Глубина переработки нефти в России и в мире

Определение и формула расчета

Российская нефтеперерабатывающая система все еще имеет значительное наследие от своего советского прошлого. Тогда нефтеперерабатывающие заводы были расположены в относительно отдаленных регионах для обслуживания военно-промышленного комплекса, а добыча мазута поощрялась для поставок тяжелой промышленности. Тем не менее, этот акцент на «тяжелых концах» оставил значительную потребность в модернизации, поскольку Россия вступила в постсоветский период, и спрос на более легкие продукты увеличился. Это повлекло за собой необходимость в увеличении глубины переработки нефти.

Глубина переработки нефти — величина, показывающая отношение объёма продуктов переработки нефти к общему объёму затраченной при переработке нефти. Она рассчитывается по следующей формуле:

Глубина переработки = (Объём переработки — Объём производства мазута — Объём потерь и топлива на собственные нужды) / Объём переработки*100%

При определении и сравнении показателя глубины переработки нефтяного сырья необходимо иметь в виду следующее:

1. Поскольку показатель глубины переработки нефтяного сырья зависит от потенциального содержания в поступающей нефти светлых фракций, выкипающих до 350^оС, то сравнение отдельных нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ) по этому показателю правомерны только в том случае, если сравниваемые предприятия перерабатывают смеси нефти с примерно одинаковым потенциальным содержанием светлых фракций, выкипающих до 350^оС;
2. При прочих равных условиях показатель глубины переработки нефтяного сырья будет выше на тех НПЗ, которые, наряду с нефтью, перерабатывают газовый конденсат.
3. Поскольку в зависимости от конъюнктуры внешнего и внутреннего рынка в отдельные месяцы НПЗ увеличивают производство нефтепродуктов, пользующихся повышенным потребительским спросом (топливо технологическое экспортное, вакуумный газойль, мазут судовой, моторное и судовое топлива и т.д.), то эффективность переработки нефтяного сырья на отдельных НПЗ может характеризовать только показатель, рассчитанный на основе предприятия в целом за год и с учетом среднегодового (средневзвешенного) содержания в поставляемой нефти светлых фракций, выкипающих до 350 ^оС.

В связи с этим, глубина переработки нефти не является универсальным показателем для определения эффективности и технологичности завода.

Глубина переработки в России

Что касается средней глубины переработки нефти на НПЗ России, то она составляет порядка 71% по данным за 2014 год. К 2018 году этот показатель вырос и составляет более 80%. Это может говорить о положительной динамике развития нефтеперерабатывающего сектора в России.

Глубина переработки по НПЗ

В настоящее время мощности по переработке в России составляют около 300 млн. тонн, основная часть которых сосредоточена на полноценных нефтеперерабатывающих заводах, а остальная часть – на специализированных установках по переработке газового конденсата, специализированных смазочных заводах и ряде мини-НПЗ.

Завод	Компания	Год ввода в эксплутацию	Мощность, млн тонн в год	Глубина переработки,%
1. Омский НПЗ	Газпром Нефть	1955	21,1	92%
2.Киришинефтеоргсинтез	Сургутнефтегаз	1966	20,1	57%
3.Рязанская НПК	ТНК-BP/Роснефть	1960	19,1	67%
4.Нижегороднефтеоргсинтез	Лукойл	1958	17	65%
5.Ярославнефтеоргсинтез	Славнефть	1961	15	67%
6.Пермнефтеоргсинтез	Лукойл	1958	13,1	84%
7.Московский НПЗ	Газпром Нефть	1938	12,3	74%
8.Туапсинский НПЗ	Роснефть	1929	12	56%
9.Волгограднефтепереработка	Лукойл	1957	11,4	92%
10.Ангарская НХК	Роснефть	1955	10,2	75%
11.Газпром Нефтехим	Салават Газпром	1948	10	82%
12.Новокуйбышевский НПЗ	Роснефть	1951	9,5	72%
13.Уфанефтехим	Башнефть	1957	9,5	92%
14.Новоуфимский НПЗ	Башнефть	1951	9	88%
15.Сызранский НПЗ	Роснефть	1942	8,5	69%
16.ТАИФ НК	ТАИФ НК	1980	8,3	75%
17.Комсомольский НПЗ	Роснефть	1942	8	61%
18.Уфимский НПЗ	Башнефть	1937	7,5	73%
19.Ачинский НПЗ	Роснефть	1982	7,5	62%
20.ТАНЕКО	Татнефть	2011	7	75%
21.Куйбышевский НПЗ	Роснефть	1945	7	61%
22.Саратовский НПЗ	ТНК-BP/Роснефть	1934	7	61%
23.Орскнефтеоргсинтез	Sermules Enterprises Limited	1935	5,8	69%
24.Афипский НПЗ	НефтеГазИндустрия	1964	5,3	56%
25.Хабаровский НПЗ	НК Альянс	1935	5	65%
26.Ухтанефтепереработка	Лукойл	1933	4,1	62%
27.Антипинский НПЗ	Холдинг “Нефтегазохимические технологии”	2008	3,6	53%
28.Краснодарский НПЗ	ЗАО КНПЗ-КЭН»	1991	3	55%
29.Новошахтинский НПЗ	Юг Руси	2009	2,5	45%
30.Марийский НПЗ	Частные лица	1998	1,4	77%

Глубина переработки в мире

Глубина переработки в странах Западной Европы составляет порядка 85-90%, на наиболее развитых заводах США – 94-98%. Также стоит отметить крайне быстрые темпы роста глубины переработки в Азиатском регионе.

Глубина переработки в США

Глубина переработки в США на наиболее модернизированных заводах может достигать 94-98%.

Пути увеличения глубины переработки нефти

Углубление переработки нефти, с одной стороны, позволяет решить проблему увеличения ресурсов моторных топлив. С другой – обусловливает резкое сокращение выработки котельных топлив, так как мазут является основным компонентом этих топлив. Возмещение сокращающейся доли мазута идет несколькими путями.

Углубление отбора на вакуумных блоках установок АВТ

Процесс углубления переработки нефти необходимо начинать с вакуумных блоков установок АВТ (атмосферно-вакуумная трубчатка), куда в качестве сырья поступает мазут с атмосферного блока. Максимальное извлечение вакуумного газойля позволяет получить ценное сырье для процессов каталитического и гидрокрекинга. Увеличение отбора вакуумного газойля сопровождается утяжелением его фракционного состава газойля. Это в свою очередь приводит к повышению его коксуемости и содержания металлов, являющихся каталитическими ядами для процессов крекинга. Увеличенный отбор целевых фракций на вакуумных блоках позволяет снизить количество остаточного гудрона. В свою очередь это позволит снизить капитальные затраты при строительстве мощностей по переработке гудрона. На западе процесс максимизации отбора газойля носит название “Deep Cut” (в пер. на рус. глубокое извлечение).

Переработка гудронов

После максимального извлечения газойля в вакуумной колонне, вязкость гудрона значительно увеличивается. В нем концентрируются в основном тяжелые ароматические и полициклические углеводороды с высоким содержанием сернистых и азотистых соединений, различных металлов. Все это затрудняет переработку гудрона с целью увеличения выхода светлых нефтепродуктов, однако существует ряд технологий.

 

Масляный профиль

В том случае, если предприятие имеет развитый комплекс производства масел, тяжелая часть вакуумного газойля и гудрон могут использоваться для получения базовых масел. Продукты очистки масел (асфальт и экстракты) можно использовать для получения кокса или битума. Деасфальтизация гудрона пропаном применяется для полного удаления из нефтяных остатков (гудрона) асфальтенов и основного количества (до 80%) смолистых веществ и полициклических ароматических углеводородов. Это позволяет улучшать вязкостно-температурные свойства, индекс вязкости, коксуемость, цвет, стабильность (эксплуатационных свойств) масляных фракций.

Коксование

Один из перспективных путей глубокой переработки нефти – процесс коксования. Это процесс, позволяющий перерабатывать нефтяные остатки при высоких температурах с целью получения кокса и дистиллятных фракций.

Продукты коксования:

• 4-6% газа,
• 2-4% ППФ (пропан-пропиленовая фракция) и ББФ (бутан-бутиленовая фракция),
• 8-10% нафта, которая после гидроочистки может поступать на установки риформирования
• 34-35% ЛГК (легкий газойль коксования) – гидроочищается и может являться компонентом товарного дизельного топлива
• 17-19% ТГК (тяжелый газойль коксования) поступает на установки крекинга
• 28-30% – топливный кокс, является ценным сырьем в металлургической промышленности.

Процесс коксования один из самых популярных способов переработки тяжелых нефтяных остатков, имеющий широкий опыт промышленного внедрения, как в России, так и в США. Наряду с этим он имеет более низкие капитальные затраты в сравнении с технологиями крекинга гудрона.

Термокрекинг и висбрекинг

Процессы термокрекинга и висбрекинга по своей сути идентичны, температурный режим процесса висбрекинга считается более мягким, в результате чего в продуктах содержится меньше вызывающих осмоление олефиновых углеводородов, чем при термокрекинге.

Основной экономический аспект применения процесса висбрекинга — высвобождение вакуумного газойля и средних дистиллятов, ранее вовлекаемых в производство товарного мазута как разбавителей для достижения необходимых параметров вязкости.

В результате висбрекинга гудрона снижается его вязкость, что уменьшает расход разбавителя для приготовления котельного топлива на 20-25 % масс. и, тем самым, увеличиваются ресурсы дистиллятного сырья для каталитических процессов. При этом уменьшается общее количество котельного топлива.

Продукты висбрекинга:

• 1-2% газа
• 1-2% нафта, которая после гидроочистки может поступать на установки риформирования
• 3-4% газойль висбрекинга – после гидроочистки может являться компонентом товарного дизельного топлива, либо смешивается с остатком висбрекинга для снижения вязкости товарного мазута
• 92-95% остаток висбрекинга с пониженной в несколько раз кинематической вязкостью, поступает на приготовление товарного мазута.

Процесс висбрекинга — это один из недорогих и малозатратных процессов переработки нефтяных остатков, который как процесс претерпел в последние годы значи­тельные изменения и получил новые потенциальные возможности.

Каталитический и гидрокрекинг гудрона

Процесс гидрокрекинга гудрона ориентирован на максимальное превращение вакуумного остатка в товарные дистилляты. Этот процесс доказал свою эффективность в коммерческих масштабах, благодаря многолетней эффективной и надежной работе, обеспечивающей устойчивую экономическую отдачу. Он может быть легко интегрирован в существующие перерабатывающие мощности и предлагает несколько существенных преимуществ по сравнению с альтернативными технологиями.

Для установок гидрокрекинга некоторые лицензиары заявляют значения конверсии порядка 95-98% даже для сырья самого низкого качества. Фактически, высокосернистые остатки и высокоароматические потоки, как например газойли каталитического крекинга, являются традиционным сырьем для установок подобного типа.

Выходы нафты и дизельного топлива достигают более 85 об.%. Возможна интеграция с установками гидроочистки для подготовки к спецификациям качества сырья для установок риформинга, либо товарной продукции.

Небольшое количество вакуумного газойля, получаемого в процессе, обычно может быть переработано на существующих мощностях установок гидрокрекинга или каталитического крекинга, что снижает уровень необходимых капитальных вложений.

В процессе каталитического крекинга гудрона используется эффективный двухступенчатый регенератор с охладителем для катализатора. Это экономически эффективное средство для превращения умеренно и сильно загрязненного сырья в бензин и более легкие компоненты. Эти особенности вместе с другими важными конструктивными решениями заложены в основу управления высокой температурой сгорания, отложением металлов на циркулирующем катализаторе и другими проблемами, связанными с переработкой тяжелого сырья.

Недостатки установок каталитического и гидрокрекинга гудрона:

1. высокая стоимость капитальных затрат,
2. низкий процент опытного внедрения в России,
3. дефицит технологий “Deep Cut”  в России для подготовки гудрона и минимизации его количества в качестве сырья данных установок для снижения капитальных затрат на строительство данных установок.