Как смешивать нефть, чтобы получить больше бензина на НПЗ

Проблема, знакомая каждому НПЗ на примере Нигерии

Нигерия ежедневно потребляет около 66 × 10³ м³ бензина (66 млн л/сут). При этом четыре государственных нефтеперерабатывающих завода общей мощностью около 72 300 м³/сут (455 тыс. барр./сут) работают менее чем на 50 % — сказываются износ, недостаток обслуживания и управленческие трудности. Более 80 % бензина страна вынуждена импортировать. Каждый кубометр, полученный на месте, — это экономия валюты, рабочие места и энергетическая безопасность.

Именно здесь вступает в игру смешение сырой нефти. Это операция, выполняемая на НПЗ ежедневно, часто без должного внимания. Однако исследование группы Sharif H. Zein (Университет Сохара, Оман; Университет Халла, Великобритания) и коллег из Малайзии, Саудовской Аравии и Омана показало: малые изменения пропорций смеси дают измеримый экономический эффект — +5,6 % бензина без нового насосного оборудования и без реконструкции колонны, только за счёт подбора сырья.

Четыре нефти, которые не встречались вместе

Выбраны четыре нигерийские нефти — Antan, Usan, Bonga и Forcados. Все относятся к среднесернистым: плотность 26,5–31,1 °API, содержание серы 0,22–0,27 мас. %. Набор не случаен. Bonga и Forcados богаты лёгкими фракциями и дают высокий потенциал нафты — сырья для бензина. Antan и Usan обеспечивают баланс средних дистиллятов, предотвращая перекрытие керосина и дизеля в колонне. Такая комбинация ранее не изучалась — в этом новизна работы.

Моделирование выполнено в Aspen HYSYS v12.1 — отраслевом стандарте расчёта нефтепереработки. Установка: 23 850 м³/сут (150 тыс. барр./сут), атмосферная дистилляционная колонна на 29 теоретических ступеней, три боковых стриппера, дебутанизатор для стабилизации нафты.

Свойства нефтей взяты из базы Petroleum Assay и сверены с опубликованными данными. Модель проверена против реальных показателей нигерийских НПЗ: отклонения по выходам продукции — в пределах ±4 %, по температурам на тарелках — не более 6 С.

Что показала оптимизация

Базовая смесь — по 25 % каждой нефти — давала 7,57 × 10³ м³/сут (7,57 млн л/сут) бензина. Оптимизатор Aspen HYSYS, использующий метод последовательного квадратичного программирования (SQP), перебрал соотношения в диапазоне 10–70 % для каждой нефти и нашёл наилучшую комбинацию:

• Antan — 10 %
• Usan — 37,45 %
• Bonga — 10 %
• Forcados — 42,55 %

Результат: 7,99 × 10³ м³/сут (7,99 млн л/сут), то есть +5,64 %. В пересчёте на поток — рост с 315,5 до 333,3 м³/ч. Оптимизация устойчива: возмущение начальных условий на ±10 % меняло выход бензина менее чем на 1 %.

Решающий вклад внесли Usan и Forcados. Первая — благодаря сбалансированному парафиновому профилю, вторая — за счёт более тяжёлых ароматических фракций, благоприятно влияющих на выход лёгких продуктов при дистилляции. Antan и Bonga оказались скорее «балластом», и оптимизатор сократил их доли до минимума.

Температура: тонкая грань между выгодой и риском

Рост температуры сырья с 280 до 380 °C увеличивает выход бензина с 28,5 до 33,5 об. %. Оптимум — около 360–380 °C. При 380 °C октановое число падает примерно на 2 пункта, содержание серы растёт на 0,04 мас. %, а в трубах печи начинается раннее коксование. Причина — чрезмерный крекинг парафинов. Вывод: 370 °C — практический потолок, выше которого выгода мизерна, а риски реальны.

Качество не пострадало

Рост выхода не достигнут ценой качества. Полученный бензин соответствует нигерийским стандартам:

• октановое число по исследовательскому методу — около 92 (минимум по NIS 116 — 90);

• сера — 0,038 мас. % (предел — 0,05 мас. %);

• давление паров — около 65 кПа (норма 60–70 кПа).

Оптимизация смешения — не компромисс, а чистое улучшение.

Экономика: цифры, которые говорят сами за себя

Экономическая оценка выполнена по стандартным методикам НПЗ (Sinnott и Towler) с допущениями: 360 рабочих дней в году, срок службы 20 лет, ставка дисконтирования 15 %. Цены взяты из открытых британских источников: бензин — 1,50 GBP/л, стоимость производства — 0,82 GBP/л.

Что даёт оптимизация:

• дополнительная годовая выручка от бензина — 241,5 млн GBP (+5,64 %);

• общая дополнительная выручка по всем потокам — 113 млн GBP (+1,1 %);

• NPV и IRR растут на 6 % и 2,8 % соответственно;

• срок окупаемости сокращается на 3,4 %.

Анализ чувствительности подтвердил устойчивость проекта:

• Рост цен на нефть на 15 % — NPV падает с 10,19 до 9,34 млрд GBP, IRR — с 26,3 % до 24,1 %. Проект остаётся прибыльным.

• Рост налога на 10 % — NPV и IRR не меняются, срок окупаемости растёт с 3,2 до 3,7 лет.

• Сокращение операционных дней на 10 % — NPV падает до 5,19 млрд GBP (−51,9 %), IRR — до 25,3 %, срок окупаемости растёт до 4,7 лет. Даже в этом консервативном сценарии проект жизнеспособен.

Энергия и экология: бонус, о котором часто забывают

Оптимизация смеси дала побочный эффект: нагрузка печи снизилась примерно на 8 %, так как более лёгкие нефти требуют меньше тепла для испарения. Рекуперация тепла в системе предварительного нагрева выросла на 6 %. Итог — общее потребление пара и охлаждающей воды упало на 5–7 %.

По оценкам авторов, это соответствует сокращению выбросов CO₂ примерно на 9 %, или около 15 000 т/год для установки 23 850 м³/сут (150 тыс. барр./сут). Экологический эффект достигнут не за счёт дорогих фильтров, а за счёт лучшего подбора сырья.

Дополнительный резерв — интеграция тепла. В модели использованы всего два теплообменника. Добавление ещё одного, рекуперирующего тепло дизеля или атмосферного газойля, снизило бы нагрузку печи ещё на 10–12 МВт и подняло бы энергоэффективность на 7–8 %. Полный pinch-анализ не проводился, но направление очевидно.

Ограничения и что дальше

Авторы прямо перечисляют ограничения:

• анализ стационарный, без динамики;

• нет валидации на пилотной установке;

• сеть теплообменников намеренно упрощена;

• экономика основана на средних ценах, а не на реальных контрактах.

Будущая работа должна включать динамическое моделирование, детальный pinch-анализ, оценку углеродного следа и сбор полевых данных о работе печи и качестве продукции. Но даже в нынешнем виде исследование даёт практический рецепт: систематический подбор смеси с помощью симулятора способен улучшить экономику и экологию НПЗ без капитальной реконструкции.

Главный вывод

Нефтепереработка часто воспринимается как консервативная отрасль, где улучшения требуют миллиардных инвестиций. Нигерийский кейс показывает обратное. Четыре доступные нефти, стандартное программное обеспечение, несколько недель расчётов — и результат: +5,6 % бензина, +241 млн GBP выручки в год, −9 % выбросов CO₂. Это не революция, но именно из таких инкрементальных шагов складывается реальная эффективность. Для развивающихся экономик, где каждый баррель и каждый доллар на счету, такой подход может оказаться ценнее самой амбициозной технологической модернизации.

По материалам: Zein, S.H.; Ajayi, A.; Jabbar, K.J.; Abdullah, M.F.; Ahmed, U.; Jalil, A.A. Crude Blend Optimization for Enhanced Gasoline Yield: A Nigerian Refinery Case Study. ChemEngineering 2026, 10, 5