с ростом добычи и экспорта сырой нефти, ведущие нефтяные компании России осуществляют программы коренной реконструкции принадлежащих им нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) с целью повышения их экономической эффективности . Стратегическими приоритетами модернизации НПЗ приняты кардинальное улучшение качества выпускаемых нефтепродуктов и увеличение эффективности использования нефтяного сырья, что достигается, главным образом, за счет роста глубины переработки нефти.  

Производство нефтепродуктов на третьем этапе планового периода описывалось пятью способами с учетом различной глубины переработки нефти и соотношений выходов дизельного топлива и бензина. На третьем этапе при формировании способов с максимальным выходом светлых нефтепродуктов учитывались коэффициенты суммарного расхода сырья на вторичных процессах.  

Но в целом достижения мировой практики в управлении отраслью целесообразно использовать и в Украине, где с развитием нефтепереработки увеличивается значение субъективных факторов , которые, не требуя значительных инвестиционных ресурсов , могут существенно влиять на результаты хозяйственной деятельности НПЗ. Из анализа данных табл. 2 следует, что особого внимания заслуживают такие проблемные вопросы, как повышение уровня использования производственных мощностей установок переработки нефти, снижение уровня безвозвратных потерь , наращивание глубины переработки углеводородного сырья , сокращение простоев и другие. Кроме перечисленных факторов, на повышение эффективности производства на НПЗ большое внимание уделяется вопросам энергосбережения.  

По глубине использования сырья различают предприятия с глубокой, неглубокой и средней глубиной переработки нефти. К первым относятся предприятия с развитыми процессами вторичной переработки, с процессами облагораживания нефтепродуктов и производящие широкую номенклатуру нефтехимической продукции. По таким схемам работают современные крупные предприятия во многих экономических районах страны.  

Газы переработки нефти - один из крупнейших источников сырья для производства химической продукции , ресурсы которых на нефтеперерабатывающих заводах зависят от многих факторов, например метода переработки нефти, мощности предприятия, глубины переработки нефти, ее состава, ассортимента выпускаемой продукции.  

Переработка сырья на установках максимальной мощности в отрасли возрастает, что позволяет увеличивать глубину переработки нефти. К предприятиям с глубокой переработкой относятся те, где развиты процессы вторичной переработки и облагораживания нефтепродуктов, выпускающие нефтехимическую продукцию широкой номенклатуры. Обычно это современные крупные предприятия. Для заводов с неглубокой переработкой нефти характерен значительный объем производства мазутов и невысокий удельный вес вторичных процессов в структуре переработки нефти.  

Таким образом, ресурсы углеводородных газов на нефтеперерабатывающем заводе, которые могут быть использованы как для производства добавок к моторному топливу, так и для других целей, находятся в прямой зависимости от масштабов и удельного веса методов переработки нефтепродуктов. Удельный вес каждого из применяемых методов переработки нефтяного сырья на нефтеперерабатывающем заводе в свою очередь зависит от многих факторов, главными из которых являются технико-экономические обоснования глубины переработки нефти, заданный ассортимент целевой продукция , в том числе моторных и энергетических топлив, смазочных масел и др., а также различных полупродуктов для нефтехимического синтеза. В этом отношении в развитии нефтеперерабатывающей промышленности ряда стран имеются существенные различия. Так, в США основное внимание уделяется процессам, обеспечивающим максимальную выработку бензина и повышение его качества, т. е. каталитическому крекингу и в последнее время каталитическому риформингу , при снижении доли термического крекинга. Уже в 1959 г. удельный вес мощностей каталитического крекинга достиг почти 50%, а катали-  

Глубина переработки нефти определяется рядом технико-экономических факторов -капитальными затратами в установки нефтепереработки (установки каталитического крекинга требуют больших капитальных затрат), потребностью данного экономического района в тех или иных нефтепродуктах и складывающимся балансом энергетического топлива, качеством исходного сырья и др.  

В процессе эксплуатации заводов в результате изменения схемы и глубины переработки нефти, а также качества и ассортимента топливной продукции выработка газа на первых двух установках может меняться в широких пределах, что в условиях тесной кооперации между нефтепереработкой и химическими производствами на нефтехимическом заводе недопустимо. Поэтому введение в схему установок пиролиза тяжелого нефтяного дистиллятного сырья создает более устойчивую и надежную базу для нефтехимических производств.  

Другое важное направление - создание двигателей с топливными элементам (с использованием в качестве топлива водорода и кислорода) и атомных двигателей. Использование атомных двигателей окажет серьезное влияние на потребление котельного топлива, доля которого в общем производстве нефтепродуктов сократится. Нефть будет использоваться в большей степени на производство моторных топлив, масел, сырья для нефтехимии, что позволит увеличить глубину переработки нефти и отразится на составе процессов. В конечном итоге это приведет к росту мощности вторичных процессов - гидрокрекинга, коксования и др.  

Выход светлого горючего при прочих равных условиях, естественно, выше на заводах, перерабатывающих сырье с высоким потенциальным содержанием светлых нефтепродуктов. Новые технологические процессы позволяют значительно увеличить глубину переработки нефти и расширить ассортимент вырабатываемых нефтепродуктов. Однако при современном состоянии топливно-энергетического баланса в западных районах страны замена 1 т мазута углем увеличивает приведенные затраты на 8-9 руб. Этим обусловливается целесообразность сохранения в европейской части страны меньшей глубины переработки нефти с увеличением производства котельного топлива. На нефтезаводах Восточной и Западной Сибири и Средней Азии, наоборот, экономически целесообразна глубокая переработка нефти с минимальным отбором котельного топлива, так как в Сибири наиболее экономичными видами топлива являются тюменский природный газ и угли открытой добычи Кузнецкого и Канско-Ачинского бассейнов, а в Средней Азии - природный газ Узбекистана и Туркмении.  

Один из самых насущных вопросов российского топливно-энергетического комплекса - его модернизация. Все нефтеперерабатывающие заводы страны находятся в эксплуатации уже более 30-35 лет и только Ачинский НПЗ был построен в 1983 году. Неудивительно поэтому, что средняя глубина переработки нефти на российских заводах не превышает 60-65 процентов, тогда как в развитых странах она доходит до 90 процентов. Не лучшая ситуация и в отечественном газовом хозяйстве. Удельный вес перерабатываемого газа не превышает 6 процентов, а используемого в качестве химического сырья - 1,5 процента.  

В то же время, существующая технологическая схема производства, качество и количество потребляемого сырья и выпускаемой продукции, характеристики основных и вспомогательных установок, параметры работы объектов общезаводского хозяйства и товарного производства и другие показатели не обеспечивают рационального использования нефтяного сырья, не отвечают современным и перспективным требованиям к качеству нефтепродуктов. Так, основные производственные установки введены в эксплуатацию в начале 70-х годов, технологическая схема обеспечивает глубину переработки нефти лишь на уровне 55%, удельный вес вторичных процессов составляет только 20% и т.п. Все это требует серьезной реконструкции и модернизации производства.  

По глубине использования сырья различаю предприятия с глубокой, неглубокой и средней глубиной переработки нефти. К первым относятся предприятия с развитыми процессами вто ричной переработки, с процессами облагораживания нефтепродуктов, с широкой номенклатурой нефтехимической продукции.  

Рациональное использование тяжёлых нефтяных остатков, дополнительную их переработку с получением новых товарных нефтепродуктов, всегда является актуальной задачей. Одним из тяжёлых остатков нефтепереработки, который привлекает к себе пристальное внимание исследователей и производственников, асфальт процесса деасфальтизации гудрона. Известно, что часть асфальта используют как компонент сырья производства битумов, но большая его часть вовлекается в производство котель- ных топлив, что не повышает глубину переработки нефти. В Уфимском государственном нефтяном техническом университете в течение ряда лет ведутся исследования по рациональному использованию тяже- лых нефтяных остатков, в том числе асфальта процесса деасфальтизации (АПД).  

Начиная с десятого пятилетия взят решительный курс на более полное использование нефти, на ее более глубокую переработку. В Основных направлениях экономического и социального развития СССР на 1981 - 1985 годы и на период до 1990 года указывается...повысить эффективность использования нефти, обеспечить дальнейшее углубление ее переработки. . Углубление переработки нефти связано с вводом большого количества вторичных процессов каталитического крекинга , гидрокрекинга., термоконтактного крекинга, коксования и других деструктивных процессов. Глубина переработки нефти оценивается количеством целевых нефтепродуктов, отбираемых из нефти. При этом количество целевых нефтепродуктов определяется путем вычитания из общего объема перерабатываемого сырья валовой выработки топочного мазута, безвозвратных потерь и сухого газа, используемого на топливо. Увеличение целевых нефтепродуктов связано с деструктивной переработкой остаточных продуктов, используемых в настоящее время как котельное топливо.  

Следует отметить, что столь существенные сдвиги в росте нефтегазодобычи шли на фоне ряда негативных явлений в экономике нашей страны, в результате чего возобладали экстенсивные направления развития добывающих и перерабатывающих отраслей промышленности не фтегазового комплекса. Отставание в развитии техники, технологии и организации производства в этом комплексе сопровождалось увеличением капиталовложений и себестоимости добычи и переработки нефти и газа, отрицательно сказалось на глубине переработки нефти, газового сырья и качестве готовой продукции . Это является одной из важных причин увеличения удельного (на единицу продукции) и общего расхода продуктов нефтегазоперерабатываю-щей промышленности в потребляющих отраслях, снижая их эффективность. Отставание технологии использования нефтегазопродук-тов Е потребляющих отраслях обусловливает малоэффективное пот-  

В области 1945 года функционирует Атырауский нефтеперерабатывающий завод. Завод является одним из крупных налогоплательщиков области, работа влияет на состояние экономики региона. Моральный и физический износ основного оборудования на заводе, низкая глубина переработки нефти не позволяют должным образом перерабатывать ценное нефтехимическое сырье , в связи с чем принято постановлением Правительства РК о реконструкции Атырауского НПЗ за счет правительственного займа, софинансирования Японской фирмы "Марубени" и ННК "Ка-захОйл" на сумму 308,0млн.долл. США. Реализация проекта позволит создать конкурентоспособную продукцию на уровне мировых стандартов нефтепереработки и экспортировать ее на внешний и внутренний рынки.  

Сравнение различных по уровню глубины переработки углеводородного сырья схем показывает, что перевод НПЗ с простой схемы на классическую и далее на глубокую (выход светлых до 90% и выше) сопровождается не только возрастанием общих удельных капитальных вложений со 116 млн. долл. на 1 млн. т мощности до 184 и 307 млн. долл. на 1 млн. т мощности соответственно, но и повышением доли активной части основных производственных фондов с 39,5% до 49,8% и 58,4%. Одновременно с отмеченной тенденцией происходило сокращение капитальных затрат в общезаводское хозяйство, в том числе при переходе с простой на классическую схему в 2,1 раза и с классической на глубокую - в 1,4 раза. Приведенные данные позволяют сделать вывод о том, что оптимальная загрузка и сбалансированность производственных мощностей при рациональном использовании фондовооруженности труда является одним из наиболее важных факторов, влияющих на повышение эффективности работы НПЗ. В то же время не следует забывать и о том, что их значение в формировании ре-зультатирующих показателей НПЗ может усиливаться и за счет повышения качества как перерабатываемой нефти, так и выпускаемых нефтепродуктов.  

Особое место занимает проблема дальнейшего углубления переработки нефти, вызываемая возрастающей потребностью в сырье для нефтехимии. В этих целях намечается увеличить мощности каталитического крекинга , коксования и гидрокрекинга и тем самым заложить основу для глубокой переработки нефти. Таким образом для нефтепереработчиков ближайшие годы должны стать годами интенсификации и реконструкции вторичных процессов ив первую очередь процессов, повышающих глубину переработки нефти.  

Еще в XIX в. Д. И. Менделеев подчеркивал необходимость квалифицированного использования нефти (нефть не топливо топить можно и ассигнациями). Однако до настоящего времени в СССР более 160 млн. т мазута ежегодно сжигается под котлами электростанций. Уровень глубины переработки нефти (т. е. отношение суммарного количества произведенных из нефти моторных топлив, смазочных масел и углеводородного химического сырья к количеству переработанной нефти) в СССР не прев ышает 60-62 %, в то время как в ГДР этот показатель равен 78%, а в США превышает 85 %. В ближайшие годы следует резко увеличить глубину переработки нефти за счет внедрения процессов каталитического крекинга , гидрокрекинга, коксования, пиролиза тяжелых фракций нефти, а также производства на их основе различных смазочных компонентов.  

При расчетах Т. б. потребность в топливе опреде ляется в первую очередь для установок, к-рые могут использовать только определенные виды топлива или продукты переработки первичных топливных ресурсов. Выявленная потребность таких установок служит поэтому основой для последующего определения типа, технологич. схемы и производств, мощности топливоперерабатывающих предприятий (нефтеперерабатывающих, коксогазовых з-дов, заводов по производству жидкого топлива и т. п.), а это позволяет определить необходимое для их работы развитие добычи первичных топливных ресурсов. Так, при определении необходимых масштабов добычи (или импорта) нефти в первую очередь выявляется потребность нар. х-ва в светлых нефтепродуктах и дизельном топливе (в основном для нужд двигателей нестационарной энергетики - автомобильного и тракторного парка, авиации, тепловозов и т. п.). В зависимости от принятой технологич. схемы переработки нефти процент извлечения светлых нефтепродуктов может быть различен. Как правило, он колеблется от 35 до 70%. Чем выше выход светлых нефтепродуктов из сырой нефти, тем сложнее процесс ее переработки и тем большие потребуются капиталовложения в нефтеперерабатывающую пром-сть. И, напротив, чем ниже (до известных пределов) выход светлых нефтепродуктов, тем меньше капиталовложения в переработку нефти и тем выше выход темных нефтепродуктов (мазутов), к-рые могут быть использованы как топливо в установках, не предъявляющих строго фиксированных требований к его качественной характеристике топливно-энергетического баланса района и. как правило, диктуется нофебностью в котельном топливе. Она зависит от отбора свет, ых нефтепродуктов на установках первичной перегонки и состава технологической схемы завода (повышение доли процессов коксования, крекинга и нефтехимических приводит к увеличению глубины переработки). Поэтому в районах, хорошо обеспеченных топливными ресурсами (например, Восточная Сибирь , Дальний Восток и др.), целесообразна глубокая переработка нефти с отбором светлых нефтепродуктов свыше 60%. На заводах таких районов предусматривается значительный объем вторичных процессов, связанных с деструктивной переработкой сырья, и процессов нефтехимического профиля. В районах с недостаточными собственными топливно-энергетическими ресурсами покрытие топливного дефицита производится за счет большей выработки на нефтеперерабатывающих заводах котельного топлива. Глубина переработки нефти здесь должна быть минимальной.  

Смотреть страницы где упоминается термин Глубина переработки нефти, сырья

Россия, один из мировых лидеров по добыче нефти, располагает серьёзными мощностями по производству продуктов переработки «чёрного золота». Заводы выпускают топливную, масляную и нефтехимическую продукцию, при этом суммарные годовые объёмы производства бензина, дизельного топлива и топочного мазута достигают десятков миллионов тонн.

Масштабы российской нефтепереработки

В настоящее время на территории России функционируют 32 крупных нефтеперерабатывающих завода и ещё 80 мини-предприятий, также занятых в данной отрасли. Совокупные мощности НПЗ страны дают возможности переработки 270 млн тонн сырья. Представляем вашему вниманию топ-10 заводов по переработке нефти по критерию установленных производственных мощностей. Предприятия, вошедшие в список, принадлежат как государственным, так и частным нефтекомпаниям.

1. «Газпромнефть-ОНПЗ» (20,89 млн тонн)

Предприятие «Газпромнефть-ОНПЗ» более известно как Омский нефтеперерабатывающий завод. Владельцем завода является компания «Газпром нефть» (структура «Газпрома»). Решение о постройке предприятия было принято в 1949 году, завод запустили в 1955 году. Установленная мощность достигает 20,89 млн тонн, глубина переработки (соотношение объёма сырья к количеству производимых продуктов) - 91,5%. В 2016 году Омский НПЗ переработал 20,5 млн тонн нефти. Пронедра писали ранее, что фактическая переработка на НПЗ в 2016 году снизилась в сравнении с уровнем 2015 года.

В прошлом году произведено в том числе 4,7 млн тонн бензина и 6,5 млн тонн дизтоплива. Кроме топлива, завод производит битумы, коксы, кислоты, гудрон и другую продукцию. За последние несколько лет предприятие за счёт модернизации мощностей сократило количество выбросов в атмосферу на 36%, к 2020 году планируется снизить степень вредного воздействия на окружающую среду ещё на 28%. В общей сложности за последние 20 лет количество выбросов уменьшилось в пять раз.

2. «Киришинефтеоргсинтез» (20,1 млн тонн)

Киришский нефтеперерабатывающий завод («Киришинефтеоргсинтез», предприятие «Сургутнефтегаза») мощностью 20,1 млн тонн находится в городе Кириши Ленобласти. Ввод в эксплуатацию состоялся в 1966 году. Фактически в среднем перерабатывает более 17 млн тонн нефти с глубиной 54,8%. Кроме ГСМ, выпускает аммиак, битумы, растворители, газы, ксилолы. По данным предприятия, в последние годы по результатам анализа 2,4 тыс. проб превышений нормативов выбросов вредных веществ в атмосферный воздух выявлено не было. В пределах контрольных точек санитарно-защитной зоны комплекса экологических нарушений также не обнаружено.

3. «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (18,8 млн тонн)

Крупнейший НПЗ «Роснефти» мощностью в 18,8 млн тонн - «Рязанская нефтеперерабатывающая компания» (до 2002 года - Рязанский нефтеперерабатывающий завод) - выпускает автобензин, дизтопливо, авиакеросин, котельное горючее, битумы для строительной и дорожной отраслей. Предприятие начало работать в 1960 году. В прошлом году завод переработал 16,2 млн тонн сырья с глубиной 68,6%, произведя при этом 15,66 млн тонн продукции, в том числе 3,42 млн тонн бензина, 3,75 млн тонн дизтоплива и 4,92 млн тонн мазута. На предприятии в 2014 году начал работать центр экологических исследований. Также функционируют пять экологических лабораторий. Замеры вредных выбросов осуществляются с 1961 года.

4. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (17 млн тонн)

Один из лидеров отечественной нефтепереработки, предприятие «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» (владелец - «Лукойл»), расположено в городе Кстово Нижегородской области. Предприятие, мощность которого в настоящее время достигает 17 млн тонн, было открыто в 1958 году и получило наименование Новогорьковский нефтеперерабатывающий завод.

НПЗ производит порядка 70 наименований продукции, включая бензиновое и дизельное топливо, горючее для авиационного транспорта, парафины и нефтебитумы. «Лукойл-Нижегороднефтеоргсинтез» является единственным в России предприятием, выпускающим пищевые парафины твёрдого типа. Глубина переработки достигает 75%. На заводе работает экологическая лаборатория, имеющая в своём составе два передвижных комплекса. В рамках программы «Чистый воздух» резервуары завода оборудованы понтонами для уменьшения в десятки раз количества выбросов углеводородов в атмосферу. За последние десять лет усреднённые показатели загрязнения окружающей среды снизились втрое.

5. «Лукойл-Волгограднефтепереработка» (15,7 млн тонн)

Волгоградский (Сталинградский) НПЗ, запущенный в 1957 году, в 1991 году вошёл в состав компании «Лукойл» и получил новое название - «Лукойл-Волгограднефтепереработка». Мощность завода составляет 15,7 млн тонн, фактическая - 12,6 млн тонн с глубиной переработки в 93%. Сейчас предприятие выпускает около семи десятков наименований продуктов нефтепереработки, включая автобензин, дизтопливо, сжиженные газы, битумы, масла, коксы и газойли. По данным «Лукойла», благодаря выполнению программы экологической безопасности, валовые объёмы вредных выбросов были сокращены на 44%.

6. «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» (15 млн тонн)

Ново-Ярославский нефтеперерабатывающий завод (в настоящее время - «Славнефть-ЯНОС», совместная собственность компаний «Газпром» и «Славнефть»), начал работать в 1961 году. Актуальная установленная мощность завода составляет 15 млн тонн сырья, глубина переработки - 66%. Предприятие занято выпуском автомобильных бензинов, дизельного горючего, топлива, используемого в реактивных двигателях, широкого спектра масел, битумов, восков, парафинов, ароматических углеводородов, мазута и сжиженных газов. За последние 11 лет «Славнефть-Ярославнефтеоргсинтез» существенно улучшил качество своих промышленных стоков. Количество накопленных прежде отходов уменьшилось в 3,5 раза, а объём загрязняющих выбросов в атмосферу - в 1,4 раза.

7. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» (13,1 млн тонн)

В 1958 году был введён в эксплуатацию Пермский нефтеперерабатывающий завод. Позже он получил такие названия, как Пермский нефтеперерабатывающий комбинат, «Пермнефтеоргсинтез» и в итоге, после перехода в собственность «Лукойла», был переименован в «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез». Мощность предприятия при глубине переработки сырья 88% достигает 13,1 млн тонн. «Лукойл-Пермнефтеоргсинтез» производит широкий ассортимент продукции, включающий десятки пунктов - бензины, дизтопливо, горючее для реактивных силовых установок, газойли, толуол, бензол, сжиженные углеводородные газы, серу, кислоты и нефтяные коксы.

По заверениям руководства завода, на предприятии активно осуществляются меры, которые позволяют исключить выбросы в окружающую среду загрязняющих компонентов сверх нормативных ограничений. Все виды нефтесодержащих отходов утилизируются при помощи специального современного оборудования. В прошлом году завод победил в конкурсе «Лидер природоохранной деятельности в России».

8. «Газпромнефть - Московский НПЗ» (12,15 млн тонн)

Московский нефтеперерабатывающий завод (собственник - «Газпром нефть»), который в настоящее время обеспечивает удовлетворение 34% потребностей российской столицы в нефтепродуктах, был построен в 1938 году. Мощность предприятия достигает 12,15 млн тонн при глубине переработки в 75%. Завод занят преимущественно в топливном сегменте - производит моторное горючее, однако дополнительно выпускает и битум. Также производятся сжиженные газы для бытовых и коммунальных нужд, топочный мазут. По данным «Газпромнефть - Московский НПЗ», система экологического менеджмента на предприятии соответствует международным стандартам.

Тем не менее, с 2014 года завод неоднократно оказывался в центре внимания ввиду выбросов сероводорода в атмосферный воздух Москвы. Хотя, по данным МЧС, источником загрязнения действительно оказалось упомянутое нефтеперерабатывающее предприятие, соответствующие официальные обвинения предъявлены не были, а под подозрение попали ещё три десятка промышленных объектов, расположенных в городе. В 2017 году представители Московского НПЗ сообщили, что превышений по загрязняющим выбросам на территории предприятия не наблюдается. Напомним, в московской мэрии заявили о запуске системы наблюдения за выбросами завода.

9. «РН-Туапсинский НПЗ» (12 млн тонн)

Предприятие «РН-Туапсинский НПЗ» является старейшим нефтеперерабатывающим заводом в России. Он был построен в 1929 году. Уникальность предприятия состоит также в том, что это - единственный НПЗ в стране, расположенный на черноморском побережье. Собственник «РН-Туапсинский НПЗ» - корпорация «Роснефть». Мощность завода составляет 12 млн тонн (фактически в год перерабатываются 8,6 млн тонн сырья), глубина переработки - до 54%. Основной ассортимент выпускаемых продуктов - бензин, включая технологический, дизтопливо, керосин для осветительных целей, мазут и сжиженный газ. По данным администрации завода, на НПЗ удалось в сжатые сроки сократить в два раза объёмы загрязняющих выбросов в атмосферный воздух. Также качество стоков доведено до показателя рыбохозяйственных водоёмов первой категории.

10. «Ангарская нефтехимическая компания» (10,2 млн тонн)

В Ангарске Иркутской области расположились производственные объекты «Ангарской нефтехимической компании», специализирующейся на нефтепереработке. В комплекс входят нефтеперерабатывающий, химический блоки, а также комбинат по производству масел. Установленная мощность - 10,2 млн тонн, глубина переработки - 73,8%. Комплекс был запущен в 1945 году как предприятие по производству жидкого угольного топлива, а в 1953 году ввели в эксплуатацию первые нефтехимические мощности. Сейчас компания производит автобензин, дизтопливо, керосин для воздушных судов, спирты, мазут, серную кислоту, масла. В рамках выполнения мероприятий экологической безопасности обустроены закрытые факелы для нейтрализации сбросных газов, возводится система оборотного водоснабжения.

Лидеры в переработке нефти: топ регионов и компаний

Если говорить о российской нефтеперерабатывающей отрасли в целом, то для неё характерна большая (до 90%) степень консолидации. Заводы преимущественно работают в составе компаний вертикально-интегрированного типа.

Большая часть существующих в России нефтеперерабатывающих заводов была построена ещё в советский период. Распределение нефтеперерабатывающих предприятий по регионам осуществлялось по двум принципам - близости к месторождениям сырья и сообразно необходимости поставок горюче-смазочных материалов и продуктов нефтехимии в конкретные районы РСФСР, или же в соседние республики СССР. Данные факторы и предопределили картину расположения нефтеперерабатывающих мощностей на территории современного российского государства.

Современный этап развития отечественной переработки «чёрного золота» характеризуется не только наращиванием мощностей, но и тотальной модернизацией производства. Последняя даёт возможность российским компаниям как улучшить качество продукции до уровня самых жёстких международных стандартов, так и повысить глубину переработки сырья, а также минимизировать негативное воздействие на окружающую среду.

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Расчёт глубины переработки нефти

Глубина переработки нефти (ГПН) является одним из важнейших показателей эффективности нефтеперерабатывающего предприятия.

Она представляет собой величину, которая показывает отношение объёма полученных товарных нефтепродуктов к общему объему потраченного сырья.

Другими словами, сколько полезной продукции получается, к примеру, из одной тонны (или барреля) нефти. Глубокая позволяет более эффективно использовать каждый баррель «черного золота».

Это параметр рассчитывается по следующей формуле:

ГПН = ((Общий объём переработанного сырья – Объём полученного мазута – Объём производственных потерь – Объем топлива, потраченного на собственные нужды) / Общий объём переработанного сырья) * 100 %

Величина этого показателя в России и за рубежом

Глубина переработки нефти в нашей стране в среднем находится на уровне 74-х процентов, в европейских странах – на уровне 85-ти процентов, в США – 95-96 процентов.

Согласитесь, разница более чем существенная. Это объясняется тем, что после распада Советского Союза России достались 26-ть НПЗ, устаревших к тому моменту и физически, и морально. Восемь из них были запущены еще до начала Второй Мировой войны, пять были построены до 1950 года, еще девять до 1960-го.

Таким образом, 22 из 26-ти российских нефтеперерабатывающих завода находятся в эксплуатации уже больше полувека. Кроме того, практически все новые НПЗ, которые построили в СССР за период с 1970-го по 1980-ый годы, были расположены на территории бывших союзных республик, ставших теперь независимыми государствами.

К примеру, с 1966-го по 1991-ый год на территории СССР построили семь новых предприятий нефтепереработки, из которых только одно было на территории Российской Федерации. Из остальных шести два остались в Казахстане (Чимкентский и Павлодарский НПЗ), по одному – на Украине (Лисичанск), в Беларуси (Мозырь), в Литве (Мажейкяе) и в Туркмении (Чарджоу).

Единственное относительно новое нефтеперерабатывающее предприятие, которое было запущено после 1966-го года на российской территории, это Ачинский НПЗ (год ввода в эксплуатацию – 1982-ой).

Еще одним относительно новых предприятием нефтепереработки является «Нижнекамскнефтехим» (город Нижнекамск), которое было запущено в 1979-ом году и до сих пор производит сырье для нефтехимической отрасли.

В начале 90-х годов прошлого века глубина переработки нефти российских НПЗ была на уровне 64-х процентов. 80 процентов оборудования было морально отсталым.

К 1999-му году глубина переработки нефти в среднем составляла 67,4 процента, и только Омский НПЗ сумел поднять эту планку до 81,5 %, что сравнимо со среднеевропейскими показателями.

Несмотря на то, что Россия по-прежнему отстает по ГПН от развитых мировых держав, за последние 17-18 лет наметились обнадеживающие тенденции.

Так, к примеру, с 2002-го по 2007-ой год устойчиво росли объемы отечественной нефтепереработки (в среднем около 3-х процентов в год в период с 2002-го до 2004-го и 5,55 – с 2005-го по 2007-ой). Средний уровень загруженности действующих мощностей первичной переработки в 2005-ом достиг 80-ти процентов, а в количественном выражении перерабатываемые годовые объемы выросли со 179 миллионов тонн в 2000-ом до 220 миллионов тонн в 2006-ом году.

Кроме того, на нескольких действующих российских НПЗ были построены комплексы глубокой переработки нефти.

В 2004-ом на Пермском нефтеперерабатывающем заводе, принадлежащем корпорации «Лукойл», был запущен комплекс гидрокрекинга, в 2005-ом запустили установку каталитического риформинга на Ярославском предприятии «Ярославнефтеоргсинтез», принадлежащем компании «Славнефть», а также на Рязанском НПЗ (собственность компании «ТНК-ВР») были введены в эксплуатацию сразу два комплекса с высокой ГПН – мягкого гидрокрекинга и каталитического крекинга.

Не оставала от конкурентов и «Татнефть». В 2010-ом эта компания запустила в Нижнекамске установку для первичной нефтепереработки, мощность которой составила 7 миллионов тонн в год. Эта установка стала частью Нижнекамского комплекса предприятий нефтехимии и нефтепереработки ТАНЕКО.

В конце того же года на Нижегородском НПЗ началось производство автомобильного бензина, соответствующего по своим качественным характеристикам стандарту ЕВРО-4.

Таким образом, программу по модернизации отечественных НПЗ, рассчитанная до 2011-го года, нефтяные компании выполнили полностью.

Однако на этом процесс не остановился. К примеру, НК «Роснефть» провела реконструкцию пяти установок вторичной нефтепереработки для увеличения глубины переработки нефти:

• на Куйбышевском НПЗ – гидрокрекинговой установки; установки для гидроочистки дизтоплива и установки для каталитического риформинга;
• на Сызранском и Комсомольском НПЗ – по одной каталитической риформинговой установки.

В 2001-ом с опережением графика были завершены работы по введению в эксплуатацию установки для изомеризации на предприятии «Славнефть-ЯНОС», способной перерабатывать в год 718 тысяч тонн сырья.

Результатом всей проделанной работы стало то, что к 2013-му году на территории Российской Федерации работало пятьдесят заводов, из которых 23 крупных НПЗ находились в структуре вертикально интегрированных российских компаний, восемь – это независимые нефтеперерабатывающие предприятия с годовой мощностью более миллиона тонн сырья, и 15-ть предприятий, мощность которых составляла менее миллиона тонн сырья в год.

Таким образом, в 2013-ом году нефтепереработка в России достигла 275 миллионов 200 тысяч тонн, загрузка мощностей в среднем составила 92,9 процента, а ГПН – 72 процента.

В течение 2015-го года в РФ ввели в эксплуатацию одиннадцать новых установок, предназначенных для вторичной нефтепереработки, и в этом же году общий объем переработанного сырья достиг отметки 282 миллиона 400 тысяч тонн, а уровень глубины переработки нефти достиг 74,2 процента.